石油与天然气化工  2015, Vol. 44 Issue (3): 89-93
低渗油藏水驱后CO2潜力评价及注采方式优选
杨红 1, 吴志伟 2, 余华贵 1, 江绍静 1, 朱庆祝 3, 奥洋洋 1     
1. 延长石油(集团)有限责任公司研究院;
2. 中国石油长城钻探工程有限责任公司;
3. 中石油新疆油田分公司
收稿日期：2014-10-16
基金项目：国家科技支撑计划课题“CO2埋存与提高采收率技术”(2012BAC26B03)
作者简介：杨红(1986-)，湖北仙桃人，助理工程师，2014年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业，研究生学历(工学硕士学位)，现任职于延长油田研究院，主要从事提高采收率与油田化学方面的研究工作。E-mail：yh_cup2011@sina.com.
摘要：针对延长油田乔家洼区块由于基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题，通过开展CO2室内驱油实验，在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价，并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化。同时，对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5年后转气水交替驱4种开发方案，进行数值模拟产量预测。实验结果表明，CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力，连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43%和20.95%；气水交替注入方式下采收率随各注入参数的增大均呈先增加后降低的趋势，最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.73 mL/min、0.1 PV和1:1。数值模拟结果表明：优化井网后水驱、连续气驱和注气5年后转气水交替驱3种方案在开发15年后，分别可以在原水驱方案基础上提高采收率0.77%、13.81%和12.98%，建议采用注气5年后转气水交替驱方案进行生产。
关键词：低渗油藏    CO2驱    气水交替    注入参数    
CO2 flooding potential evaluation and its injection-production method optimization after water flooding in low permeability reservoir
Yang Hong1 , Wu Zhiwei2 , Yu Huagui1 , Jiang Shaojing1 , Wang Weibo1 , Ao Yangyang1     
1. Institute of Shanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd, Xi'an 710075, China;
2. PetroChina Great Wall Oil Drilling Engineering Co., Ltd, Beijing 100000, China;
3. Petrochina xinjiang oilfield, karamay 834000, china
Abstract: Due to dense matrix and serious heterogeneity, the water flooding development effect is poor in Qiaojiaowa block, Yanchang Oilfield. Therefore, CO2 indoor flooding experiment is carried out to potentially evaluate CO2 flooding and water alternating gas (WAG) on the basis of water flooding, and optimize the injection parameters such as injecting velocity, slug size and the ratio of gas and water. Besides, yield predictions of water flooding, water flooding based on well optimized, CO2 flooding and WAG after injection CO2 for 5 years are conducted using numerical simulation. Experimental results show that it is a large potential in target block for CO2 flooding after water flooding. The enhanced oil recovery (EOR) improvement of CO2 flooding and WAG are 8.43% and 20.95% respectively compared with water flooding. Oil recovery with WAG increases first and then decreases with three injection parameters increase. The best injected velocity, slug size and gas-water ratio are 0.73 mL/min, 0.1 PV and 1:1. Simulation results show that the EOR improvement of water flooding based on well optimized, CO2 flooding and WAG after injecting CO2 for five years after developing 15 years are 0.77%, 13.81% and 12.98% respectively compared with water flooding. The suggested production plan is WAG after injecting CO2 for five years.
Key Words: low permeability reservoir    CO2 flooding    water alternating gas (WAG)    injecting parameter    

我国陆上老油田已逐渐进入开发中后期[1]，目前, 新投入开发的油田中低渗透等难以动用的储量所占比重巨大[2-6]，常规的注水开发方式由于存在注入水难以注入[7]、地下能量亏空严重等问题而开发效果不明显[8-10]，而气驱因其具有改善油水流度比、溶解膨胀、降低油水界面张力等作用[10-15]备受关注。延长油田乔家洼区块平均渗透率1.22×10-3μm2，平均孔隙度12.8%，平均渗透率级差4.6，属典型的低孔、低渗油藏，且区块非均质性严重。

该区块于2008年3月开始进行注水开发，平均单井日产油量由开发初期的1.52 t下降到目前的0.18 t。同时，在注水开发中发现部分注水井出现注入水难以注入，水驱动用程度低等问题(图 1)。为提高区块储量有效动用程度，目标区块于2012年9月开始进行CO2注入试验。为此，开展了CO2驱潜力评价实验，并对CO2驱注入参数进行了优化。以优化后参数为基础，开展了区块数值模拟研究，为乔家洼区块进一步开展CO2驱现场试验提供了理论依据和指导。

图 1     目标区块开发历史动态 Figure 1     Dynamic development of target block

1 实验方法
1.1 实验材料

RS6000流变仪、耐腐蚀岩心夹持器、高压物性仪、高压配样器、高压计量泵、恒温箱、油气分离器、气体流量计、气瓶、电子天平、中间容器等。

实验原油黏度4.87 mPa·s，密度0.86 g/cm3；地层水矿化度71.34 g/L；实验用岩心为4.5 cm×4.5 cm×30 cm非均质方岩心，岩心低渗层和高渗层渗透率分别约为2.5 ×10-3 μm2和25×10-3 μm2，岩心孔隙度约为18.5%。

1.2 实验方案

共开展了8组实验(表 1)。其中，1、2组实验用于CO2驱潜力评价，2、3、4组实验用于优化注入速度，2、5、6组实验用于优化注入段塞尺寸，2、7、8组实验用于优化气水比。另外，为了模拟实验区块非均质性，实验中岩心渗透率级差均为10。

表 1    CO2驱油实验方案 Table 1    Experimental plan of CO2 flooding

2 CO2驱潜力评价

由表 2中的1组和2组的实验结果可看出，后续连续气驱和气水交替驱在水驱基础上分别可以提高采收率8.43%和20.95%。这说明，对于目标区块，CO2驱具有较大潜力，且气水交替驱效果好于连续气驱。

表 2    后续连续气驱和气水交替驱实验结果 Table 2    Experimental results of WAG and CO2 flooding after water flooding

连续气驱可在水驱基础上提高采收率是因为经长期的水驱之后，岩心不同程度地形成了水流通道，而在后续气驱过程中，随着CO2在原油及地层水中的不断溶解，油水流度比由于原油黏度降低、体积膨胀，水相黏度增大而得到改善，且油水界面张力降低，原有的水流通道会因为水相渗透率的降低而被其一定程度地屏蔽，进而致使CO2进入原先水难以波及的区域。

相对于水驱和连续气驱，气水交替驱可以更大幅度地提高采收率。这是因为，气水交替驱过程中出现的气水界面增大了气相和水相的驱替阻力，这里称为两相的抑制作用。具体表现为气相可以抑制水相过早形成连续相，延阻水相直接沿着水流通道前进。图 2中，气水交替驱含水率变化曲线的大幅波动即可说明气相对水相的抑制效果；同时，水相可以抑制气相过早气窜，图 2中气水交替驱CO2大面积突破时间远滞后于连续气驱。

图 2     不同驱替方式下CO2驱油动态 Figure 2     Flooding dynamic of WAG and CO2 flooding

3 注入参数优化
3.1 注入速度

比较表 2中2、3、4组实验驱替实验结果可知，在驱替速度为0.44 mL/min、0.73 mL/min和1.16 mL/min时，三者提高采收率幅度分别为15.69%、20.95%和17.25%，其提高采收率幅度呈先增大后降低的变化趋势。这主要是由于当驱替速度较小时，驱替压力相对较低，前面注入的气水段塞对流体剖面的控制能力相对有限；当驱替速度过高时，气相容易越过水相造成CO2发生严重气窜。此时，气水交替驱波及效率有限。因此，在水驱程度相近的情况下，最佳驱替速度为0.73 mL/min。

3.2 注入段塞尺寸

比较表 2中2、5、6组实验驱替实验结果可知，在注入段塞尺寸为0.05 PV、0.1 PV和0.2 PV时，三者提高采收率幅度分别为15.11%、20.95%和13.39%，其提高采收率幅度呈先增大后降低的变化趋势。

这主要是由于注入段塞尺寸的大小影响着气水两相在岩心中的存在形态。具体表现为，当注入段塞尺寸太小时，气水交替注入频率加快，黏度较低的气相会以气泡的形式分散在黏度较高的水相中形成泡沫连续相，泡沫连续相的形成易造成岩心过早水淹。图 3中，注入段塞为0.05 PV时，含水率曲线明显在其他注入段塞尺寸的含水率曲线之上。注入段塞尺寸太小，对CO2改善油水流度比会产生不利影响；注入段塞尺寸太大时，易造成气相的过早突破，而气相的过早突破会大大降低注入流体波及效率，进而降低驱油效率。图 3中，注入段塞为0.2 PV的气体大面积突破时间明显较其他注入段塞尺寸的气体突破时间提前。因此，在气水交替驱过程中，最佳气水段塞尺寸为0.1 PV。

图 3     不同注入段塞条件下气水交替驱油动态 Figure 3     WAG dynamic with different injected slug size

3.3 注入气水比

比较表 2中2、7、8组实验驱替实验结果可知，当注入气水体积比为1:2、1:1和2:1时，三者提高采收率幅度分别为13.35%、20.95%和12.72%，其提高采收率幅度呈先增大后降低的变化趋势。

这主要是由于当气水比太低时，较大的水段塞会直接穿越较小的气段塞，造成气体以气泡的形式分散在水相中形成泡沫连续相，使气相对水相的抑制作用无法显现，而泡沫连续相则会携带着气相沿着原有的水流通道快速前进，造成气相无法波及到岩心中的“死角”区域。图 4中，注入气水体积比为1:2时的含水率变化曲线明显在其他实验含水率曲线之上。当气水比太高时，水相对气相的抑制作用有限，气相会绕过水相造成气体突破时间提前，气体的过早突破会降低其在岩心中的波及效率，从而造成驱油效率的降低。图 4中，注入气水体积比为2:1时，气体突破时间明显较其他实验提前。因此，在现场试验中，选择最佳气水体积比为1:1。

图 4     不同注入气水比条件下气水交替实验驱油动态 Figure 4     WAG dynamic with different injected gas-water ratio

4 产能预测
4.1 目标井区建模

为了控制地质体的形态，保证建模精度，平面网格间距为20 m×20 m，平面网格划分为211×148个网格，纵向上网格间距约为1 m，总网格数约125万，本次建模的工区范围面积约9.88 km2。

模型中对目标区块设计了4种开发方案，其中方案1为区块原注水方案，方案3和方案4中的注入参数均为实验优化所得。为了研究注入水对区块动用程度的问题，设计方案2以作比较，模型中分别对按上述4种开发方案开发15年后进行开发指标预测。各方案具体如下：

(1) 保持目标井区3口注水井，单井日配注量10 m3。

(2) 优化井区井网，将井区注水井扩大至10口，单井注入量不变。

(3) 将10口注水井全部改为注气井。

(4) 10口注气井在连续注气5年后，改为气水交替注入。

4.2 开发指标预测

方案2较方案1注入量增加了3倍，但稳定后的单井日产油量仅增加0.13 t，最终采收率仅提高0.77%。表明注水开发注入量的增大对扩大水驱波及面积效果不大。从图 5可看出，尽管对注水井网进行了优化且注入水量增大，但注入水依然仅仅波及近井地带且波及面积很不均匀，主力层水驱前缘(含水率大于50%)在90 m左右，而其它井组水驱前缘仅为70 m。分析采油井和注水井的剩余油剖面图发现，在采油井近井70 m范围内，含油饱和度较低，注水井近井90 m范围内，含油饱和度较低，说明大量的剩余油富集在井间区域，而注入水难以波及。

图 5     油层和注采井剩余油分布 Figure 5     Remaining oil distribution of production layer and injection and production well

从图 6可知，方案3较方案1相比，稳定后的单井日产油量是原产量的6.5倍，最终采收率提高13.81%。方案4与方案1相比，稳定后的单井日产油量是原产量的6.1倍，最终采收率提高12.98%。表明CO2驱在目标井区潜力较大。数值模拟显示15年末气水交替驱后井区压力较方案1井区压力提升20%，说明气水交替一定程度上弥补了注水开发难以补充的地层能量。

图 6     不同开发方案下生产动态 Figure 6     Production dynamic of different development plan

方案3较方案4最终采收率增加0.83%，CO2埋存率增加5%，但15年末其累计注气量为46.89×104 t，而方案4累计注气量仅为31.07×104 t。综合考虑，建议采用方案4进行开发生产。

5 结论

(1) CO2驱在试验区块高含水后有着较大驱油潜力，且气水交替驱注入方式下驱油效果更好。后续连续气驱和气水交替驱分别可以在水驱基础上提高采收率8.43%和20.95%。

(2) 在气水交替注入方式下，采收率随各注入参数的增大均呈先增加后降低的趋势，最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水体积比分别为0.73 mL/min、0.1 PV和1:1。

(3) 气驱和注气5年后转气水交替驱两种开发方案，分别可以在水驱基础上提高采收率13.81%和12.98%，而优化井网后注水开发仅可以在原水驱基础上提高采收率0.77%。结合CO2注入量，建议采用注气5年后转气水交替注入方案进行生产。

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