低渗油藏水驱后CO2驱潜力评价及注入参数优化

杨红，余华贵，黄春霞，王伟，赵永攀，王维波

（延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安710075）

0 引言

我国陆上老油田已进入开发中后期，目前新投入开发的油田中，低渗透油藏难以动用的储量所占比例巨大［1］，常规的注水开发方式存在注入水困难［2-4］、地下能量亏空严重等问题，开发效果不明显［5-9］。气驱因具有改善油水流度比、溶解膨胀、降低油水界面张力等作用而备受关注［10-16］。延长油田乔家洼区块平均渗透率1.22×10-3μm2，平均孔隙度12.8%，平均渗透率级差4.6，属于典型的低孔、特低渗油藏，且区块非均质性较强。

该区块于2007年初正式投入开发，2008年3月开始注水开发，平均单井日产油量由开发初期的1.52 t下降到目前的0.18 t，人工压裂有效期短，含水率变化幅度小。在注水开发过程中，部分注水井注入水困难，含水率、油压与日注水量相关性不强，具有典型的单井产量低、产量递减速度快、水驱动用程度低等问题。

该区块于2012年9月已开始CO2注入试验，但目前对后续CO2驱在试验区块的研究驱油潜力暂处于探索阶段。为此，开展CO2驱潜力评价试验，并对CO2驱注入参数进行了优化，利用优化的CO2驱注入参数，对区块产量进行数值模拟研究，这对乔家洼区块进一步开展CO2驱现场试验、探索CO2驱在延长油田的可行性具有重要的理论指导意义。

1 CO2 驱油实验

1.1 实验材料

RS6000 流变仪、耐腐蚀岩心夹持器、高压物性仪、高压配样器、高压计量泵、恒温箱、油气分离器、气体流量计、气瓶、电子天平、中间容器等。

实验原油黏度为4.87 mPa·s，密度为0.858 g/cm3，地层水矿化度为71.34 g/L，方岩心尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2 实验流程

1）将已烘干、称重、饱和水等驱油实验前处理的实验岩心，进行水测渗透率以及油驱水实验，以计算含油饱和度。

2）开展水驱油实验，直至出口端含水率达到90%为止，转为连续气驱或气水交替驱，并及时计量出口端油气水三相体积。

3）筛选符合实验要求的岩心，按照实验注入参数重复进行下一组CO2驱油实验。

1.3 实验方案

共开展8 组实验，实验方案见表1。其中：1#，2#实验用于CO2驱潜力评价，2#，3#，4#用于优化注入速度，2#，5#，6#用于优化注入段塞尺寸，2#，7#，8#用于优化气水比。另外，为了模拟实验区块非均质性，实验中岩心渗透率级差均取10。

2 实验结果与讨论

2.1 CO2 驱潜力评价

由表2中的1#，2#实验结果可以看出，后续连续气驱和气水交替驱在水驱基础上分别可以提高采收率8.43，20.95 百分点，这说明对于目标区块，CO2驱具有较大潜力，且气水交替驱效果好于连续气驱。

连续气驱可以在水驱基础上提高采收率。因为经过长期的水驱之后，岩心中不同程度地形成了水流通道，而在后续气驱过程中，随着CO2在原油及地层水中的不断溶解，油水流度比得到改善，原有的水流通道会因为水相渗透率的降低而被其一定程度地屏蔽，致使CO2进入原先水难以波及的区域。

表1 CO2 驱油实验方案

表2 后续连续气驱和气水交替驱实验结果

如图1a所示，相对于水驱和连续气驱，气水交替驱可以更大幅度地提高采收率，这主要是由于气水交替驱过程中出现的气水界面增大了气相和水相的驱替阻力，这里称为两相的抑制作用。具体表现为气相可以抑制水相过早形成连续相，延阻水相直接沿着水流通道前进。图1b中含水率变化曲线上，气水交替驱含水率变化曲线的大幅波动即可说明气相对水相的抑制效果；同时，水相可以抑制气相过早气窜。图1c中气油比变化曲线说明气水交替驱CO2大面积突破时间远滞后于连续气驱。

2.2 注入速度优化

比较表2中2#，3#，4#实验驱替结果可知，在驱替速度为0.727，0.436，1.163 m/min 时，三者提高采收率分别为20.95，15.69，17.25 百分点，其提高采收率随注入速度的增大呈先增大后降低的变化趋势。

这主要是由于当驱替速度较小时，驱替压力相对较低，前面注入的气水段塞对流体剖面的控制能力相对有限；当驱替速度过高时，气相容易越过水相造成CO2发生严重气窜，此时气水交替驱波及效率有限。因此，在水驱程度相近的情况下，最佳驱替速度为0.727 mL/min。

图1 不同驱替方式下CO2 驱油动态

2.3 注入段塞尺寸优化

比较表2中2#，5#，6#实验驱替结果可知，在注入段塞尺寸为0.10，0.05，0.20 PV 时，三者提高采收率幅度分别为20.95，15.11，13.39 百分点，其提高采收率幅度随注入段塞尺寸的增大呈先增大后降低的变化趋势。

如图2a所示，随着气水交替驱注入段塞尺寸的增大，其采收率呈先增大后降低的趋势。这主要是由于注入段塞尺寸的大小影响着气水两相在岩心中的存在形态。具体表现为，当注入段塞尺寸太小时，气水交替注入频率加快，水较气更容易形成连续相。图2b含水率变化曲线中，注入段塞为0.05 PV 时含水率曲线明显在其他注入段塞尺寸的含水率曲线之上，同时，注入段塞尺寸太小对CO2改善油水流度比也会产生不利影响。当注入段塞尺寸太大时，容易造成气相的过早突破，图2c气油比变化曲线中，注入段塞为0.20 PV 的气体大面积突破时间明显较其他注入段塞尺寸的气体突破时间提前。因而，在气水交替驱过程中，最佳气水段塞尺寸为0.10 PV。

图2 不同注入段塞条件下气水交替驱油动态

2.4 注入气水比优化

比较表2中2#，7#，8#实验驱替结果可知，当注入气水比为1∶1，1∶2，2∶1 时，三者提高采收率分别为20.95，13.35，12.72 百分点，其提高采收率随注入气水比的增大呈先增大后降低的变化趋势。

如图3a所示，随着气水交替驱注入气水比的增大，其采收率呈现增大后降低的趋势。这主要是由于当气水比太低时，较大的水段塞会直接穿越较小的气段塞，气体以气泡的形式分散在水相中，造成气相对水相的抑制作用无法显现，水相会携带着气相沿着原有的水流通道快速前进，而气相则无法波及到岩心中的“死角”区域。图3b含水率变化曲线中，注入气水比为1∶2的含水率变化曲线，明显在其他实验含水率曲线之上。当气水比太高时，水相对气相的抑制作用有限，气相会绕过水相造成气体突破时间提前，图3c气油比变化曲线中，注入气水比为2∶1 时的气体突破时间明显较其他实验提前。因此，在现场试验中，选择最佳气水比为1∶1。

图3 不同注入气水比条件下气水交替实验驱油动态

3 目标井区开发方案数值模拟

3.1 井区地质特征

目标井区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，基本形态为一东高西低的单斜构造，地层倾角为0.6°左右，受压实作用和古地形突起披覆构造作用的影响，局部发育有小隆起带并形成构造-岩性圈闭。由于远离盆地边缘，受沉积前后构造运动影响较小，区域内没有断层发育。

井区主力含油层位为延长组长6 油层组，储层岩性为细—中砂岩，储层具有低孔、特低渗、微细喉、低饱和、层状岩性油藏的特点。其孔隙度为12.8%，渗透率为1.2×10-3μm2，渗透率级差为4.6，储层非均质性较强，喉道中值半径为0.51 μm，平均含油饱和度为42.2%。油藏平均埋深1 617 m，有效厚度12 m，含油面积8.3 km2，探明地质储量249.00×104t。

3.2 井区建模

为了控制地质体的形态，保证建模精度，平面网格间距为20 m×20 m，平面网格划分为211×148 个网格，纵向上网格间距约为1 m，总网格数约1 250 000，本次建模的工区范围面积约9.9 km2。

模型中对目标井区设计了4 种开发方案 （见图4）。其中：方案1 为区块原注水方案，方案3 和4 中注入参数均为实验时优化所得；为了研究注入水对区块动用程度的影响，设计方案2 进行比较。各方案如下：1）保持目标井区3 口注水井，单井日配注量10 m3；2）优化井区井网，将井区注水井数增多至10 口，单井注入量不变；3）将10 口注水井全部改为注气井；4）10 口注气井在连续注气5 a 后，改为气水交替注入。模型中分别对按上述4 种开发方案开发15 a 后进行开发指标预测。

3.3 开发指标预测

当方案2 在方案1 基础上注入量增加3 倍时，稳定后的单井日产油量仅增加0.13 t，最终采收率仅提高0.77 百分点，这说明注水开发注入量的增大对扩大水驱波及面积效果不大。进一步的数值模拟研究表明，尽管对注水井网进行了优化且注入水量增大，但注入水依然仅仅波及近井地带且波及面积很不均匀，主力层水驱前缘在90 m 左右，而其他井组水驱前缘仅为70 m。分析采油井和注水井的剩余油剖面图发现，在采油井近井70 m 范围内含油饱和度较低，注水井近井90 m范围内含油饱和度较低，说明大量的剩余油富集在井间区域，而注入水难以波及。

方案3 和方案1 相比，方案3 稳定后的单井日产油量是原产量的6.5 倍，最终采收率提高13.81 百分点。方案4 和方案1 相比，方案4 稳定后的单井日产油量是原产量的6.1 倍，最终采收率提高12.98 百分点，这说明CO2驱在目标井区潜力较大。数值模拟显示15 a末气水交替驱后井区压力较方案1 井区压力提升20百分点，说明气水交替在一定程度上弥补了注水开发难以补充的地层能量。

方案3 较方案4 最终采收率增加0.83 百分点，CO2埋存率增加5 百分点，但15 a 末其累计注入量为46.89×104t，而方案4 累计注入量仅为31.07×104t，综合考虑建议采用方案4 进行开发生产。

图4 不同开发方案下生产动态

4 结论

1）实验结果表明：CO2驱在试验区块高含水后有着较大驱油潜力。后续连续气驱和气水交替驱分别可以在水驱基础上提高采收率8.43，20.95 百分点；气水交替驱最佳注入速度、 最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.727 mL/min，0.10 PV，1∶1。

2）数值模拟结果表明：利用优化的CO2注入参数进行生产至15 a，预测气驱和注气5 a 后转气水交替驱的采收率分别可以在水驱基础上提高13.81，12.98百分点，而优化井网后注水开发的采收率仅可以在水驱基础上提高0.77 百分点。

3）注气5 a 后转气水交替驱的开发方案较直接气驱提高采收率幅度低0.83 百分点，其CO2埋存率低5百分点，但注入量减少15.82×104t，建议采用注CO2，5 a 后转气水交替开发方案进行生产。

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