黑59区块回注气驱CO2浓度优选

陈晓明, 廖新维*, 赵晓亮, 崔　灿, 叶　恒, 王　牧

(1.中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京　102249； 2.中石油长庆油田分公司， 陕西 西安　710018)



黑59区块回注气驱CO2浓度优选

陈晓明1, 廖新维1*, 赵晓亮1, 崔灿1, 叶恒1, 王牧2

(1.中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京102249； 2.中石油长庆油田分公司， 陕西 西安710018)

摘要：国内部分油田进入了三次采油期.采用CO2驱油提高采收率,具有低碳环保、经济高效等优势，已经得到了推广应用.回注气驱油技术作为CO2驱替技术的一个延伸，其组分的确定对矿场提高采收率具有十分重要的意义.本文针对松辽盆地的油藏特征，进行了细管实验分析和数值模拟研究，分析了回注气组成对最小混相压力的影响以及不同CO2纯度下的驱油效率特征.同时，应用油藏工程方法，确定了回注气提高采收率的工程技术指标，为矿场回注气的高效开发提供技术参考.实验分析和数值模拟结果均表明，黑59区块回注气CO2浓度比例不低于93%时，驱油效果最佳.

关键词：CO2驱； 回注气； 最小混相压力； 驱油效率； 油藏数值模拟

0引言

在CO2驱油提高采收率的开发过程中，会产出大量的石油伴生气，其成分主要是CO2以及溶解在原油中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等混合气体.油田对产出的伴生气采取的处理方式一般为排放于空中,或者将伴生气烧掉，这不仅浪费资源、污染环境，还给油区带来了安全隐患.回收利用伴生气,给我们提出了一个研究方向,同时也为充分、高效、合理地利用伴生气资源提供了一个机遇.

在回收利用伴生气的方法中，采取将伴生气作为驱油剂回注入油气藏的方法[1-6]，是一种行之有效的伴生气处理利用方法.它既可以在很大程度上提高油藏采收率，同时还可以减少资源浪费和环境污染.注气提高采收率的主要机理是注入气与原油发生强烈的物理化学作用，实现混相与近混相或非混相驱，使得油气界面张力下降，同时改变油气的物理化学性质，以提高原油采收率[7-9].

研究表明，伴生气及其它杂质气体的存在，对CO2驱提高采收率有着不同程度的影响[10-12].为制定合理有效的注气方案，展开对回注气中CO2浓度的研究十分必要.在不影响采收率的前提下，确定回注气中CO2的临界含量，可为现场回注气提高采收率方案的制定提供技术支撑[13-15].

1区块概况

1.1目标区块地质和流体特征

黑59区块位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷中南部，具有优越的油气生成﹑运移﹑聚集﹑成藏的条件.其目的层埋深2 450 m；地层厚度介于21～59 m；储层孔隙度为8%～15%，渗透率为0.24～9.85×10-3μm2，属于低孔低渗储层，平均含油饱和度为44.63%，含油级别低；地层压力为23.7 MPa；地层温度为98.9 ℃.

油藏驱动类型主要为溶解气驱和弹性驱.为保持地层压力，保持油井的长期高产，提高油藏开发效果，黑59区块采用先期注CO2、后期转注水的方式生产.

1.2研究区域的选取

综合考虑黑59区块地质特征与油田生产实际

情况，选取区块北部5个井组.具体井组井位分布情况见图1所示.试验井组包含采油井16口，注入井5口;研究井组为反七点井网，井距约440 m.

图1　研究区域井组井位示意图

2细管实验法测定回注气驱油最小混相压力

实验采用CFS-200岩心多功能驱替系统，其流程如图2所示.假设产出气由CO2和烃类所组成，以H59-6-18井为例，确定烃的组成.把烃的组成看为一个整体，与不同比例CO2相配，混合配制成不同CO2浓度的产出气.

用该产出气驱替H59含气原油.地层压力为23.7 MPa，地层温度为98 ℃.地层原油物性为：密度(0.769 g/cm3)；粘度(1.97 mPaS)；体积系数(1.160 7 m3/m3)；气油比(34.05 m3/m3).

图2　细管实验流程图

该部分实验数目为21个，见表1所示.

表1　实验设计方案

对于表1的解释为：

(1)100%+0%：纯二氧化碳驱替地层原油.实验温度：98 ℃;实验压力：12 MPa、15 MPa、19 MPa、24 MPa、29 MPa、40 MPa.

(2)85%+15%：二氧化碳(85%)+产出气(15%)驱替地层原油.实验温度：98 ℃;实验压力：15 MPa、19 MPa、24 MPa、29 MPa、34 MPa.

(3)80%+20%： 二氧化碳(80%)+产出气(20%)驱替地层原油.实验温度：98 ℃;实验压力：19 MPa、24 MPa、29 MPa、34 MPa、40 MPa.

(4)70%+30%： 二氧化碳(70%)+产出气(30%)驱替地层原油.实验温度：98 ℃;实验压力：19 MPa、24 MPa、29 MPa、34 MPa、40 MPa、45 MPa.

(5)50%+50%： 二氧化碳(50%)+产出气(50%)驱替地层原油.实验温度：98 ℃;实验压力：24 MPa、29 MPa、34 MPa、40 MPa.

以纯CO2气驱黑59区块油品最小混相压力测定实验为例说明：实验所用原油为地面配制的含气油.天然气和原油分别取自该区块的联合站，在地层温度下按生产气油比配制成含气原油.测定各压力下细管的注入倍数与驱油效率的关系.注入气体在不同的驱替压力下驱替到1.20倍孔隙体积时，其驱油效率和驱替类型均有区别.

在同一图上绘出这些细管驱替实验驱油效率和压力的关系，可以获得最小混相压力，结果如图3所示.同理，不同CO2浓度下进行的回注气驱油最小混相压力(MMP)测试实验结果如表2所示.

图3　最小混相压力确定(纯CO2)

CO2浓度/%烃类气体浓度/%最小混相压力/MPa100022.8901023.6851524.7802029.2703038.8604041.9505053.3

根据细管实验的最终结果，可以绘制出最小混相压力随产出气含量的变化趋势,如图4所示.以最小混相压力小于、等于原始压力23.7 MPa为条件，可以界定临界产出气含量为10.0%.因此，CO2气含量需大于90.0%.

图4　烃类气体浓度与最小混相压力关系

3数值模拟方法优选回注气驱油最小混相压力

本次预测使用的数值模型由初始45层模型粗化而来，纵向自上而下共14层，模型粗化后的模型示意如图5所示.储量吻合情况很好，误差在4%以内，符合粗化的精度要求.在粗化后模型的基础上，通过设计不同方案进行预测，具体如表3所示.

图5　黑59区块粗化后的模型示意图

内容方案目标不同的注入气组分①90%CO2+10%产出气②93%CO2+7%产出气③95%CO2+5%产出气④80%CO2+20%产出气确定不同回注气组成对最小混相压力、地层压力及采收率的影响

油藏数值模型的生产控制条件如下：

(1)生产井采用定油生产.

(2)6口注气井，2口注水井(注水速度35 t/d)，注入压力上限值为38 MPa，井底流压下限为8 MPa.

(3)经济界限值取为单井含水率98%，气油比界限值为1 200 sm3/sm3，若超过界限值油井将进行关井处理.

(4)油井按定油生产，注入CO2浓度分别为80%、90%、93%、95%，注气速度为35 t/d，预测时间为15年.

分别对四种设计方案进行模拟预测，将预测压力与原油采出程度随CO2浓度变化的结果，分别绘图,如图6～7所示.

图6　不同CO2浓度下压力水平对比(15年)

图7　不同CO2浓度下的采出程度对比(15年)

根据数值模拟结果，从地层压力的变化曲线可知，不同注入气组分下的压力变化是相近的.但由于MMP差异较大，会导致80% CO2浓度的注入气混相驱替的时间更短.这是导致其采出程度、换油率与更高浓度注入气相比要低很多的主要原因.

但当产出气浓度小于10%时，93%与95%的回注气的采收率相差不大.这主要是因为两者的混相压力非常接近，并且注气时其地层压力的补充速度很快(实验结果：90%—23.6 MPa，纯CO2—22.8 MPa).

因此，可以选择回注气的合理注入浓度为：93% CO2+7%产出气.此时，油藏条件下原油混相所需的压力较低，采出程度及换油率均比较理想.如果进一步提高回注气中CO2浓度，则对采收率的提高幅度很小，且因提纯注入气成本较高，故经济效益不明显.

4黑59区块回注气驱采收率预测

根据回注气合理注入浓度对该区块进行驱油效果预测，其采收率的变化趋势如图8所示.可以看出，组成为93% CO2+7%产出气的回注气，使采收率在原纯CO2驱替的基础上得到进一步地提高，其最终采收率接近30%.

图9展示了不同阶段CO2的浓度分布.当回注气驱结束后，CO2分布均匀，说明回注气与原油达到了均匀混相，混相效果较好.

图8　黑59区块采收率预测

(a)初期　　(b)CO2驱结束　(c)回注气驱结束图9　不同阶段CO2浓度分布图

5结论

(1)纯CO2气体与原油最容易达到混相状态，产出气的存在会使注入气与原油的最小混相压力升高，且随着产出气含量的增加，原油采出程度会降低.

(2)与提纯注入气相比，回注气在保持地层压力实现混相驱替的同时，大大节约了成本，提升了经济效益.

(3)针对黑59区块，在实验与数值模拟研究基础上，确定了保持混相的条件：回注气中CO2浓度比例不低于93%.即注气浓度界限可以为:大于93%的CO2+小于7%的产出气.

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Optimization of the CO2concentration for gas

reinjection flooding in HEI-59 oil-field

CHEN Xiao-ming1, LIAO Xin-wei1*, ZHAO Xiao-liang1,

CUI Can1, YE Heng1, WANG Mu2

(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China; 2.PetroChina Changqing Oilfield Branch Company, Xi′an 710018, China)

Abstract:Some of domestic oil fields are in the tertiary EOR phase.Carbon dioxide drive is an environmental friendly,low carbon emission and high economic efficiency EOR method.The technique of gas reinjection,as extension of Carbon dioxide drive tech,the determination of the components is of great significance to the field oil recovery′s improvement.According to Song Liao Basin′s reservoir characteristics,methods of experimental analysis and theoretical studies were combined.Phase behavior of reinjection gas was studied.Reinjection gas composition′s impact on the minimum miscibility pressure (MMP) was analyzed.Oil displacement efficiency characteristics under different CO2purity were researched.Technical indicators of gas injection EOR were determined through combination of reservoir engineering and numerical simulation methods.The result shows that when the concentration ratio of CO2in reinjection gas is greater than 93%,HEI-59 reaches an optimal displacement characteristics.

Key words:CO2flooding; gas reinjection; MMP; sweep efficiency; numerical reservoir simulation

中图分类号：TE357

文献标志码：A

文章编号：1000-5811(2015)01-0103-05

通讯作者:廖新维(1967-)，男，福建大田人，教授，博士生导师，研究方向：油气藏渗流理论与应用、提高采收率技术与应用,xinwei@cup.edu.cn

作者简介:陈晓明(1990-)，男，山东曹县人，在读硕士研究生，研究方向：油气藏渗透流理论

基金项目：国家重大科技专项项目(2011ZX05016，2011ZX05009)； 教育部高等学校博士学科点专项科研基金项目(新教师类)(20120007120007)