冀东油田浅层非均质油藏CO2驱数值模拟与方案设计

曹亚明，郑家朋，孙蓉 （中石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北 唐山063000）

郑立朝 （中石油冀东油田分公司南堡油田作业区，河北 唐山063000）

CO2驱油技术作为一种有效的提高采收率方法，国外早在20世纪60和70年代已经应用于油田开发[1～3]。近年来，随着低渗透油藏不断投入开发，在我国吉林油田、大庆油田、中原油田、胜利油田、江苏油田进行现场试验，取得了较好的效果[4～6]。冀东油田高浅北Ng6油藏从2010年起实施了CO2吞吐技术，取得了较好增油效果，但随着吞吐轮次的增加，增油效果逐渐变差。通过实施CO2驱油技术试验，探索出浅层非均质油藏提高采收率新途径，也为改善浅层边底水油藏开发效果，提供借鉴。

1 CO2驱提高原油采收率的原理

CO2驱提高原油采收率作用可以分为CO2混相作用和CO2非混相作用。由于高浅北Ng6油藏原油为普通稠油，地层压力低，达不到混相条件，属于非混相驱。主要作用机理：降低原油黏度，使原油膨胀，降低界面张力，溶解气驱，乳化作用及降压开采。CO2在油中的溶解度随压力的增加而增加，当压力降低时，CO2从饱和CO2的原油中溢出并驱动原油，形成溶解气驱；由CO2形成的自由气饱和度可以部分代替油藏中的残余油[7]。

2 试验区概况

试验区位于冀东油田高浅北Ng6油藏主体高部位，岩性疏松，属于辫状河高孔高渗砂岩储层，存在边底水，面积0.45km2，平均渗透率1242mD，平均孔隙度26.6%；原油属于未饱和常规稠油，地层原油黏度90.34mPa·s，地面原油密度0.9562g/cm3，油藏温度65℃，油藏类型是构造岩性层状底水油藏，平均地层压力18.23MPa。

2.1 存在问题

高浅北区Ng6油藏非均质性比较严重，优势渗流通道较发育。目前存在问题：油水黏度比高，底水锥进现象严重；油藏综合含水持续升高，递减率居高不下，产量快速下降；现有井网和驱替方式下采收率低，采出程度低，至2012年12月累计生产原油4.64×104t，综合含水率96.8%，采出程度10.9%。

2.2 CO2驱可行性分析

高浅北Ng6油藏具有一定的物质基础，试验区采出程度较低，井间仍有较大的剩余油潜力；井网较完善，能够利用现有井形成有效的注采井网；试验区进行过CO2吞吐施工，取得了较好的效果，为下步进行CO2驱提供借鉴。

3 CO2驱方案参数优化设计

选用CMG软件进行数值模拟，建立试验区模型 （图1），研究的目的层为新近系馆陶组（Ng）6层，共划分为20个模拟层。模拟区同时也考虑边底水的影响，在模型的边部和下部设置边底水。采用直角网格系统划分网格，建立的模型网格数为136×59×20＝160480。在高浅北区Ng6油藏试验区历史拟合的基础上，对部分井生产情况进行调整，数值模拟区包括25口采油井，无注水井，其中2口注气井。

3.1 驱替方式优选

图1 油藏数值模拟模型示意图

在历史拟合的基础上，根据目前地下流体分布和压力分布，对试验区预测了20年。若以99.2%为经济极限含水率，预测边底水驱最终采收率为13.07%，结果见表1。

模拟对比CO2连续气驱、注CO2的气水交替及CO2＋泡沫的交替注入驱替方式下开发效果，并与边底水驱方案进行对比。由结果可知，CO2连续气驱、气水交替驱和CO2＋泡沫驱的最终采收率均高于边底水驱，其中CO2＋泡沫驱提高采收率幅度最大，见图2。分析原因，试验区为疏松砂岩油藏，优势渗流通道发育，在注气过程中，容易发生气窜，导致气驱效果下降，泡沫体系可以有效封堵气窜通道，延长发生气窜时间，进一步提高采收率，建议选择CO2＋泡沫交替注入方式。

表1 驱替方式对气驱效果的影响

3.2 注入参数优化设计

通过模拟计算对CO2驱方案进行了影响因素分析和优化设计，主要讨论了段塞大小、注入速度、单井注入参数等因素的影响。

3.2.1 注入总量优化

图2 不同驱替方式下的含水率随采出程度的变化

设计注入CO2＋泡沫体系总注入量计算结果如图3、4所示。在相同的时间内，设计注入总量分别为0.035、0.04、0.05、0.06、0.08、0.10HCPV （烃类孔隙体积），共6个CO2驱方案。计算结果表明：在疏松砂岩模型下，注入段塞越大，注气量越多，气驱波及体积越大，开发效果越好；但随着注入倍数的增加，提高采收率增加幅度逐渐减少，换油率减小。综合指数存在最优值，根据数值模拟计算结果，推荐注入段塞为0.055HCPV。

图3 提高采收率、换油率随注入量变化曲线

图4 开发效果综合指数随注入量的变化曲线

3.2.2 注入速度优化

设计单井日注入速度分别为10、20、30、40、50、60t共6个方案，计算结果如图5所示。可以看出：单井日注气在20～40t时的提高采收率差别不大；当日注量超过40t的提高采收率幅度明显下降。考虑到现场施工的可行性，该试验区合理注入速度为30～40t/d，选择平均单井日注入量为35t，则2口井日总注入量为70t。

3.3 CO2驱最优方案预测

在历史拟合的基础上，根据目前地下流体分布和压力分布，应用优化的高浅北Ng6油藏CO2注入参数，对试验区20年的开采效果进行了预测 （图6、7）。结果是，在2032年试验区平均含水率99.2%，最终采收率15.14%。与水驱相比，试验区井组内采收率提高2.07%，最终提高采收率2.29%，增产原油0.98×104t。

图5 提高采收率随单井日注入量变化曲线

图6 CO2驱与水驱预测采出程度对比曲线

图7 CO2＋泡沫驱与水驱预测产量对比曲线

4 结论

1）首次在冀东油田非均质严重的疏松砂岩油藏实施CO2驱油施工，进行了防气窜的优化设计，以延缓发生气窜的时间，提高气驱效果。

2）高浅北Ng6油藏对CO2＋泡沫驱具有较好的适应性，对层间和层内的大孔道进行有效封堵的同时，使CO2有效地驱替剩余油丰富的低渗透区域，提高开发效果。

3）数值模拟结果表明：对于高浅北Ng6疏松砂岩油藏，采用改进的CO2＋泡沫驱，可以大幅度提高采收率。

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