中深层油藏注CO2吞吐可行性模拟研究

刘建仪， 李 牧， 何静意， 唐登济

(1西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 2西南石油大学石油与天然气工程学院3中石化西南油气分公司川东北采气厂)

近年来，CO2吞吐提高采收率方法正日益受到重视。2010年，冀东油田首先在稠油油藏采用CO2吞吐控水增油，取得了很好的增油效果[1-5]。2013年冀东油田将CO2吞吐技术推广到中深层油藏，其中NBL油田中深层实施CO2吞吐15井次，措施有效率72.7%，阶段投入产出比1 ∶1.28。由于对中深层油藏实施CO2吞吐适应条件认识不清，致使CO2吞吐措施有效率和投入产出比并不十分理想。目前国内外关于注气吞吐的研究主要集中在注入参数的优化方面[6-11]，而关于储层本身性质对吞吐效果的影响研究甚少，但储层本身性质往往是决定措施是否可行的关键。本文从中深层油藏地质特征和流体性质出发，利用数值模拟软件建立符合油藏特征的机理模型，研究影响中深层油藏注CO2吞吐效果的油藏特征参数，提出了中深层油藏注CO2吞吐的适宜条件。

一、中深层油藏特征

根据冀东油田浅层和中深层断块地质资料和流体资料统计分析(表1)，不难发现，相对于浅层而言，中深层表现出渗透率低、地层压力高、原油气油比高、饱和压力高、黏度低的特点。渗透率低表现为原油流体能力弱；气油比高、饱和压力高表现为地层压力易降至泡点以下，饱和原油溶解CO2能力弱；黏度低表现为自喷期采出原油多，剩余油饱和度低。因此，本文选取渗透率、地层压力和剩余油饱和度作为影响CO2吞吐效果的关键因素进行研究，能够较为全面地反映中深层油藏实施CO2吞吐的特点。

表1 浅层和中深层储层物性和原油性质对比

二、模型描述

根据中深层油藏特征，建立单井机理模型研究注CO2吞吐效果的影响因素，单井机理模型如图1所示。模拟研究采用Eclipse油藏模拟软件，选用单重介质三维三相(油气水)组分模型，模拟区域半径150 m，厚13 m，面积7.06×104m2。建立网格系统如下：坐标系统：径向坐标系统；网格类型：径向块中心网格系统；网格平均步长：Δθ=360°，Δr=5 m；纵向上k=7，网格系统规模：32×1×1。

采用冀东油田中层L90区块地层原油作为模拟流体，原油饱和压力5.59 MPa，黏度4.6 mPa·s，细管实验表明，地层条件(94℃)下，CO2与地层原油混相压力为15 MPa。采用注CO2吞吐属于三采范畴，注CO2吞吐前后，生产压差小。因此模型采用定井底流压生产，井底流压等于吞吐前的地层压力，吞吐后采出原油量即视为增油量。

图1 单井机理模型

三、敏感因素分析

1. 储层渗透率

采用控制变量法，设计其他因素不变，即孔隙度为20%、剩余油饱和度为0.4、地层压力为25 MPa，注入量为300 t，注入速度100 t/d，改变地层渗透率(分别为10、20、30、50、100、200、300 mD)，比较不同渗透率条件下的吞吐增油效果。由图2可以看出，增油量随着地层渗透率的增加而增加，当渗透率增加到50 mD时，增油量增加幅度减缓。说明对于渗透率低的中深层而言，渗透率对增油效果的影响较大。

2. 地层压力

保持孔隙度20%、地层渗透率50 mD、含油饱和度0.4、注入量300 t、注入速度100 t/d，采用L90油样(泡点压力5.59 MPa、混相压力15 MPa)进行模拟，比较地层压力分别为50、40、25、15、12、10、8、5、3 MPa时不同位置的含油饱和度和增油量，结果如图3、图4所示。

图2 增油量随地层渗透率变化

图3 不同地层压力下不同位置的含油饱和度

由图3可以看出，在注气和焖井过程中，如果注入气与原油达到混相，注入气和原油就会在井周围形成混相油墙。油墙逐渐向外推进，注入气消耗形成新的油墙，而不能突破油墙进入外围溶解油中，使其膨胀。在回采过程中，这些气体回采，起不到回采增油的作用，只起到了向外推油的作用。因此，当地层压力大于混相压力后，吞吐增油量随地层压力的增加的减小(图4)，应适当采取适度非混相吞吐。

图4 不同地层压力下的增油量

由图4可以看出，当注CO2吞吐时地层压力低于泡点压力后，吞吐增油量迅速降低。分析认为，地层压力低于泡点压力后，伴生气占据主要通道上方，脱气油位于通道下方；注入CO2由于重力超覆首先进入上部伴生气，填补伴生气压缩让出的空间，而不能波及到更远处；脱气原油处于饱和状态，对CO2溶解能力降低，膨胀增容能量弱。因此，在原油泡点压力以下实施CO2吞吐效果差，有条件可适度采用注水保持地层能量。

整体看来，中深层油藏要取得CO2吞吐的较好效果，对地层压力的要求较为苛刻：地层压力应适度高于泡点压力，但不高于混相压力。同时，CO2从井底向外波及的过程中，每增加一定波及距离，所需注入CO2量呈平方上升(V=πr2h)，这说明对于中深储层而言，地层压力高，CO2压缩性大，要波及到更远的距离，需要注入的CO2量更多。

3. 剩余油饱和度

保持孔隙度20%、地层渗透率50 mD、注入量300 t、注入速度100 t/d，改变剩余油饱和度分别为0.25、0.3、0.4、0.5、0.6，比较不同剩余油饱和度下的吞吐增油效果，结果如图5所示。可以看出，当剩余油饱和度为0.4时，增油量有较大增加；剩余油饱和度高于0.4后增油量增加幅度减缓。

图5 不同剩余油饱和度下的增油量

图6 不同含油饱和度下对应盈亏情况

采用经济指标作为剩余油饱和度的界限标准。注CO2吞吐成本及施工平均费用按1 500元/t计算，原油价格按3 000元/t计算，不同含油饱和度下对应盈亏情况如图6所示。可以看出，中深层实施CO2吞吐难度较大，要具有经济效益，剩余油饱和度应高于0.4。

四、结论

(1)相对于浅层而言，中深层表现出渗透率低、地层压力高、原油气油比高、饱和压力高、黏度低的特点。渗透率、地层压力和剩余油饱和度是影响CO2吞吐效果的关键因素。

(2)地层渗透率影响原油的渗流能力，增油量随着地层渗透率的增加而增加，当渗透率增加到50 mD时，随着渗透率增加，增油量增加幅度减缓。

(3)中深层油藏注CO2吞吐的适宜条件应满足：地层压力适度高于泡点压力，但不高于混相压力；要取得经济效益，剩余油饱和度应不低于40%。

(4)对于中深储层而言，地层压力高，CO2压缩性大，要波及到更远的距离，需要注入更多量的CO2。

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