塔河油田S41-1 区块注CO2 驱可行性方案研究

杨利萍，赵 锐，王建海，焦保雷，丁保东，侯大力

（1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011；2.成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

1 油田区域概况

塔河油田地处新疆巴音郭楞蒙古自治州轮台县境内，S41-1 井区处于塔河油田塔河一区的东部，东边与塔河九区相邻，属于塔河油田盐边三叠系地区。S41-1井区岩石类型为细-中粒砂岩、中细粒长石岩屑砂岩，石英含量平均在48%、长石15%、岩屑37%，磨圆度为次圆，岩石成分成熟度较低，属近物源特征。油层深度为4 588.5～4 602.5 m，油层的有效厚度为7.2 m，地层温度为106.7 ℃，有效孔隙度为20.6%，渗透率为420×10-4μm2，油藏的含油饱和度为56.0%，原始油层压力为49.93 MPa，地层原油黏度为2.36 mPa·s，饱和压力为31.85 MPa。

2 油藏数值模型的建立

油藏数值模拟是分析油气藏动态的重要工具之一。数值模拟研究的主要任务是全面消化吸收现有地质研究成果、测井解释、相态研究及油气藏工程研究资料和数据，利用三维三相模型进行相应的合理开采方法研究[1-8]。在历史拟合的基础上，论证不同的开发方式、不同的井数、不同的开采速度对开发指标、开发效果的影响[9，10]。数值模拟研究的主要目的在于预测给出各种方案的开发动态指标，为油藏地面开发工程设计提供参数依据；并为该油藏更经济有效的开发提供相关科学数据，为油藏开发决策提供依据，指导油藏进行合理、科学、高效益开采[11-13]。

2.1 S41-1 井区注气试验井组模型选取

注气井组的优选是注气方案设计的基础，在S41-1 井区地质模型基础上，挑选代表性较好的8 口典型井作为注气试验井组，试验井组包括：S41-1C2，TK123-1，TK123H，TK124-1，TK124H，TK125H，TK127H，TK128H 等8 口井区范围内生产井。

2.2 数值模拟模型建立

将地质模型网格粗化。S41-1 井区三叠系下砂组质模型：网格步长为20×20，网格节点数为471 975 个。粗化后网格步长为40×40，网格节点数为49 210 个，纵向上18 层。网格类型选择角点网格，使井在网格中心，且井与井之间至少有4 个以上的网格分隔。

在本次数值模拟器的选择上，通过比较ECLIPSE软件与CMG 软件，发现ECLIPSE 软件在模拟该油藏注气开发计算比较缓慢，且运算物质平衡误差大，模型运算时间长，但是CMG 不存在上述的问题，所以选择CMG 作为本次模型的处理软件[14-17]。

3 历史拟合

3.1 储量拟合

S41-1 井区试验井组模型模拟中计算的原油储量与地质研究中计算的储量接近，相对误差很小，仅为0.12%（见表1）。

表1 S41-1 井区三叠系下砂组储量拟合数据

3.2 生产动态拟合

选取的研究区生产井的生产动态时间从2005 年11 月至2017 年12 月，生产动态资料丰富。选取的主要参数有生产控制条件定油，拟合产液量、含水和天然气等。在考虑到油井在前期生产过程中工作制度不稳定，油嘴有变动的情况下，所以在拟合单井生产数据时，定油量生产，通过调整传导系数、渗透率、井指数来实现拟合。整个井组区块拟合误差在5%以内（见图1）。单井拟合满足工程要求，拟合精度较高，为后续调整措施或开发方式的改变奠定了坚实基础。

图1 区块生产动态指标拟合

3.3 剩余油分布规律研究

在生产历史拟合和储量拟合的基础上，对油藏目前的剩余油分布进行了研究，研究发现地层中还存有大量的剩余油，主要分布在生产井井间，储层构造高部位，水平井的开发区域主要集中在水平井水平段以上和边际处井网没有控制的区域，具有进一步开发的潜力，对注气开发控水提液生产具有巨大的潜力。到2017 年11 月试验井模型累计产油28.16×104m3，累产气0.37×108m3，产出气为溶解气；剩余地质储量为243.59×104m3，剩余地质储量较大。整套开发层系呈现“反韵律”形态，构造高部位多，构造低部位少的格局。

4 注CO2 驱方案设计

4.1 注采井网优选

根据历史拟合的结果并结合剩余油分布规律，设计了五套方案注采井网，注采井网分别为2 注6 采井网4 套以及3 注5 采1 套（F01 方案：2 口低部位注气井；F02 方案：2 口低部位注入井，相对于方案01 选择低部位的井不同；F03 方案：2 口高部位注入井；F04 方案：构造高低部位分别部署1 口注气井；F05 方案：3 口注入井，5 口采油井）。

试验模拟结果表明在构造高低部位分别部署1 口注气井最优，即井网F04 为CO2驱最优注采井网方案（见图2）。说明了高低部位注气可以有效减缓底水的锥进，降低生产井含水率，达到控水增油的效果。

图2 CO2 驱方案5 套注采井网累增油分布图

4.2 注入压力优化

根据优选的注气井网，分别设计了注气压力为40～65 MPa 的6 套注气压力方案（F01 方案：40 MPa、F02 方案：45 MPa、F03 方案：50 MPa、F04 方案：55 MPa、F05 方案：60 MPa 和F06 方案：65 MPa）。分析注气压力的大小对生产的影响。模拟结果表明当注入压力低于50 MPa，累增油量增大幅度较为明显，但大于50 MPa后，增大幅度越来越低。综合分析认为，选择注入压力50 MPa 为注气设备参考压力（见图3）。

图3 CO2 驱方案6 套注入压力方案累增油变化曲线图

4.3 注入量优化

在优选井网、注入压力50 MPa 的基础上，设定10个注入量，分别为0.1～1 HCPV 的方案，注入量间隔为0.1 HCPV。模拟结果表明当注入量大于0.6 HCPV 后，累增油增大幅度明显变缓，且吨气换油率呈现明显的下降趋势（见图4）。因此，选择总注入量0.6 HCPV 为注CO2驱控水增油方案指标。

图4 CO2 驱方案10 套注入量方案累增油与换油率变化曲线图

4.4 注入速度优化

在优选井网、注入压力50 MPa、注入总量0.6 HCPV的基础上，设定5 个注入速度方案（F01 方案：10×104m3/d、F02 方案：20×104m3/d、F03 方案：30×104m3/d、F04 方案：40×104m3/d、F05 方案：50×104m3/d）。模拟结果表明当注入速度大于30×104m3/d，累增油量不但未增加反而减小（见图5）。因此，优选注气速度为30×104m3/d 作为方案设计指标。

图5 CO2 驱方案5 套注入速度方案累增油分布图

4.5 注采比优化

在优选井网、注入压力50 MPa、注入总量0.6 HCPV 以及注入速度30×104m3/d 基础上，设定模拟注采比0.4～1.9 等6 套方案（F01 方案：0.4、F02 方案：0.7、F03 方案：1.0、F04 方案：1.3、F05 方案：1.6 和F06 方案：1.9）。模拟结果表明，注采比低于1.3 时，累增油增幅明显，当注采比大于1.3 后，增幅变缓，增油量甚至变小（见图6）。因此，选择注采比为1.3 作为注CO2驱方案设计指标。

图6 CO2 驱方案6 套注采比方案累增油变化曲线图

4.6 交替注入周期优化

在优选井网、注入压力50 MPa、注入0.6 HCPV、注入速度30×104m3/d 以及注采比1.3 基础上，设定模拟CO2-Water 交替周期15～120 d 等5 套方案（F01 方案：15 d、F02 方案：30 d、F03 方案：60 d、F04 方案：90 d、F05 方案：120 d）。模拟预测结果表明当交替周期为120 d 时，累增油量最大，方案达到最优（见图7）。因此选择交替周期为120 d 作为注CO2驱方案设计指标。

图7 CO2 驱方案5 套注入方式方案累增油分布图

5 结论

根据上述CO2驱油藏工程方案设计优化结果，设定推荐方案参数（见表2），确定CO2驱的推荐方案为以下方案：注气井网工程建设期设定为1 年，注气工艺设备完善后于2018 年12 月开始注气，当注入量达到0.6 HCPV 时转为衰竭开发，模拟预测共计20 年。

表2 CO2 驱推荐方案设计参数指标

推荐方案预测指标显示，水气交替初期，产油量稳定，含水率基本处于平稳阶段，当转为衰竭开发后，产油量递减幅度增大，含水率略有上升（见图8）。地层压力在整个预测阶段降低了大约15 MPa，目前仍然有31 MPa 左右，说明水体能量充足，并且在气水交替注入过程中，采出程度快速增大，转为衰竭开采后增幅缓慢（见图9）。采出程度与含水率关系曲线整体呈现“凸”型形态也证明了水体能量充足，气水交替过程中形态有所变化，说明气水交替注入过程中能够起到较好的控水作用（见图10）。

图8 CO2 驱推荐方案生产指标预测曲线

图9 CO2 驱推荐方案地层压力与采出程度关系曲线

图10 CO2 驱推荐方案采出程度与含水率关系曲线