水驅(qū)后期斷塊油藏CO2氣頂與人工邊水組合驅(qū)壓力恢復(fù)規(guī)律

劉炳官，林 波，王智林，孫東升，葛政俊，顧 驍

（1.中國(guó)石化江蘇油田分公司，江蘇揚(yáng)州 225009；2.中國(guó)石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州 225009）

水驅(qū)后期斷塊油藏注入水無效循環(huán)造成壓力提升困難，高傾角油藏在高部位形成“閣樓油”，而在非主滲流通道形成井間剩余油［1-2］。為有效動(dòng)用高部位“閣樓油”及提升油藏壓力水平，提出CO2氣頂與人工邊水組合驅(qū)（簡(jiǎn)稱組合驅(qū)）技術(shù)，即頂部注CO2、邊部注水，協(xié)同提升儲(chǔ)層壓力并有效挖潛剩余油的技術(shù)。該技術(shù)既具有頂部氣驅(qū)的優(yōu)點(diǎn)，可利用油氣密度差抑制黏性指進(jìn)，注入氣傾向于向高部位運(yùn)移，形成人工氣頂并有效動(dòng)用“閣樓油”［3-4］；又具有人工邊水驅(qū)的優(yōu)點(diǎn)，即水相所受合力沿驅(qū)替方向向下，可抑制水相突進(jìn)［5-6］，在注水端形成高壓區(qū)，控制氣相前緣。注氣端和注水端形成的耦合壓力場(chǎng)進(jìn)一步提升壓力水平，增強(qiáng)注氣效果。

前人通過物理模擬和數(shù)值模擬等方法對(duì)儲(chǔ)層能量恢復(fù)已開展較多研究。陳民鋒等認(rèn)為確定合理開采速度下的合理補(bǔ)充時(shí)機(jī)，才能獲得較好的開發(fā)效果［7］；秦延才等使用CMG 軟件進(jìn)行CO2，N2補(bǔ)充地層能量的數(shù)值模擬研究［8］；吳忠寶等發(fā)現(xiàn)體積改造油藏注水吞吐開發(fā)是有效補(bǔ)充地層能量的一種新方式［9］；崔傳智等利用數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)水平井的能量補(bǔ)充方式進(jìn)行了優(yōu)化［10］。雖然研究的是不同能量補(bǔ)充方式對(duì)能量恢復(fù)效果的影響，但均采用單一介質(zhì)的注入方式，而通過注CO2和注水組合驅(qū)替協(xié)同恢復(fù)地層能量的研究還鮮見發(fā)表。對(duì)組合驅(qū)技術(shù)政策優(yōu)化方法等的研究也較少。因此，基于物理模擬方法，對(duì)油藏的壓力恢復(fù)速度與注氣速度、注氣量和注氣注水速度比（簡(jiǎn)稱氣水比）進(jìn)行了定性分析；應(yīng)用單因素分析法、正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)分析法以及響應(yīng)面分析法，建立了油藏壓力恢復(fù)速度與三者之間的定量關(guān)系；最終確定了組合驅(qū)注入速度優(yōu)選原則及驅(qū)替時(shí)機(jī)圖版以指導(dǎo)方案編制。

1 組合驅(qū)實(shí)驗(yàn)

根據(jù)斷塊油藏的地質(zhì)構(gòu)造和井位分布特征等，設(shè)計(jì)并研制了可模擬水驅(qū)“閣樓油”形成及組合驅(qū)替過程的實(shí)驗(yàn)裝置。依據(jù)建立的組合驅(qū)相似準(zhǔn)則，設(shè)計(jì)了模型尺寸［11-12］?；谠撐锢砟Ｐ图敖⒌膶?duì)應(yīng)數(shù)值模擬模型，開展影響因素規(guī)律、敏感性分析等研究，總結(jié)組合驅(qū)提升水驅(qū)后期油藏壓力的規(guī)律。

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

物理模擬裝置（圖1）為自主研制的高溫高壓可視化長(zhǎng)填砂管模型，該模型能夠體現(xiàn)吞吐過程中三相分異作用，并能完成對(duì)流體運(yùn)移情況的監(jiān)測(cè)，具有以下功能：①可實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)度調(diào)節(jié)，以適應(yīng)不同大小油藏的模擬。②可實(shí)現(xiàn)角度傾斜，模擬不同的地層傾角。③具有足夠強(qiáng)度的承壓耐溫性能。④利用可視窗可直觀觀測(cè)一定范圍內(nèi)的流體運(yùn)移規(guī)律。⑤設(shè)置多個(gè)檢測(cè)點(diǎn)可檢測(cè)不同位置的三相流體飽和度。模型長(zhǎng)度為800 mm，直徑為100 mm，容積為6 283 mL?？赡M傾角為0°～90°，耐溫150 ℃，耐壓30 MPa。

圖1 長(zhǎng)填砂管模型及實(shí)物Fig.1 Real and modeled long sand-filled tube

1.2 實(shí)驗(yàn)材料及方法

實(shí)驗(yàn)所用油樣為白油，利用蘇丹紅染色便于取樣分析統(tǒng)計(jì)。采用50～200目的玻璃微珠進(jìn)行充填壓實(shí)，采用多目數(shù)玻璃微珠混合的方法增加模型非均質(zhì)性。注水采用去離子水，注氣采用純度為99.99%的CO2。

根據(jù)相似性準(zhǔn)則設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方案（表1）。制作3組填砂管模型進(jìn)行對(duì)比模擬實(shí)驗(yàn)，模型均采用5 MPa 的壓實(shí)壓力。3 組模型的孔隙度、滲透率、束縛水飽和度等參數(shù)均在允許的誤差范圍內(nèi)，以保證3組實(shí)驗(yàn)的模擬數(shù)據(jù)具有可對(duì)比性。為同時(shí)模擬斷塊油藏地層傾角，將模型傾斜15°進(jìn)行開發(fā)動(dòng)態(tài)模擬實(shí)驗(yàn)。

表1 實(shí)驗(yàn)方案參數(shù)Table1 Parameters in experimental schemes

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)步驟包括：①根據(jù)斷塊油藏中井位的分布特征，在該模型中布設(shè)3 口注采井，采油井為W1和W2，注水井為W3。②在水驅(qū)開發(fā)階段，壓力由16 MPa 降至10 MPa，維持注采比為1∶0.9，在回壓的控制下以恒定流速開采采油井W1和W2。③當(dāng)采油井的含水率達(dá)到90%時(shí)，結(jié)束水驅(qū)。④在組合驅(qū)開發(fā)階段，高部位井W1注氣，邊部注水井W4注水，使壓力從10 MPa 升至16 MPa，同時(shí)控制中部采油井W2生產(chǎn)，實(shí)施監(jiān)測(cè)整個(gè)過程中的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、模型整體壓力及模型上各測(cè)點(diǎn)的壓力。

通過步驟①—③，可模擬水驅(qū)斷塊油藏的開發(fā)、“閣樓油”及井間剩余油的形成過程等。水驅(qū)及組合驅(qū)開發(fā)方式如圖2所示。

圖2 水驅(qū)及組合驅(qū)開發(fā)方式Fig.2 Water flooding and combined flooding

1.4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 組對(duì)比實(shí)驗(yàn)的水驅(qū)開發(fā)過程完全相同，在注氣階段和組合驅(qū)階段以不同氣水比注入。對(duì)比發(fā)現(xiàn)模型的注氣量和注氣升壓時(shí)間均有所不同。

3組實(shí)驗(yàn)的注氣量依次為55，47，62 mL，即氣水比越大，相同實(shí)驗(yàn)時(shí)間內(nèi)總注氣量越大（油藏條件下）。分析認(rèn)為，組合驅(qū)升高相同壓力所需能量是一定的，在注氣速度相同時(shí)（實(shí)驗(yàn)1 和2 組），注水速度越大，注水產(chǎn)生的增壓能量越大，注氣產(chǎn)生的增壓能量降低，注氣量相應(yīng)減少；在注水速度相同時(shí)（實(shí)驗(yàn)1 和3 組），注氣速度越大，注氣產(chǎn)生的增壓能量越大，所需注氣量也相應(yīng)增加。

對(duì)比3組實(shí)驗(yàn)的注氣升壓時(shí)間（圖3）可以發(fā)現(xiàn)，氣水比越大，上升到相同壓力的時(shí)間越短，同時(shí)壓力恢復(fù)速度越快；在注水速度相同時(shí)（實(shí)驗(yàn)1 和3組），注氣速度越大，壓力恢復(fù)速度越快。

圖3 不同氣水比條件下模型壓力變化Fig.3 Model pressure variation under different injection rate ratios between gas and water

2 組合驅(qū)壓力恢復(fù)影響規(guī)律

組合驅(qū)實(shí)驗(yàn)的工作量大、周期長(zhǎng)，僅開展了少量方案的實(shí)驗(yàn)對(duì)比。需建立擬合物理模擬的數(shù)值模型，開展更多參數(shù)水平的數(shù)值模擬單因素分析，進(jìn)一步論證物理模擬研究的定性結(jié)論，驗(yàn)證其可靠性［13-14］。

2.1 組合驅(qū)數(shù)值模型

利用Eclipse 數(shù)值模擬軟件建立組合驅(qū)數(shù)值模型，擬合組合驅(qū)物理模型，模型的三維尺寸、屬性參數(shù)、布井方案等均依照物理模型設(shè)計(jì)。模型傾角為15°，X，Y，Z方向網(wǎng)格數(shù)分別為80，10，10，平均孔隙度為0.42，平均滲透率為1 000 mD。注氣井距構(gòu)造頂部1/4 處，采油井距構(gòu)造頂部3/4 處，底部為注水井。

2.2 壓力恢復(fù)主控因素

采用單因素分析法、正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)法和響應(yīng)面分析法，確定影響壓力恢復(fù)的主控因素以及各因素之間的定量關(guān)系。

2.2.1 單因素分析法

重點(diǎn)研究3個(gè)主控因素：注氣量、注氣速度和氣水比。以壓力上升到同一值（16 MPa）為注氣結(jié)束時(shí)間點(diǎn)，統(tǒng)計(jì)各個(gè)方案的壓力恢復(fù)速度。基礎(chǔ)方案的參數(shù)包括：氣水比為0.125，注氣速度為4 cm3/min，注氣量為7 000 cm3。

為分析注氣量對(duì)壓力恢復(fù)的影響，設(shè)置氣水比為0.125，注氣速度為4 cm3/min 不變，注氣量分別為3 000，6 000，9 000，12 000 和15 000 cm3，開展壓力恢復(fù)模擬。為分析注氣速度影響，在基礎(chǔ)方案注氣量和氣水比的基礎(chǔ)上，對(duì)比1，3，5，7 和9 cm3/min 共5 種注氣速度下的壓力恢復(fù)過程。為分析氣水比的影響，基于基礎(chǔ)方案對(duì)比了氣水比分別為0.062 5，0.125，0.187 5，0.25，0.312 5 的壓力恢復(fù)速度。由3種因素對(duì)壓力恢復(fù)速度的影響（圖4）可見，隨著注氣量的增加，壓力恢復(fù)速度逐漸增加，且曲線斜率呈現(xiàn)小幅增大的規(guī)律，即壓力恢復(fù)速度受注氣量的影響逐步增大。而壓力恢復(fù)速度與注氣速度及氣水比均呈近線性關(guān)系，注氣速度越大，氣水比越大，壓力恢復(fù)速度越快。

圖4 壓力恢復(fù)速度與主控因素的關(guān)系Fig.4 Relationship between pressure recovery rates and main influencing factors

2.2.2 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)法

開展正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方案數(shù)值模擬的作用是：①在明確各因素影響規(guī)律的基礎(chǔ)上，明確主控因素。②通過正交設(shè)計(jì)在盡可能少的對(duì)比方案計(jì)算量下獲得最優(yōu)的參數(shù)組合，直接指導(dǎo)組合驅(qū)生產(chǎn)實(shí)踐［15-16］。即通過正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)法確定不同注入?yún)?shù)對(duì)壓力恢復(fù)的影響，依照正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)原則共設(shè)計(jì)25 組對(duì)比方案，用數(shù)值模擬軟件計(jì)算各方案的壓力恢復(fù)速度。正交試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

表2 正交試驗(yàn)結(jié)果Table2 Orthogonal test results

由表2 同樣可以得到3 個(gè)主控因素與壓力恢復(fù)速度的正相關(guān)關(guān)系，同時(shí)還可以看出，由各因素的方差可判斷各參數(shù)的敏感性，方差由大到小的順序?yàn)樽馑俣?、氣水比和注氣量，即這3個(gè)因素對(duì)采收率影響的主次順序?yàn)椋鹤馑俣?、氣水比、注氣量。注氣速度的方差遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于氣水比和注氣量的方差，這說明對(duì)壓力恢復(fù)速度影響最大的是注氣速度，其次是氣水比和注氣量。因此，在確定影響壓力恢復(fù)速度的技術(shù)政策時(shí)，應(yīng)首先優(yōu)化注氣速度，再優(yōu)化氣水比及注氣量。

2.2.3 響應(yīng)面分析法

采用響應(yīng)面分析法，在明確單因素影響規(guī)律的基礎(chǔ)上，探究多因素共同影響下組合驅(qū)效果的變化規(guī)律；同時(shí)，直接回歸組合驅(qū)效果的計(jì)算模型，為不同生產(chǎn)制度下的效果預(yù)測(cè)及評(píng)價(jià)提供直接計(jì)算的工具。

研究注氣速度、注氣量、氣水比對(duì)壓力恢復(fù)速度和開發(fā)效果影響的主效應(yīng)和交互作用，采用Box-Behnken響應(yīng)面優(yōu)化實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)，共17組實(shí)驗(yàn)，各方案分析結(jié)果見表3。

在響應(yīng)面分析中，利用F值進(jìn)行統(tǒng)計(jì)結(jié)果的顯著性檢測(cè)，利用P值檢測(cè)每個(gè)回歸系數(shù)的顯著性，P值越小，表明結(jié)果越顯著。由表3 可得，模型F值為53.500 52，P值小于0.05，說明模型具有顯著的適應(yīng)性，即該模型具有較高的可信度，可用于預(yù)期的優(yōu)化預(yù)測(cè)實(shí)驗(yàn)。

表3 響應(yīng)面分析結(jié)果Table3 Response surface analysis results

由壓力恢復(fù)速度與注氣速度、氣水比、注氣量的三維響應(yīng)面曲面關(guān)系（圖5）可見，3個(gè)注入?yún)?shù)均與壓力恢復(fù)速度呈正相關(guān)關(guān)系。其中，注氣速度對(duì)壓力恢復(fù)速度影響最大（曲面最陡峭），其次為氣水比和注氣量，這與單因素分析法及正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)分析法結(jié)論一致。

圖5 壓力恢復(fù)速度與注氣速度、注氣量、氣水比三維響應(yīng)面曲面關(guān)系Fig.5 Relationship of pressure recovery rates with gas injection rates/volumes and injection rate ratios between gas and water indicated by three-dimensional response surface

利用Box-Behnken Design（BBD）方法分析實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，以壓力恢復(fù)速度R0為響應(yīng)值，以注氣速度、氣水比、注氣量為自變量建立關(guān)于壓力恢復(fù)速度的響應(yīng)面二次多項(xiàng)式模型，即：

該模型可為組合驅(qū)壓力恢復(fù)速度的預(yù)測(cè)提供快速計(jì)算工具，具有很強(qiáng)的實(shí)用意義。

3 組合驅(qū)技術(shù)政策優(yōu)化

選取J 油田典型的水驅(qū)后期Y7 斷塊油藏，建立真實(shí)地質(zhì)模型，模型的性質(zhì)參數(shù)均按照Y7油藏參數(shù)設(shè)計(jì)。通過數(shù)值模擬對(duì)比優(yōu)化，總結(jié)技術(shù)政策優(yōu)化原則及界限值等，為組合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)方案優(yōu)化提供參考。

3.1 注氣速度優(yōu)化

設(shè)計(jì)了4 組注氣速度，分別為10，20，30，40 m3/d，每個(gè)注氣速度對(duì)應(yīng)設(shè)計(jì)了9 組注水速度，共36 組對(duì)比方案。對(duì)比不同注入速度組合下提高采收率，由結(jié)果（圖6）可見，一定注氣速度下，提高采收率與注水速度曲線存在拐點(diǎn)，即一個(gè)注氣速度會(huì)對(duì)應(yīng)一個(gè)最優(yōu)的注水速度。分析認(rèn)為，注水速度過小，無法起到控制氣相前緣運(yùn)移的作用，使得氣竄快速發(fā)生［17］；若注水速度過高，則過度抑制了油氣界面的運(yùn)移，使得注入氣無法將置換的高部位“閣樓油”驅(qū)替至井底。同時(shí)，對(duì)于不同的注氣速度，其最優(yōu)注水速度值不同，因此對(duì)應(yīng)的氣水比也不同。也就是說，對(duì)于組合驅(qū)技術(shù)，其注水速度、注氣速度及氣水比均存在最優(yōu)值。由圖6 可見，對(duì)于該油藏峰值采收率對(duì)應(yīng)的注入速度組合為：注氣速度為20 m3/d，注水速度為20 m3/d。此外，各組方案提高采收率均在6%以上，也反映了組合驅(qū)技術(shù)提高采收率的能力。

圖6 組合驅(qū)提高采收率與不同注入速度組合關(guān)系Fig.6 Relationship between enhanced oil recovery of combined flooding and combination of different injection rates

3.2 注入時(shí)機(jī)優(yōu)化

組合驅(qū)前的生產(chǎn)過程為較長(zhǎng)期的水驅(qū)開發(fā)，從壓力恢復(fù)角度，組合驅(qū)注入時(shí)機(jī)應(yīng)對(duì)應(yīng)不同的儲(chǔ)層壓力水平［18］，因此采用壓力系數(shù)表征組合驅(qū)時(shí)機(jī)。設(shè)計(jì)了井底生產(chǎn)壓差分別為3，4，5 MPa 的對(duì)比方案，每組對(duì)應(yīng)9 個(gè)壓力系數(shù)。由組合驅(qū)注入時(shí)機(jī)對(duì)采油速度的影響（圖7）可見，組合驅(qū)注入時(shí)機(jī)越晚，則對(duì)應(yīng)的采油速度越低，開發(fā)經(jīng)濟(jì)性隨之下降。在相同生產(chǎn)壓差和低壓條件下，隨組合驅(qū)注入時(shí)機(jī)延后采油速度的下降速度更快。因此，應(yīng)在較高壓力水平下即實(shí)施組合驅(qū)。組合驅(qū)如果確定了某油藏的經(jīng)濟(jì)采油速度，結(jié)合井底生產(chǎn)壓差，可以直接確定對(duì)應(yīng)組合驅(qū)注入時(shí)機(jī)。該圖版可直接指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)方案中組合驅(qū)的注入時(shí)機(jī)選擇。

圖7 不同采油速度組合驅(qū)注入時(shí)機(jī)圖版Fig.7 Injection timing chart of combined flooding at different oil production rates

4 結(jié)論

研制了可模擬CO2氣頂與人工邊水組合驅(qū)的可視化實(shí)驗(yàn)裝置并建立了實(shí)驗(yàn)方法。不同注水、注氣速度組合下的對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，注氣速度、注氣量和氣水比是影響儲(chǔ)層壓力恢復(fù)的敏感性因素。結(jié)合多種分析方法，確定了注氣速度、注氣量和氣水比均與組合驅(qū)壓力恢復(fù)速度呈正相關(guān)，其中，注氣速度影響最顯著。同時(shí)回歸了組合驅(qū)壓力恢復(fù)速度預(yù)測(cè)模型。

對(duì)于組合驅(qū)技術(shù)而言，注水速度、注氣速度以及氣水比均存在最優(yōu)值。優(yōu)化注水、注氣速度組合可合理控制油氣界面運(yùn)移速度，達(dá)到提高采收率最佳效果，組合驅(qū)可普遍提高油藏采收率6%以上。進(jìn)而建立了不同生產(chǎn)壓差下合理組合驅(qū)注入時(shí)機(jī)的確定圖版。

符號(hào)解釋

A，B，C——注氣速度、注氣量、氣水比的編碼值；

m1，m2，m3，m4，m5——不同因素水平的方案序號(hào)；

R0——響應(yīng)值，即壓力恢復(fù)速度，MPa/s。