基于多指标正交试验设计的CO2非混相驱注气参数优化

李蒙蒙， 廖新维， 王万福， 陈昌照， 王 欢

(中国石油大学(北京) 石油工程学院， 北京 102249)

0 引言

CO2驱油作为一项日趋成熟的采油技术已受到世界各国的广泛关注.CO2驱从机理上可以分为混相驱和非混相驱.我国油藏中原油的突出特点是粘度高、蜡和胶质含量高、凝固点高.这些特点决定了我国多数油藏中的原油与CO2的最小混合压力过高，我国多数油田不适合于CO2混相驱.S.A.T.Nezhad等人[1]在2006年对CO2WAG非混相驱进行了室内试验研究，研究发现CO2WAG非混相驱在二次采油阶段的驱油效果比在三次采油阶段的应用效果要好.Shengnan Chen等人[2]在2009年建立了考虑净现值以及其不确定性的目标函数，应用改进的遗传算法对CO2驱注气井的注入量和生产井的井底流压进行了优化，并以此作为油藏数值模拟的控制条件，进行CO2驱优化研究.尚庆华等人[3]在2010年基于油藏数值模拟和正交试验设计方法，考虑不同油藏和流体物性对油井产能的影响，建立了CO2驱油井产能方程.马超群等人[4]在2012年建立了油藏机理模型，应用正交实验设计分析方法，确定了最优气水交替注气方案.参考前人的研究成果，本文采用油藏数值模拟与多指标正交实验设计相结合的方法，以吐哈油田牛圈湖油藏为例，建立了牛圈湖油藏组分数值模型，对CO2非混相驱可行性进行了相关研究.

1 试验区块油藏地质特征

吐哈油田牛圈湖油藏构造特征整体为近东西向展布的宽缓背斜，南北两侧受背冲逆断裂夹持.储层构造简单，断层规模小，天然裂缝不发育.试验区块位于牛圈湖东区(图1)，为4个菱形反九点注采井网，排距 150 m，井距450 m，井排方向与压裂裂缝方向平行.试验区块共有油井22口，水井6口，其中H43-8和H45-10为油井转注水井.油藏埋深1 500～1 850 m，地质储量193×104t.油层有效厚度为11.3 m，渗透率为3.4 md，孔隙度为13.7%.地面原油密度为0.87 g/cm3，粘度为22.3 mPa·s.油藏原始地层压力17. 8 MPa，泡点压力为6. 9 MPa，油藏温度为45℃.依据细管实验数据，得到牛圈湖区块地层原油CO2驱的最小混相压力为29.8 MPa，因此可以判定在地层压力17.8 MPa下注CO2为非混相驱.

图1 牛圈湖试验区块构造井位图

根据牛圈湖油藏储层及流体特征，收集油藏地质模型数据、相渗数据、原油高压物性数据和油藏生产动态数据，应用Eclipse数模软件，建立实验区块实际油藏的组分数值模型[5].试验区块的基本网格步长30 m×30 m，纵向上根据开发层系粗化为8个小层，模型网格采用角点网格系统.在平面I方向划分为49个单元，J方向划分为59个单元，Z方向划分为8个单元，总共网格数为49×59×8=23 128个.

2 牛圈湖试验区块CO2非混相驱注气参数优化

由于单因素分析不能得到各因素对试验指标的影响程度以及最优的CO2非混相驱注气参数，而正交试验设计方法，可以使试验数据点均匀分布，用较少的试验次数获得最优的试验结果，因此本文应用正交实验设计对注气参数进行了优化，首先进行CO2水气交替(WAG)非混相驱注气参数优化，CO2WAG非混相驱的注气影响因素较多[6]，本文选取注气时间、注气速度、关井气油比、井底流压、水气交替段塞比和注气周期6个因素进行正交试验方案设计[7]，对每个因素选取4个水平(表1)，按L32(49) 进行正交试验方案设计，注气试验方案及试验结果见表2.

表1 CO2WAG非混相驱注气试验因素和水平

表2 CO2 WAG非混相驱注气试验方案及结果

由于单一的试验指标不能得到较为理想的试验结果，因此采用了多指标分析.在多指标正交试验中，各指标的最优试验方案之间可能存在一定的矛盾，所以分析试验结果时需要兼顾各项指标，找出使每个指标都尽可能好的试验方案.本次试验采用综合评分的方法，确定相应指标的组合系数或权，然后对每号试验进行综合评分[8]，评分公式如下：

(1)

本次试验共选用平均地层压力、采出程度、CO2滞留率和换油率4个试验指标.在试验指标中，采出程度加权系数为3，CO2滞留率和换油率加权系数为1.5，地层压力加权系数为1.

综合评分= 3×采出程度+1.5×CO2滞留率

+1.5×换油率+地层压力

(2)

本次实验的评分标准见表3，试验结果的极差分析见表4.通过极差分析可以看出，各因素对综合试验指标的影响顺序依次是D>E>F>A>C>B，因此井底流压、段塞比和注气周期为影响CO2WAG驱的主要因素，其他3个因素对试验结果影响较小.通过对各因素水平的均值比较分析，可以得出最优水平组合为A4B1C3D4E3F1.通过以上分析得出吐哈油田牛圈湖典型区块CO2WAG驱的最优参数为注气年限为25年，注气速度为20 000 m3/d，总注气量为72.1万吨，关井气油比为1 500 m3/m3，井底流压为7 MPa，水气交替段塞比为2∶1，注气周期为6个月.

表3 CO2WAG非混相驱注气试验评分标准

表4 CO2WAG非混相驱注气试验结果分析

在对牛圈湖试验区块CO2WAG非混相驱进行注气参数优化后，运用同样方法进行CO2连续注气非混相驱注气参数优化设计.选取注气时间、注气速度、关井气油比和井底流压4个影响因素[9]，并对每个因素选取4个水平，按L16(45) 进行正交试验方案设计.本次试验依然采用综合评分的方法，评分公式和试验评价指标与CO2WAG非混相驱相同.根据实验所得综合评分，得到牛圈湖典型区块CO2连续注气非混相驱的最优参数为注气年限为20年，注气速度为15 000 m3/d，总注气量为131.4万吨，关井气油比为2 000 m3/m3，井底流压为7 MPa.

3 牛圈湖试验区块提高采收率潜力评价

应用试验优化的注气参数进行试验区块提高采收率方案设计，应用油藏数值模拟方法，对方案动态指标进行预测，对该区块提高采收率潜力进行评价.牛圈湖试验区块开发方式为早期注水开发，因此在此基础上提出3种提高采收率的技术方案.

方案一：注水开发.油井以原来的工作制度定产量生产，注水井以原来的工作制度定注入量注水，使地层压力保持在一定水平，注水年限为25年.

方案二：水驱后CO2连续注气开发.生产井以定压生产，井底流压保持在饱和压力以上为7 MPa, 注气速度为15 000 m3/d，总注入量为131.4万吨，关井气油比为2 000 m3/m3，生产年限为20年.

方案三：水驱后 CO2水气交替注气开发.生产井以定压生产，井底流压保持在饱和压力以上为7 MPa，注气速度为20 000 m3/d，注水速度为20 m3/d.总注气量为72.1万吨，总注水量为73万吨.关井气油比为1 500，水气交替段塞比为2∶1，注气周期为6个月，生产年限为25年.

以上3种技术方案分别代表了3种不同的开发方式在最优注入工艺情况下的开发方案，不同开发方案的预测结果见图2～图4和表5.

图2 不同开发方案采出程度变化柱状图

图3 不同开发方案地层压力变化曲线图

图4 不同开发方案气油比变化曲线图

注气累增液量累增油量累增气量综合含水累注水量累注气量埋存量地层压力气油比采出程度换油率CO2滞留率埋存系数方式万方万方亿方%万吨万吨万吨MPa%%t/tt/tt/t水驱183.637.20.0891152.3//102619.4///CO2驱60.554.34.410.6/129.445.724144727.036.60.40.23WAG驱114.862.62.953.272.370.315.61584130.677.50.20.08

由以上3种开发方案的预测结果可以看出，CO2驱和CO2WAG驱替方式的采出程度以及地层压力保持水平均比水驱效果要好.CO2WAG驱的采出程度、换油率和气油比等指标均比CO2驱效果好，但CO2滞留率以及埋存系数较CO2驱偏低，这主要是因为CO2驱中CO2注入量比CO2WAG驱的总注入量要大很多，因此埋存量也比较大.综合考虑以上指标，采用WAG方式注CO2开发效果好.CO2水气交替开发25年后，综合含水为53.3%.此时由于生产井气油比较大，有一半的生产井关井，累积增油量增加缓慢，可停止注气，转注水开发.进行二次水驱[10]开发，可以有效的驱替残余油，并且能够将岩石孔隙中的气体驱替出来，为原油提供流动通道，提高原油采收率.

4 结论

(1)根据吐哈油田油藏地质开发特征，建立试验区块实际油藏的组分数值模型.采用多指标正交试验设计方法，进行CO2非混相驱注气参数优化，得到CO2连续注气和WAG驱的注气优化参数.关井气油比为CO2连续注气驱主要影响因素，而CO2WAG驱的主要影响因素为水气交替段塞比、注气周期和生产井井底流压.

(2)对比水驱，CO2连续注气驱和CO2WAG驱3种不同开发方式，CO2WAG驱采出程度比水驱要高11.2%，比CO2连续注气驱高3.6%.因此采用WAG方式注CO2开发，可以达到很好的驱油效果.

(3)进行CO2WAG驱方案指标预测发现，开发25年后生产井由于气油比上升而关井数量大幅增加.此时可停止注气转注水开发，进行二次水驱开发，可有效驱替原油，提高原油采收率.

[1] S.A.T.Nezhad.Experimental study on applicability of water-alternating-CO2injection in the secondary and tertiary recovery[J].SPE103988.2006:1-4.

[2] Shennan Chen,Heng Li.Production optimization and uncertainty assessment in a CO2flooding reservior[J]. SPE120642.2009:1-13.

[3] 尚庆华,吴晓东,韩国庆,等.CO2驱油井产能及影响因素敏感性分析[J].石油钻探技术,2010,39(1):83-87.

[4] 马超群，黄 磊. 气水交替CO2注入界限研究[J].油气地球物理,2012,10(2):83-87.

[5] J.Wang,D.A.McVay.Compositional simulation and optimization of secondary and tertiary recovery strategies in monument butte field,Utah[J].SPE117775.2008:1-19.

[6] S.M.Ghaderi,C.R.Clarkson.Optimization of WAG process for coupled CO2EOR-Storage in tight oil formations:An experimental design approach[J].SPE161884,2012:1-17.

[7] 王万中.实验的设计与分析[M].北京：高等教育出版社，2004:95-103.

[8] 苑玉凤.多指标正交试验分析[J].湖北汽车工业学院学报,2005,19(4):53-56.

[9] 廖海婴.腰英台DB34井区CO2驱替油藏数值模拟研究[J].西安石油大学学报,2010,25(5):50-53.

[10] W.Ren, L.B.Cunha.Numerical simulation and sensitivity analysis of gravity-assisted tertiary gas-injection process[J].SPE reservoir evaluation & engineering.2004:184-192.