强边底水油藏特高含水期CO2吞吐差异挖潜技术研究

罗福全，王 淼，王群会，耿文爽，侯 健，赵慧慧

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院，青岛 山东 266580；2.中国石油 冀东油田分公司 勘探开发研究院，河北 唐山 063004)

0 引 言

冀东油田浅层强边底水油藏经过多年开采，目前已进入特高含水开发阶段，为减缓油藏产量递减及含水上升，规模应用CO2吞吐技术，吞吐规模由单井吞吐扩大至油藏整体吞吐[1-6]，截至目前，累计实施CO2吞吐1 474井次，累计增油56.3万t，新增可采储量93.8万t，提高采收率2个百分点，产出投入比2.2，效果显著。但由于特高含水期剩余油高度分散、含油饱和度不均，同一油藏不同部位油井CO2吞吐效果差异大，难以实现油藏整体高效开发。目前CO2吞吐技术在增油机理方面研究较为深入，明确了膨胀降粘、降低液面张力、萃取、酸化等机理；在技术应用方面，针对目标油藏开展了简单的吞吐政策设计，明确目标油藏的注入量、注入速度、焖井时间等参数[7-23]。但针对油藏条件不同，吞吐方式、段塞组合及吞吐政策如何差异设计并与之精确匹配尚未开展系统研究。因此，笔者利用岩心物理模拟及油藏数值模拟手段，研究不同CO2吞吐方式控水增油机理，得到不同吞吐技术适应含油饱和度界限，建立不同含油饱和度下吞吐开发政策差异化图版，满足CO2吞吐差异设计精准挖潜剩余油需求。

1 不同CO2吞吐方式增油效果与机理研究

1.1 不同CO2吞吐方式驱油实验

考虑到储层物性、渗透率级差，加工制作层内非均质三维人造岩心模型，岩心共三层，每层岩心长度为30 cm，宽度、高度为4.5 cm，三层渗透率分别为300 mD、1 500 mD、2 400 mD(1 mD=10-3μm2)，孔隙度为30%，层内渗透率级差为8，实验温度为65 ℃，模型内部加密孔+滤网形成边水渗滤板，利用中间容器储存水体并将压力恒定为地层压力18 MPa，模拟强边水油藏条件，边水经加密孔和滤网后浸入模型内部。

设计3组实验来对比分析不同CO2吞吐方式效果，实验1为水驱至含水98%后转CO2多轮次吞吐至吞吐失效；实验2为CO2吞吐失效后转CO2+堵剂吞吐开发至吞吐失效；实验3为在前两种吞吐方式失效后转CO2+表活剂+堵剂吞吐至吞吐失效。每组实验单轮吞吐总注入量为0.06 PV，吞吐失效以经济失效作为判别标准，综合考虑CO2、堵剂、表活剂药剂费用、操作成本、税金等因素，将化学剂用量按照药剂单价折算成CO2用量，计算得到产出投入比为1时对应的换油率为0.5 t油/tCO2。3组实验的驱替效果及动态曲线见表1、图1至图3。

图1 水驱-转CO2吞吐生产动态曲线Fig.1 Dynamic curve of water flooding to CO2 huff and puff production

图3 水驱-转CO2吞吐-转CO2+堵剂吞吐-转CO2+表活剂+堵剂吞吐生产动态曲线Fig.3 Production dynamic curve of water flooding-conversion to CO2 huff and puff-conversion to CO2+blocking agent huff and puff-conversion to CO2+surfactant+blocking agent huff and puff

由图1—图3可见，室内单一CO2吞吐实验提高的采收率为24.5%，但吞吐效果随吞吐轮次增加变差，吞吐至第三轮次换油率为0.43 t油/tCO2，经济失效，对于原始地层压力较低的油藏，CO2吞吐增油机理为非混相机理，以膨胀原油体积、降低原油黏度、萃取作用和溶解气驱作用为主[15-18]；对于非均质性较强油藏，CO2+堵剂吞吐能够进一步扩大CO2的层内波及体积，有效降低焖井开井初期CO2气体返排率，与单一CO2吞吐相比，多提高采收率15.7%；CO2+表活剂+堵剂吞吐在增大气体埋存率与利用率的同时，能进一步提高驱油效率，在前两种吞吐方式失效基础上继续提高采收率7.6%。

1.2 不同CO2吞吐方式数值模拟

统计冀东油田浅层天然水驱油藏地质参数分布规律，建立浅层油藏概念模型，模型基本参数见表2和表3，油水、油气相渗曲线见图4。平均地层倾角4°，油层厚度5 m，平均孔隙度25%，渗透率1 400 mD，边水能量200倍，束缚水饱和度40%，残余油饱和度28.2%(图5)。模型总网格数为129×27×10=34 830，网格精度为20 m×20 m×0.5 m。采取天然边水驱生产至含水98%，后转吞吐开发。

利用CMG数值模拟软件，对比CO2吞吐、CO2+堵剂吞吐、CO2+堵剂+表活剂三种吞吐方式的提高采收率效果。结果表明，CO2吞吐和CO2+堵剂吞吐主要挖潜以滞留型为主的剩余油，堵剂段塞可有效封堵优势渗流通道，减小优势渗流通道渗透率，改变CO2气体流通路径，主要增油机理为扩大波及体积(图6)，吞吐后波及体积分别较水驱提高11.4%和19.2%；CO2+堵剂+表活剂吞吐主要挖潜以残留型为主的剩余油，在堵剂段塞封堵优势渗流通道，改变CO2气体流通路径的同时加入表面活性剂段塞可降低油水界面张力，动用残留型剩余油，主要增油机理为提高驱油效率兼顾扩大波及体积(图7)，吞吐后驱油效率提高6.2%，波及体积较水驱提高21.5%。

表1 三种CO2吞吐方式提高采收率效果

表2 浅层油藏概念模型基本参数

表3 浅层油藏概念模型原油及地层水物性

图4 浅层油藏概念模型相渗曲线Fig.4 Phase permeability curve of conceptual model for shallow reservoir(a) 浅层油藏概念模型油水相渗曲线；(b) 浅层油藏概念模型气液相渗曲线

图5 浅层油藏概念模型Fig.5 Conceptual model of shallow reservoir(a)渗透率模型(平面)，单位mD；(b) 含油饱和度模型(纵向)

图6 CO2+堵剂吞吐增油机理示意图Fig.6 Schematic diagram of CO2+ plugging agent huff and puff oil enhancement mechanism(a) CO2吞吐含气饱和度图；(b) CO2+堵剂吞吐含气饱和度图

图7 CO2+堵剂+表活剂吞吐增油机理示意图Fig.7 Schematic diagram of CO2+ blocking agent + surfactant huff and puff oil enhancement mechanism(a) CO2+堵剂吞吐含油饱和度图；(b) CO2+堵剂+表活剂吞吐含油饱和度图

2 不同CO2吞吐方式适应技术界限研究

利用CMG数值模拟软件，模拟计算了CO2吞吐、CO2+堵剂吞吐、CO2+堵剂+表活剂吞吐三种吞吐方式的提高采收率幅度与产出投入比，引入综合指数作为评价指标，定量评价不同吞吐方式的技术潜力和经济效益综合效果，进而确定不同吞吐方式的适应技术界限。综合指数计算公式为：综合指数=提高采收率×产出投入比。三种吞吐方式以及天然水驱的综合指数计算结果如图8所示。

与其他两种吞吐方式相比，剩余油饱和度>0.47时CO2吞吐技术综合指数较高，且当剩余油饱和度0.50时CO2吞吐技术综合指数最高，剩余油饱和度>0.50综合指数反而下降，表明当剩余油饱和度>0.50时，仍应立足天然水驱开发，CO2吞吐适应技术界限介于含油饱和度0.47～0.50之间；剩余油饱和度介于0.43～0.47之间时，CO2+堵剂吞吐技术最佳；剩余油饱和度≤0.43时，CO2+堵剂+表活剂吞吐技术最佳，当剩余油饱和度为0.375时，该技术产出投入比为1(图9)，因此CO2+堵剂+表活剂适应技术界限含油饱和度介于0.375～0.430之间。

图8 三种吞吐方式技术界限Fig.8 Technical limits of the three throughput modes

图9 CO2+堵剂+表活剂吞吐技术失效界限Fig.9 Failure limit of CO2+ blocking agent + surfactant huff and huff technology

3 CO2吞吐注采参数差异化设计

利用CMG数值模拟软件，定量研究了不同含油饱和度下首轮吞吐半径、注入量逐轮增加比例、吞吐轮次、焖井时间、采液速度对吞吐开发效果的影响规律，建立不同含油饱和度下CO2吞吐注采参数图版，指导同一油藏不同潜力区域吞吐开发政策差异设计。

3.1 首轮吞吐半径

研究了含油饱和度为0.57时，不同首轮吞吐半径对吞吐效果的影响。相同含油饱和度下，吞吐增油量随吞吐半径增加而增大，当吞吐半径增加到一定幅度之后，累产油量增幅减缓，存在最优吞吐半径值(图10(a))。在此基础上，计算了不同含油饱和度下最优首轮吞吐半径，含油饱和度越低，需扩大CO2波及体积，保证CO2吞吐效果，所需最优吞吐半径越大(图10(b))。含油饱和度为0.38、0.40、0.46、0.50、0.53、0.55、0.57时，首轮最优吞吐半径分别为22 m、18 m、15 m、15 m、10 m、10 m、10 m。

图10 不同含油饱和度下首轮吞吐半径对开发效果的影响Fig.10 Influence of initial huff and puff radius on development effect under different oil saturations(a)吞吐半径对吞吐增油量的影响(So=0.57)；(b)首轮吞吐半径与含油饱和度关系

图11 不同含油饱和度下注入量逐轮增加比例对开发效果的影响Fig.11 Influence of increasing proportion of injection volume on development effect under different oil saturations(a)逐轮增加比例对吞吐增油量的影响(So=0.57)；(b)逐轮增加比例与含油饱和度关系

图12 不同含油饱和度下吞吐轮次对开发效果的影响Fig.12 Influence of huff and puff rounds on development effect under different oil saturations(a)吞吐轮次对吞吐产出投入比的影响(So=0.57)；(b)吞吐轮次与含油饱和度关系

3.2 注入量逐轮增加比例

研究了含油饱和度为0.57时，不同注入量逐轮增加比例对吞吐效果的影响。相同含油饱和度下，下轮吞吐注入量增加比例越多，吞吐增油量越大，但高于界限值后，增油幅度减缓(图11(a))。在此基础上，计算了不同含油饱和度下最优注入量逐轮增加比例，含油饱和度越低，所需最优注入量逐轮增加比例越大(图11(b))。含油饱和度为0.38、0.40、0.46、0.50、0.53、0.55、0.57时，最优注入量逐轮增加比例分别为1.8倍、1.7倍、1.5倍、1.3倍、1.2倍、1.2倍、1.1倍。

3.3 吞吐轮次

CO2吞吐轮次除考虑增油量技术指标外，更要考虑产出投入比经济指标，当产出投入比小于1时，不适合继续实施CO2吞吐技术。研究了含油饱和度为0.57时，随吞吐轮次增加，吞吐产出投入比的变化规律。相同含油饱和度下，随吞吐轮次增加，吞吐产出投入比不断下降，含油饱和度为0.57可实施吞吐轮次为6轮次(图12(a))。由不同含油饱和度下极限吞吐轮次可知，含油饱和度越低，可实施吞吐轮次越少，含油饱和度为0.38、0.40、0.46、0.50、0.53、0.55、0.57时，合理吞吐轮次分别为2轮、2轮、3轮、3轮、4轮、5轮、6轮(图12(b))。

3.4 焖井时间

合适的焖井时间能够使CO2与原油充分接触。不同的CO2注入量，所需与原油接触时间不同，因此此处重点研究不同吞吐注入量与焖井时间的相关关系。如图13所示，注入量越大，所需焖井时间越长，注入量为200 t、500 t、1 000 t、2 000 t时，焖井时间分别为20天、30天、40天、50天。

图13 不同吞吐注入量所需的焖井时间Fig.13 Required soaking time under different huff and puff injection rates

3.5 采液速度

提高采液速度可以增加生产压差，有利于CO2驱动原油流向井底。但采液速度过快，会使边底水突进，降低吞吐效果。研究了含油饱和度为0.57时，不同采液速度对吞吐效果的影响，采液速度增大，吞吐效果先增加后降低，存在最优采液速度(14(a))。在此基础上，计算了不同含油饱和度下最优采液速度。含油饱和度越低，合理采液速度越低，含油饱和度为0.38、0.40、0.46、0.50、0.53、0.55、0.57时，最优采液速度分别为2%、2%、3%、4%、4%、6%、8%(图14(b))。

图14 不同含油饱和度下采液速度对开发效果的影响Fig.14 Influence of fluid extraction speed on development effect under different oil saturations(a)采液速度对吞吐增油量的影响(So=0.57)；(b)采液速度与含油饱和度关系

4 现场应用效果

复杂断块天然水驱油藏CO2吞吐差异挖潜技术已在矿场全面应用，指导高浅北区稠油油藏新井CO2吞吐差异化设计88口，平均单井日产油6.0 t，累产油4.5万t，产出投入比2.98。截至目前，高浅北全区年产油11.3万t，较去年增产原油5.4万t，应用效果良好。

5 结 论

(1)室内实验和数值模拟表明，CO2吞吐、CO2+堵剂吞吐、CO2+堵剂+表活剂吞吐3种吞吐方式均有明显的控水增油效果。CO2吞吐和CO2+堵剂吞吐的主要增油机理为扩大波及体积，CO2+堵剂+表活剂吞吐在扩大波及体积的同时可兼顾提高驱油效率。

(2)提出综合指数评价指标，定量评价CO2吞吐的技术经济综合效果，明确了不同吞吐技术的适应技术界限：剩余油饱和度大于0.5时应立足于天然水驱；剩余油饱和度介于0.47～0.5之间时，CO2吞吐效果最佳；剩余油饱和度介于0.43～0.47之间时，CO2+堵剂吞吐技术最佳；剩余油饱和度介于0.375～0.430之间时，CO2+堵剂+表活剂吞吐技术最佳。

(3)定量研究了不同含油饱和度下首轮吞吐半径、注入量逐轮增加比例、吞吐轮次、焖井时间、采液速度对吞吐开发效果的影响规律，建立了5个不同含油饱和度下CO2吞吐开发政策图版，指导同一油藏不同潜力区域吞吐注采参数差异设计。

(4)矿场实践表明，CO2吞吐差异挖潜技术能够有效改善吞吐效果，实现油藏整体高效开发，具有较好的推广应用前景。