CO2驱扩大波及体积技术研究

王 昊

（中国石油吉林油田公司勘探开发研究院 吉林松原 138000）

CO2驱扩大波及体积技术研究

王 昊

（中国石油吉林油田公司勘探开发研究院 吉林松原 138000）

本文针对吉林油田某CO2试验区油井见效特征，采用室内试验与数值模拟技术对水气交替、流压控制等技术进行组合优化，扩大了CO2波及体积，促进了油井均匀混相见效，经现场验证，效果良好。

特低渗透油藏；CO2驱；波及效率

特低渗透油藏储层物性差，注水开发难度大，CO2（二氧化碳）驱能够进一步提高油藏采收率，但受储层非均质性及CO2与原油间的高流度比影响，CO2在驱替过程中波及效率比较低，油井见效差异比较大。CO2的波及效率是影响CO2驱开发效果的重要因素之一，在非均质性比较强的油藏实施CO2驱时，迫切需求扩大CO2波及体积技术。

1 试验区概况

试验区位于大情字井油田向斜构造东翼的斜坡上，试验区主要沉积微相类型为河口坝主体和河口坝侧缘沉积，储层平均孔隙度1 3%，平均渗透率4.5mD，区块原始地层压力23.6MPa（高于混相压力22.1 MPa），201 2年7月试验区开展了CO2驱试验，其中，注入井1 0口、油井23口，注入烃类孔隙体积0.1 HPV后，试验区陆续出现了3类动态特征油井：第一类为气窜井，动态表现为日产气大于1 000m3，CO2含量＞70%，产液量大幅下降；第二类为混相见效井，动态表现为产油量上升、含水下降，日产气400～600m3，CO2含量1 0%～50%；第三类为见效不明显井，动态表现为产液量、产油量平稳，未见产气量，油井见效特征表明，高产气井与见效不明显井对试验区的产量影响较大。

综合分析认为，由于CO2与原油间的高流度比导致CO2沿高渗透条带串流，形成气窜通道，使CO2与原油不能实现多次接触混相，而储层物性差的区域CO2波及较少，油井很难见效。因此，需要合理调控、扩大CO2波及体积，实现试验区整体混相驱替。

2 扩大波及体积技术

2.1 水气交替技术

水气交替注入是用水控制驱替流度并稳定前缘、提高驱油效率的核技术。但能使油藏采收率提高幅度最大的水气交替注入比例，需要进行详细研究。根据试验区的储层特点，分别采用室内试验和数值模拟技术对水气段塞比进行了优化设计。

2.1.1 室内实验

将天然岩心筛选、排列，连接成1m长的岩心，并将岩心模型饱和地层油。按一定流量将气体注入岩心中，然后按相同流量注入水，分别展开水气比为1：1、1：2、2：1驱油以及水驱油、CO2气驱油5个室内物模实验。在岩心出口设置回压24MPa（地层压力），记录不同实验采收率与注入体积之间的变化情况（图1）。

图1 不同注气段塞采出程度对比图

从实验结果可以看出，注0.3HCPV体积之后，水气交替与单纯的气驱和水驱相比，提高采出程度的幅度增大，说明水气交替有扩大CO2波及体积、提高采收率的作用。其中，水气比为1：2的段塞驱油效果最好，最终采收率为60.45%；水气比为1：1的段塞驱油效果较好，最终采收率为58.50%；水气比为2：1的段塞驱油效果居中，最终采收率为54.24%；CO2气驱油的效果较差，最终采收率为45.22%；水驱油的效果最差，最终采收率为39.56%。

2.1.2 数值模拟研究

为了优化水气段塞比，根据试验区储层发育状况，建立了实际地质模型，采用数值模拟技术对水气段塞比进行优化。设计注气速度为25t/d、注水为30t/d，累计注入体积为0.55HCPV（超过注入量转水驱），设计了1 0个不同的WAG水气段塞比（1：1、1：2、1：3、2：1、2：2、3：3、6：6、1 2：1 2）进行了数值模拟。计算结果表明，气体比例过高（水气比1：3）会造成气体的过早突破，压力后期采收率上升平缓，大的段塞采收率整体都不高，不利于长期开采（3：3、6：6、1 2：1 2）；水气比1：1时油藏提高采收率的幅度最大，气体上升的速度也比较小。

通过室内试验和数值模拟技术的综合研究结果可以看出，水气比为1：1或1：2时相对比较合理，考虑到CO2利用效率问题，使用水气比为1：1的WAG交替段塞驱替。

2.2 流压控制技术

CO2驱油过程中，达到混相驱压力之后，井底流压的控制显得尤为重要：如果井底流压控制过高，有利于原油与CO2的溶解与混相但影响产能；反之会影响井筒附近的CO2溶解，导致混相范围变小，高渗条带易气窜而低渗区CO2波及较少。为了尽可能扩大混相范围，需要对不同见效特征油井流压进行优化。

利用数模技术，在对试验区生产动态进行历史拟合的基础上，设计了1 2个方案：注入方式为水气交替，注入速度25t/ d，对高产气井、混相井、见效不明显井分别进行10MPa、1 2MPa、1 5MPa、20MPa的流压控制模拟（图2、图3）。

图2 高产气井不同流压控制气油比图

图3 高产气井不同流压控制压力图

从实验结果来看：生产的地层压力和流压成正比关系，流压越低地层压力保持水平越低，流压控制在10～12MPa时生产过程中地层压力下降至接近最小混相压力，流压控制在15～20MPa在注气阶段地层压力可保持在最小混相压力之上；气油比方面，采油前期和后期流压控制较高时气油比水平较低，采油中期流压控制相对较低、气油比较低。

综合考虑这两个方面指标，高产气井流压控制在15～20MPa最优。同样可分析得出，混相见效井和见效不明显井流压控制在12～15MPa和10～12MPa时最优。

根据3类见效井的最优流压控制量进行不同组合，设计了8个方案筛选出最佳组合为高产气井、混相见效井和见效不明显井控制流压分别为20MPa、15MPa和12MPa。数模累产油图也显示了组合最优方案累产油量明显高于单一类型不同流压控制的累产油量（图4），即高产气井选择相对较高的流压对其控制、见效不明显井则采取相对较低的流压，而通过对不同见效井进行合理的流压控制，扩大CO2波及体积，可有效促进平面均匀驱替。

图4 不同流压控制方案累产油对比曲线

3 应用效果

根据方案模拟结果，对试验区高产气井、混相见效井和见效不明显井控制流压分别为20MPa、15MPa和12MPa，对注入井实施水气段塞比为1：1的水气交替注入。通过调控，注入CO2总量达到0.18HCPV后，试验区整体产量逐渐上升，其中典型高产气井3-5井日产油由0.4t上升到2.5t（图5），典型见效不明显井7-3井日产油由0.4t上

图5 H3-5井采油曲线图

图6 H7-3井日采油曲线图

4 结论

（1）室内实验和数值模拟研究表明，水气交替能够扩大CO2的波及体积，提高油藏的采收率，但不同水气段塞比提高采收率的幅度不同，根据试验区储层的发育特点，当水气交替段塞比在1：1时，能较好地扩大CO2波及体积，提高油藏采收率。

（2）对不同见效特征的油井制定不同的对策：高产气井要抑制气体在该方向的串流，减弱气窜通道形成的可能；混相见效井要保持其混相状态，扩大混相范围；见效不明显井要促进流体在该方向的渗流，增加CO2与原油的接触频率，促进其混相见效。

（3）水气交替与流压控制配合使用，能够起到进一步扩大CO2波及体积，促进油井均匀混相见效的目的，经现场实践，该技术组合具备推广潜力。

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⋆松辽盆地CO2驱油与埋存技术示范工程（2011ZX05054）