劉 楊，劉非凡，孫 肖，王軍航，楊雪煒，封芳園

(山東石油化工學院 石油工程學院，山東 東營 257055)

隨著CO2驅油技術的不斷發(fā)展，其在低滲儲層中已得到廣泛應用。目前CO2驅已成為我國低滲油田的主要驅油技術之一[1]。CO2驅油與封存技術有助于增強油田中碳匯聚的能力，低碳環(huán)保與增產(chǎn)的目標已經(jīng)不再是夢想。該技術已經(jīng)逐漸成長為當前油田減少碳排放的有效方式之一[2-3]，具有良好的經(jīng)濟和社會雙重效益。CO2作為一種高效的驅油試劑，擁有較高的溶解性、較好的萃取功能[4]。與水介質相比，CO2具有黏度小、萃取能力強、注入能力強等優(yōu)勢，不僅能夠顯著減少原油的黏度，而且還能減少界面張力，極大地改善了原油的采收效果，從而增強采收率[5-6]。目前，如何擴大波及系數(shù)和提高驅油效率是CO2驅油提高原油采收率的兩個重要研究方向。

通過CO2驅油技術，可以有效地減少低滲透油藏的黏度，降低地層的滲透性，還能增強溶解性。利用CO2驅油技術，可以創(chuàng)造一個能夠清晰展示巖石顆粒黏結的可視化模擬，能夠有效檢測和評估它們的內(nèi)部結構及特征。另外，在巖芯替代的過程中，油是一種濕潤相。隨著CO2的不斷循環(huán)，原本的空間內(nèi)充滿了原油，繼而它的表面出現(xiàn)許多油膜，使CO2的循環(huán)變得更加順暢。同時，隨著注入壓力的變化，CO2的排放情況也有所變化。例如，隨著壓力的不斷增大，油氣兩相之間的過渡帶變得越來越短，CO2的溶解率也隨之提高，大大降低了油氣界面的設計應力。此外，通過注氣，還可以有效地提高實際地層壓力，并進一步提升混相的程度，以便更容易地獲得更多的石油產(chǎn)量[7]。

為更好的了解CO2驅能提高低滲油田的采收率，本文以勝利油田某典型低滲油藏A區(qū)塊為基礎，建立數(shù)值模型進行了相關研究。

1 油藏概況和數(shù)值模型的建立

1.1 油藏概況

該區(qū)塊儲層平均孔隙度為10.8%，平均滲透率為2.65×10-3μm2，碳酸鹽質量分數(shù)約為14%，屬于低孔低滲儲層，同時，儲層的層間非均質性較強。另外，CO2氣田距離每口井位置在17.0～20.5 km，產(chǎn)量豐富，距離油田區(qū)塊距離較近且交通便利，氣源問題得以解決。

1.2 數(shù)值模型的建立

考慮到該區(qū)的砂體發(fā)育特征，本模型采用角點網(wǎng)格系統(tǒng)(101×88×133)，共計1182104個網(wǎng)格節(jié)點。考慮到平面砂體的發(fā)育范圍，平面網(wǎng)格劃分采用 50 m×50 m，縱向網(wǎng)格考慮4個砂層組不同的砂體厚度，縱向網(wǎng)格厚度為1～2 m。其中，S4-1縱向劃分20個網(wǎng)格、S4-2縱向劃分40個網(wǎng)格、S4-3縱向劃分30個網(wǎng)格、S4-4縱向劃分40個網(wǎng)格。加上4個砂層組中間的3個隔層，隔層不細分網(wǎng)格，縱向上共計133個網(wǎng)格。模型示意圖如圖1所示。

圖1 特低滲透油藏模擬模型示意圖

模型油藏溫度 126.0 ℃，油藏埋深2800～3200 m，目前地層壓力 29 MPa。流體模型包括原油和地層水2個組分，原油飽和壓力 11.6 MPa，體積系數(shù)1.173，地層原油黏度為 1.59 mP·s，地層原油密度為 0.7386 g/cm3。數(shù)值模型為組分模型，擬組分劃分為8個，即：

①CO2作為第1個組分Y1；②將N2、CH4合并成為第2個擬組分Y2；③將C2～C3合并成為第3個擬組分Y3；④將C4～C5合并成為第4個擬組分Y4；⑤將C6作為第5個擬組分Y5；⑥將C7～C11合并成為第6個擬組分Y6；⑦將C12～C21合并成第7個擬組分Y7；⑧將C22～C30+合并成第8個擬組分Y8。

根據(jù)擬合好的數(shù)據(jù)，生成對應的黏度、體積系數(shù)等PVT數(shù)據(jù)和氣液平衡數(shù)據(jù)，得到流體模型，如圖2所示。

圖2 區(qū)塊流體擬合后相圖

2 優(yōu)選開發(fā)方式

無論是天然能量，還是彈性能量，都可以通過無因次彈性產(chǎn)量比來定量評估，從而更準確地反映出它們之間的相對大小關系，其表達式為[8]：

(1)

式中：Npr為無因次彈性產(chǎn)量比；Np為與總壓降對應的累積產(chǎn)量，104m3，(2.5×104m3)；N為原始原油地質儲量，104m3，(1582.8×104t)；Boi為原始原油體積系數(shù)(1.1387)；Bo為與總壓降對應的原油體積系數(shù)(1.1436)；Ct為綜合壓縮系數(shù)，MPa-1(4.3×10-4MPa-1)；Δp為總壓降，MPa(42.38 MPa-29.0 MPa=13.38 MPa)。

計算得到本區(qū)的無因次彈性產(chǎn)量比Npr為 0.2831。根據(jù)天然能量評價指標，該區(qū)屬于天然能量不足單元，故需采用人工注入其他能量來輔助開發(fā)。

本區(qū)屬于特低滲透油藏，異常高壓，無氣頂，周邊存在充足的 CO2氣源，通過對比天然能量開發(fā)、注水驅、CO2驅、WAG水氣交替注入等不同開發(fā)方式的指標，以確定本區(qū)塊開發(fā)方式。

由于本區(qū)塊屬于陸相沉積，儲層非均質性強，注氣驅油時CO2和地層原油不利的流度比會導致驅替劑突進等問題，影響注入CO2的波及效率，降低原油采收率。因此選用哪種開發(fā)方式就顯得尤為重要。

通過數(shù)值模擬，可以得到4種不同開發(fā)方式的剩余油飽和度場圖，如圖3所示。

a.天然能量；b.注水；c.CO2驅；d.WAG 水氣交替驅。圖3 不同開發(fā)方式的剩余油飽和度場圖

通過對比天然能量開發(fā)、注水驅、CO2驅、WAG 水氣交替注入4 種開發(fā)方式(表1)，預測到 2037 年，CO2驅的累積產(chǎn)油量最高，在 376.02×104t 左右。由于采出程度最高，累積產(chǎn)水量相對較低，平面儲量動用相對均衡，故最終選用的開發(fā)方式為 CO2驅。

表1 不同開發(fā)方式下的開發(fā)指標表

3 井網(wǎng)井距優(yōu)化

3.1 井網(wǎng)形式優(yōu)化

為了提高油藏的可采儲量、采收率、采油速度、穩(wěn)定產(chǎn)量和經(jīng)濟效益，科學合理的井網(wǎng)部署是必不可少的。在具體的井網(wǎng)設計中，應以地質特征為基礎，采用數(shù)值模擬技術，對多種方案進行計算，并對諸多指標進行對比，確定最佳的井網(wǎng)系統(tǒng)、密度和井距，以達到最佳的經(jīng)濟效益。

假定開發(fā)井距 350 m，為了更好地評估CO2驅油藏的開發(fā)效果，綜合考慮國內(nèi)外主流的井網(wǎng)形式。根據(jù)表2調(diào)研結果，最終選擇了五點法、反七點法和反九點法三種方法進行對比，以期獲得更好的油藏開發(fā)效果。

表2 國內(nèi)外注CO2開發(fā)油藏井網(wǎng)井結距調(diào)研果表

通過數(shù)值模擬對比開發(fā)井距為 350 m 前提下的五點法、反七點法、反九點法井網(wǎng)，預測到2037年，五點法井網(wǎng)的累積產(chǎn)油量最高，在571.97×104t 左右，采出程度最大，如表3所示。最終選用五點法井網(wǎng)作為本區(qū)塊的開發(fā)井網(wǎng)。

表3 不同井網(wǎng)形式下的開發(fā)指標表(350m)

3.2 井距優(yōu)化

在確定井網(wǎng)形式之后，為更好地實現(xiàn)區(qū)塊投產(chǎn)，必須對注采井距進行精確的計算，以實現(xiàn)技術上的有效利用和經(jīng)濟上的盈虧平衡。計算經(jīng)濟極限井距可通過一定方法并結合CO2驅產(chǎn)量模型計算，所以本處將重點探討CO2驅技術極限井距計算方法。

致密油藏采油井的極限泄油半徑r極限、非線性滲流區(qū)技術極限泄油半徑rca計算公式分別為[9]：

r極限=ra

(2)

rca=ra-rc

(3)

式中：r極限為致密油藏采油井的極限泄油半徑，m；rca為致密油藏采油井非線性滲流區(qū)的極限泄油半徑，m；rc為線性滲流區(qū)與非線性滲流區(qū)處臨界壓力梯度所對應采油井泄油半徑，m。

由上述公式建立CO2驅極限泄油半徑公式[10]：

(4)

式中：rCO2為CO2驅極限泄油半徑，m；pe-pw為生產(chǎn)壓差，MPa；Kg為空氣滲透率，mD；μo2為非混相區(qū)域黏度，mPa·s。

不同流度與極限泄油半徑關系曲線如圖4所示。

圖4 不同流度與極限泄油半徑關系曲線圖

根據(jù)圖4、表4對井距進行優(yōu)化，并結合試注情況得出：本區(qū)塊開采注采井距盡量控制在350～450 m。

表4 國內(nèi)外注CO2開發(fā)油藏井距調(diào)研結果表

4 壓力水平優(yōu)化

研究顯示，不同壓力保持水平對增油、耗氣變化、利潤、井口和管線要求都會有一定影響。

圖5和圖6分別為超前注氣區(qū)塊比產(chǎn)能變化曲線圖和同步注氣區(qū)塊比產(chǎn)能變化曲線圖，其中比產(chǎn)能=區(qū)塊產(chǎn)能/區(qū)塊初期產(chǎn)能。由圖6可知，保壓同步注氣要好于降壓同步注氣，超前注氣開發(fā)油井產(chǎn)能低于油井初期產(chǎn)能。

圖5 超前注氣區(qū)塊比產(chǎn)能變化曲線圖

圖6 同步注氣區(qū)塊比產(chǎn)能變化曲線圖

根據(jù)本區(qū)目前的地層壓力水平，設計了20、25、30、35 MPa 四個壓力保持水平，分別計算了采出程度、換油率等參數(shù)，如圖7、圖8所示。

圖7 不同地層壓力條件下采出程度曲線圖

圖8 不同地層壓力條件下?lián)Q油率曲線圖

從圖7、圖8中分析可得：①地層壓力保持水平越高，采出程度越高。當?shù)貙訅毫?20 MPa 上升至 30 MPa 時，單元的采出程度從21.25%上升至29.44%，提高了8.19%；當?shù)貙訅毫?20 MPa 上升至 35 MPa 時，單元的采出程度從21.25%上升至30.5%，提高了9.25%。②地層壓力保持水平越高，累換油率越高。當?shù)貙訅毫?20 MPa 上升至 30 MPa 時，單元的累換油率從 0.98 m3/t 上升至 1.37 m3/t，提高了 0.39 m3/t；當?shù)貙訅毫?20 MPa 上升至 35 MPa 時，單井的累換油率從 0.98 m3/t 上升至 1.37 m3/t，提高了 0.39 m3/t。

綜上可知，最優(yōu)的地層壓力保持水平為 30 MPa。

5 注采技術政策界限

5.1 注氣井注入能力

A區(qū)塊屬于勝利油田，注氣井不壓裂時候的啟動壓力為 10.5 MPa，每米吸氣指數(shù)是 0.7 t/(d·MPa·m)。

參考國內(nèi)同類型油藏注CO2驅替，計算單井最大注氣量公式為[11]：

Q注=Δpmax×Iw×h

(5)

其中：Δpmax為最大注氣壓差，MPa；Iw為每米吸氣指數(shù)，t/(d·MPa·m)；h為吸氣厚度，m。

根據(jù)本區(qū)塊基本參數(shù)(表5)以及注氣能力參數(shù)(表6)進行注氣能力計算，得單井最大注氣量為93.1～127.5 t/d。

5.2 油井產(chǎn)能

油井產(chǎn)量計算主要包括米采油指數(shù)、有效厚度、生產(chǎn)壓差。根據(jù)油井產(chǎn)能計算公式，建立一個可以應用于大部分情況的CO2驅油井產(chǎn)能預測方程[12]：

(6)

經(jīng)過上述處理，當?shù)貙又械臐B流由油氣兩相和單相滲流組成時，產(chǎn)能預測方程將發(fā)生巨大的變化。這種變化表現(xiàn)在：當滲流由油氣兩相和單相滲流組合時，產(chǎn)能預測方程的形式發(fā)生了顯著的變化，從而使得預測結果更加準確可靠。其式如(7)[12]：

(7)

式中，qo為油井產(chǎn)油量，m3/d；qomax為油井最大產(chǎn)油量，m3/d；Pwf為井底流壓，MPa；Pr為平均地層壓力，MPa；qb為流壓等于飽和壓力時的產(chǎn)量，m3/d；Pb為油藏飽和壓力，MPa。

根據(jù)本區(qū)塊基本參數(shù)(表7)、試采部分計算參數(shù)(表8)，進行油井產(chǎn)能預測，計算得單井最大日產(chǎn)油量為 27.32 t/d。

表7 油井產(chǎn)能計算參數(shù)取值表

表8 油井產(chǎn)能論證計算表

6 開發(fā)指標預測

該方案規(guī)劃總井數(shù) 92口，其中油井47口，注氣井45口。單井最大日產(chǎn)油能力為 22.1 t/d、累積產(chǎn)油量554×104t，單井日注CO2能力為 104t/d，單井控制地質儲量 19.56×104t 左右，15年采出程度 29.00%，如圖9所示。

圖9 累積產(chǎn)油量曲線圖

7 結論

1)通過數(shù)值模擬表明，在低滲透油藏中采用注入CO2的開采方式可以提高采收率，能達到油田增產(chǎn)目的；所得模型可用來調(diào)整油田開發(fā)生產(chǎn)，及時調(diào)整生產(chǎn)政策。

2)數(shù)值模擬過程中，各組分、各參數(shù)權重的調(diào)整較為關鍵，參數(shù)所占比重與模擬結果息息相關。如飽和壓力-衰竭實驗中擬合流體飽和度是非常重要的，這個值同油氣界面密切相關，將會嚴重影響原始流體儲量計算。

3)在地層異常高壓，無氣頂并且周邊存在充足CO2起源的情況下，CO2驅效果最好。

4)本區(qū)塊油藏水驅數(shù)值模擬是建立在CO2驅的前提下，數(shù)值模擬后的模擬結果采收率提高10%～15%，證明注入CO2可顯著提高油田采收率，可為同類型低滲油藏提供借鑒意義。