三疊系長6油藏二氧化碳驅技術方案優選

葉 恒，廖新維，黃海龍，張鳳遠，穆凌雨

(中國石油大學，北京 102249)

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三疊系長6油藏二氧化碳驅技術方案優選

葉 恒，廖新維，黃海龍，張鳳遠，穆凌雨

(中國石油大學，北京 102249)

針對長慶油田三疊系長6特低滲透油藏物性差、水驅開發采收率低、含水上升快等問題，研究CO2驅在該油藏中的應用。利用油藏數值模擬技術，分別對CO2水氣交替驅(CO2-WAG)和CO2連續氣驅的注采參數進行了優選，并在此基礎上對比了這2種開發方式。得到了最優的技術方案：采用CO2-WAG驅技術，產油速度提高1.5倍，單井平均產油速度為3 m3/d，關井氣油比為1×103m3/m3，單井注氣速度為1×104m3/d，水氣比為1，交替注入6個月。模擬結果表明，20 a預測期內，優選方案的采出程度比水驅增加了9.7%。優化CO2驅方案適合特低滲透油藏的開發。

特低滲透油藏；CO2水氣交替驅(CO2-WAG)；CO2連續氣驅；三疊系長6油藏

0 引 言

三疊系長6油藏屬于特低滲透油藏，儲層物性較差，平均孔隙度為12.48%，平均滲透率為1.98×10-3μm2，原始地層壓力為10 MPa，飽和壓力為6.85 MPa，壓力系數為0.7～0.8，屬于低壓油藏。當地層壓力大于17.5 MPa，地層微裂縫開啟。地層溫度為48.88℃。截至2013年底，油藏的平均含水率超過了50%。

CO2驅替技術在國內的一些油田都取得了較好的效果[1-8]。但目前缺乏對三疊系長6油藏CO2驅技術方案的研究。王歡等人對其相鄰的安塞王窯長6儲層進行了CO2驅研究，但主要為CO2水氣交替驅(CO2-WAG)的研究[9-18]。針對目標油藏，需要分別對CO2-WAG驅和CO2連續氣驅2種開發方式進行了優選對比，獲得最優技術方案。

1 模型的建立

選擇目標油藏的4個典型井組作為試驗區，為了更精確模擬邊界間的物性交換，研究范圍向外擴大了1個井距。根據資料建立組分模型進行模擬研究，網格總個數為20 976(76×46×6)，模擬過程中將原油分為8個擬組分(表1)。該區原油CO2最小混相壓力為15 MPa。模型通過歷史擬合得到修正。

表1 擬組分的原油組成

2 CO2驅開發方案的優選

從2014年1月1日開始，模擬注CO2，以20 a為限，研究其開發效果。試驗區內部分別模擬了CO2連續氣驅和CO2-WAG驅，而試驗區外部擴大部分則保持原有的注采情況。將采出程度和換油率(20 a增油量/總注氣量)作為優選的評價指標。

2.1 CO2-WAG驅注采參數優化

注采參數的權重由大到小為：注采比、關井氣油比、注氣速度、水氣比[10-11]。因此，根據該權重設置優化先后順序，使用單因素分析法，一共設計了19組方案(表2)。定日產油量生產，當不能滿足定日產油生產時，改為定井底流壓生產。

表2 CO2-WAG驅注采參數優選方案設計

2.1.1 日產油量

設計5組方案進行優選，方案編號為表2中1～5，模擬結果見圖1。由圖1可知，當日產油量達到3.0 m3/d時，采出程度達到最優值，繼續增大產油量，采出程度幾乎不再變化且換油率變化較小。壓力、關井數、波及系數是影響開發效果的主要因素。為進一步優選日產油量，從上述3方面進行分析。壓力水平方面，日產油量與壓力呈負相關，日產油量低于3 m3/d時，地層平均壓力高于地層的裂縫開啟壓力(17.5 MPa)，造成氣竄。當日產油量高于3.5 m3/d時，平均地層壓力低于混相壓力(15 MPa)；關井程度方面，關井數與日產油量呈正相關，方案1～5各自的關井數分別為9、9、10、11、12。生產中，關井越少越好；波及系數水平方面，波及系數與日產油量呈正相關。綜合考慮以上因素，日產油量的優選值為3 m3/d。

圖1 不同日產油量方案下的采出程度和換油率

2.1.2 關井氣油比

設計了5組方案進行優選，方案編號為3、6、7、8、9，模擬結果如圖2所示。由圖2可知，關井氣油比為1×103m3/m3時采出程度和換油率最大。同理，從壓力水平、關井數和波及系數3個方面進行分析，關井氣油比與關井數和波及系數呈正相關，與壓力水平呈負相關。綜合考慮以上因素，關井氣油比的優選值為1 000 m3/m3。

圖2 不同關井氣油比方案下的采出程度和換油率

2.1.3 注氣速度

采用地面注氣速度，設計了5組方案進行優選，方案編號為3、10、11、12、13，模擬結果見圖3。由于低滲透、特低滲透油藏的注入能力有限，當注氣速度不小于2×104m3/d時，不能將所有氣體注入，達不到設定的注氣量。由圖3可知，當注氣速度為1×104m3/d時，采出程度達到最優值，繼續增加注氣速度，采出程度幾乎不再變化且換油率下降迅速。同理，從壓力水平、關井數和波及系數3個方面進行分析，注氣速度與波及系數、關井數和壓力水平呈正相關。綜合考慮以上因素，注氣速度的優選值為1×104m3/d。

圖3 不同注氣速度方案下的采出程度和換油率

2.1.4 水氣比

設計了5組方案進行優選，方案編號為3、14、15、16、17，模擬結果見圖4。由圖4可知，水氣比為1 m3/m3時采出程度最高，繼續增大水氣比雖然有更好的換油率，但采出程度下降過快。同理，從壓力水平、關井數和波及系數3個方面進行分析，水氣比與波及系數、壓力、關井數呈負相關。綜合考慮以上因素，水氣比的優選值為1 m3/m3。

圖4 不同水氣比方案下的采出程度和換油率

2.1.5 交替周期

設計了3組方案進行優選，方案編號為3、18、19。模擬結果表明，不同交替周期在采出程度、換油率和波及系數方面的結果都相差不大，主要的差別在于當注氣周期和注水周期均為12個月時，單個周期內注氣時間長，壓力水平過大，實際生產中導致裂縫開啟，影響開發效果。而注氣周期和注水周期均為3個月時，交替周期太過于頻繁，不利于實際的操作。因此，交替周期的優選值為注氣、注水周期均為6個月。

綜上，CO2-WAG驅的優選方案為表2中方案編號3。

2.2 CO2連續氣驅注采參數優選

使用單因素分析法，共設計了12組方案。優選方法與CO2-WAG驅參數優選類似。優選參數結果為：平均日產油為4 m3/d，關井氣油比為2×103m3/m3，注氣速度為1×104m3/d。

2.3 CO2驅開發方式優選

根據上述2種開發方式各自的優選方案，對開發方式進行了優選(表3)。由表3可知，2種開發方式的采出程度一致，但CO2-WAG驅的換油率幾乎是CO2連續氣驅的2倍。因此，優選的開發方式為CO2-WAG驅。

表3 優選的開發方式對比結果

從壓力、波及系數和關井數三方面對優選結果進行了對比分析。壓力和波及系數對2種開發方式的影響差別不大。主要的差別體現在關井數，由于CO2-WAG驅防止了氣體的過早氣竄，導致CO2-WAG驅關井數(10口)遠小于CO2連續氣驅的關井數(16口)。因此，CO2-WAG驅能夠實現更好的CO2換油率。

3 優選的CO2驅技術方案預測

優選方案增產效果預測：預測時間為20 a，試驗區采用CO2-WAG驅采出程度為39.9%，而水驅的采出程度為30.2%。相對水驅，CO2-WAG驅提高采出程度9.7個百分點。此外，CO2總注入量為27.22×104t，埋存量為13.79×104t，滯留率為0.51。因此，優選的CO2驅方案是一種適合該低滲透油藏的開發方式。

4 結 論

(1) 保證CO2驅能取得最優開發效果的關鍵因素為壓力水平、關井數和波及系數。

(2) 對于三疊系長6油藏試驗區，優選了CO2驅的技術方案。最優技術方案為：注氣方式為CO2-WAG驅，產油速度提高1.5倍，平均單井日產油為3 m3/d，關井氣油比為1 000 m3/m3，單井注氣速度為10 000 m3/d，水氣比為1，交替周期為6個月注氣，6個月注水。

(3) 試驗區優選方案增產效果預測：預測時間為20 a，相對水驅，CO2-WAG驅提高采出程度9.7個百分點。

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編輯 張耀星

20150116；改回日期：20150607

國家自然科學基金“超低滲透油藏注氣提高采收率理論與技術研究”(U1262101)

葉恒(1990-)，男，2012年畢業于西安石油大學石油工程專業，現為中國石油大學(北京)油氣田開發工程專業在讀碩士，主要從事油氣藏數值模擬方面的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.034

TE341

A

1006-6535(2015)04-0129-04