深層砂礫巖油藏注CO2 相態(tài)變化與吞吐參數(shù)優(yōu)化

王先榮，李 超，李 翀

（中國石化華東石油工程有限公司科技發(fā)展分公司，江蘇南京210031）

CO2混相或非混相驅(qū)是一種重要的提高采收率技術(shù)， 在不同的油藏和流體條件下均具有巨大潛力，李士倫等認(rèn)為其主要機(jī)理是體積膨脹、溶解氣驅(qū)、降低原油黏度和相間界面張力、改善流度比和毛管滲吸作用，抽提萃取原油中輕質(zhì)組分［1-3］。由于CO2吞吐投資少、見效快、風(fēng)險小、適應(yīng)范圍廣， 近年來作為有效的增產(chǎn)手段越來越受到關(guān)注與重視。

江蘇、中原、冀東、勝利等油田均已成功開展CO2吞吐礦場試驗(yàn)， 并取得較好的增產(chǎn)效果［4-7］。CO2技術(shù)的運(yùn)用從稠油油藏起逐漸向普通黑油油藏拓展，研究及應(yīng)用重心從高、中滲油藏逐步向低滲、特低滲油藏轉(zhuǎn)移，油藏深度由中淺層向中深層推廣， 驅(qū)替機(jī)理及配套技術(shù)研究也取得了較大進(jìn)展［8-9］。 針對砂礫巖油藏的研究以基于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的驅(qū)替機(jī)理和可行性評價為主［10］，施雷庭等人研究了超臨界CO2吞吐的適應(yīng)性， 分析了束縛水對CO2的影響［11］，但現(xiàn)場應(yīng)用實(shí)例較為少見。

1 油藏概況

WQN油藏目的層為二疊系上烏爾禾組， 砂礫巖儲層平均孔隙度8.8%，平均滲透率6.1×10-3μm2，油藏平均埋深3 060 m。 油藏具有原始?xì)庥捅雀?，原始地層壓力和飽和壓力高的特點(diǎn)（見表1）；原油自身流動能力弱，儲層流體流度僅0.488×10-3μm2/（mPa·s）；因原始地層壓力與泡點(diǎn)壓力相等，地層壓力易降至泡點(diǎn)以下， 油藏早期主要依靠氣壓驅(qū)動和溶解氣驅(qū)動。

開發(fā)階段油井自然產(chǎn)能低， 多數(shù)依靠壓裂見產(chǎn)，但壓裂后穩(wěn)產(chǎn)期短且產(chǎn)量遞減快，地層能量虧空大， 后期的注水開發(fā)和衰竭式均不能建立有效驅(qū)替,無法滿足開采需求。 目前油井多處于低速低效衰竭式開采甚至關(guān)停狀態(tài)， 區(qū)塊采出程度僅6.4%。

表1 WQN上烏爾禾組油藏參數(shù)

2 注CO2相態(tài)變化特征

油氣藏流體PVT性質(zhì)及注入氣體后流體相態(tài)的物理模擬研究對油氣藏注氣開發(fā)非常重要，因此通常采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價技術(shù)開展目標(biāo)油藏原油組分及相關(guān)相態(tài)實(shí)驗(yàn)，運(yùn)用WinProp軟件包對實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)開展相態(tài)擬合及注氣膨脹實(shí)驗(yàn)擬合研究，分析CO2吞吐增溶膨脹、降黏、溶解抽提原油組分及混相、非混相驅(qū)油的相關(guān)機(jī)理。

所用實(shí)驗(yàn)樣品以目標(biāo)區(qū)現(xiàn)場取得的分離器油樣和氣樣在實(shí)驗(yàn)室按原始地層條件復(fù)配獲得。

2.1 增溶膨脹特征

地層油注氣實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果（見圖1）顯示，在低注入量范圍，原油泡點(diǎn)壓力上升緩慢， 注入CO2達(dá)到30 mol%以后泡點(diǎn)壓力上升加快，注入量達(dá)到40 mol%時飽和壓力上升到50 MPa，預(yù)測至50 mol%時飽和壓力將上升到90 MPa以上。 在注入氣量小于40 mol%時，隨著注氣量增加，膨脹系數(shù)線性增加，表明CO2對原油的膨脹能力較強(qiáng)，有利于注入的CO2對地層油通過增溶膨脹提高含油飽和度驅(qū)油；當(dāng)大于40 mol%時，隨著注入氣量的增加，膨脹系數(shù)增加趨緩，CO2對原油的膨脹能力明顯減弱。

2.2 原油降黏特征

在地層溫度下， 隨著CO2注入量不斷增加，由于原油對CO2的溶解，地層原油黏度逐步下降（見圖2）， 原油黏度從注氣前的11.62 mPa·s下降到5.53 mPa·s，下降程度達(dá)52.5%，表明CO2對地層原油有很好的降黏效果，可改善原油流度，有利于返排時提高驅(qū)油效率。

2.3 流體相態(tài)特征模擬

在實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上， 利用WinProp相態(tài)軟件包對單井地層流體相態(tài)進(jìn)行擬合， 獲得數(shù)值模型中所需的組分臨界參數(shù)（見表3）。

2.4 混相與非混相特征

不同類型烷烴氣的混相驅(qū)和非混相驅(qū)通常采用擬三角相圖來表示，研究認(rèn)為，混相條件與擬三角相圖(或三角相圖)中注入流體、油藏原油、臨界切線的相對位置有關(guān)［12］。 注入氣體后，油藏原油與注入氣之間出現(xiàn)組分傳質(zhì)， 流體組成由原油組成過渡為注入流體組成，形成驅(qū)替過渡帶。 運(yùn)用注氣驅(qū)相態(tài)模擬地層溫度下不同CO2注入壓力多次接觸凝析-抽提驅(qū)替過程的組分變化（見圖3），三元相圖中液相線和氣相線間的區(qū)域即為兩相區(qū)；在注入壓力36 MPa和49.65 MPa時，注氣多次接觸過程形成的氣相線和液相線組成先是接近再遠(yuǎn)離，此為近混相驅(qū)相態(tài)變化特征，還未達(dá)到混相驅(qū)。

表3 流體組分臨界參數(shù)

井流物組成分布中，C1+N2含量占52.91%，C2-C6含量占12.79%，C7+含量占34.3%， 油藏原油具有中高含甲烷、低含中間烴、中高含重質(zhì)烴的特點(diǎn)。隨著注入氣與原油多次接觸， 輕烴組分從原油蒸發(fā)并進(jìn)入注入氣，使注入氣富化；注入氣不斷溶于原油中，使原油中間組分不斷增加；在一定條件下CO2會從原油中抽提出較重的烴類組分，這樣不斷使CO2的驅(qū)油前緣與原油組成接近。

圖3表明壓力由36 MPa上升至49.65 MPa時，氣相線和液相線更加接近，兩相區(qū)范圍減小，但仍未達(dá)到臨界點(diǎn)。

3 數(shù)值模擬與吞吐參數(shù)優(yōu)化

3.1 模型建立

采用PR狀態(tài)方程，擬合注CO2原油相態(tài)實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果來描述氣-油相態(tài)特征，模擬滿足模型精度要求。 根據(jù)W31井油藏參數(shù)，采用CMG軟件GEM組分模擬器建立單井CO2吞吐三維徑向數(shù)值模型（見表2、圖4）。

網(wǎng)格劃分r×θ×k為20×12×16，模型半徑210 m，模型總厚度59 m。

表2 W31井徑向流模型參數(shù)

3.2 生產(chǎn)歷史擬合

W31井于1993年8月壓裂投產(chǎn)，2019年4月補(bǔ)層后壓裂，目前日產(chǎn)液水平8 t/d。采用定日產(chǎn)液量方式進(jìn)行擬合，擬合情況較好（見圖5），滿足數(shù)模計(jì)算要求。

3.3 參數(shù)優(yōu)化

3.3.1 注入量

方案設(shè)置為考察單周期注氣量為200～1 200 t時吞吐效果，燜井15 d，注氣速度5×104m3/d。 模擬7種注入量下的增油量和換油率（見圖6）。 預(yù)測結(jié)果顯示，注入量越大，換油率先增后降，周期增油量上升，但增幅逐漸變緩。 從增油量和換油率綜合考慮，建議首輪周期注入量為800 t。

3.3.2 注入速度

考察注氣速度為（1～10）×104m3/d的6種不同方案的吞吐開采效果，各方案總注氣量均為800 t，燜井15 d。 預(yù)測結(jié)果（見圖7）顯示增油量和換油率存在明顯拐點(diǎn)， 考慮適當(dāng)增大注氣速度有利于油藏快速增壓，結(jié)合地層注入能力，建議注氣速度可在（2～4）×104m3/d范圍選擇。

3.3.3 燜井時間

方案設(shè)置注氣量800 t， 注氣速度4×104m3/d，考察6種燜井時間（12，14，16，18，20，25 d）時的吞吐效果，模擬結(jié)果見圖8。 預(yù)測結(jié)果顯示吞吐效果對燜井期相對不敏感， 考慮燜井時間太短不利于與原油充分接觸，而燜井過久地層能量損失加重，產(chǎn)油高峰越低，故推薦合理燜井期為15 d。

3.3.4 返排速度

方案設(shè)置注氣量800 t， 注氣速度4×104m3/d，燜井時間15 d，考察返排速度為10，15，20，25 m3/d時的吞吐效果，預(yù)測結(jié)果（見圖9）可見吞吐效果對回采速度相對不敏感，但當(dāng)回采速度達(dá)到15 m3/d時換油率曲線開始趨于平緩。 根據(jù)初期油井產(chǎn)能，采液速度控制在15 m3/d，以達(dá)到較好的增采效果。

3.3.5 第二輪注氣時機(jī)

方案設(shè)置注氣速度4×104m3/d，周期注氣量800 t，燜井時間15 d，考察第二輪注氣時機(jī)為第一周期生產(chǎn)6個月、9個月、12個月、15個月和18個月時的吞吐效果，預(yù)測結(jié)果見圖10。 由于第二輪注入太晚不利于地層壓力恢復(fù)， 其增油量隨生產(chǎn)周期的延長呈下降趨勢，建議在第一周期回采6～9個月后開始實(shí)施第二輪吞吐。

3.3.6 吞吐周期

方案設(shè)置注氣速度4×104m3/d， 周期注氣量800 t，燜井15 d，考察1～5個吞吐周期時的開采效果，模擬結(jié)果見圖11。 隨著吞吐周期數(shù)增加，單周期采油量下降，下降率分別為59%（2次吞吐）、73%（3次吞吐）、 83%（4次吞吐）和85%（5次吞吐）。 從增產(chǎn)角度考慮建議吞吐周期宜為2～3次。

4 現(xiàn)場試驗(yàn)效果分析

W31井位于WQN腰部，按照方案設(shè)計(jì)，首輪CO2實(shí)際注入量801 t，注入速度84 t/d，燜井5 d后油套壓保持穩(wěn)定，8 d后3 mm油嘴放噴， 返排一周后見油，初期平均日產(chǎn)油由措施前的4.9 t/d上升至10.6 t/d， 含水由25%下降為1%， 流壓由措施前的22.4 MPa升高至30.9 MPa， 至目前油層中部流壓20.4 MPa，日產(chǎn)油4.2 t,累計(jì)增油629.1 t。

現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)表明， 放噴時若連續(xù)2 d噴出流體為CO2氣且仍不見油，則必須再關(guān)井浸泡一段時間［13］。W31井現(xiàn)場放噴初期CO2返排量大， 釋放時間長，主要原因?yàn)闋F井時間短，CO2尚未向油層深部擴(kuò)散，未能與原油發(fā)生進(jìn)一步的互溶作用，導(dǎo)致能量釋放過快，吞吐時效性比預(yù)期略有縮短。

5 結(jié)論

（1）WQN深層油藏適宜采取CO2吞吐的方式提高采收率，預(yù)測油藏混相所需壓力較高，而實(shí)際地層壓力遠(yuǎn)小于此，因此為非混相CO2吞吐。

（2）CO2注入地層后，原油樣品飽和壓力、膨脹系數(shù)和溶解氣油比均上升，且隨著注入CO2的增加，地層油組分變輕，CO2對地層原油有著很好的降黏效果，能夠改善原油流度，有利于返排時提高驅(qū)油效率。

（3）W31井吞吐參數(shù)優(yōu)化結(jié)果為：CO2注入量800 t，注入速度（2～4）×104m3/d，燜井時間15 d，采液速度15 m3/d，吞吐周期2～3次。

（4）優(yōu)化選擇合理的吞吐參數(shù)是措施成功的關(guān)鍵，但礦場試驗(yàn)中還需根據(jù)實(shí)際進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整；深層油藏地層壓力越高，CO2壓縮越大， 為使其波及范圍更廣，除了適當(dāng)加長燜井時間，注入量設(shè)計(jì)時需考慮壓縮因素的影響。