二氧化碳驅油藏有利沉積相組合研究

鐘張起，侯讀杰，李躍紅，劉鵬程，安 麗

(1.中國地質大學，北京 100083;2.中石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

引 言

近年來，隨著世界對能源需求的日益增長，低品位油藏大量投入開發，成為老區增產、穩產的主要措施之一。低品位油藏儲層厚度薄，含油飽和度低，滲透率低，非均質性嚴重;注水過程中存在啟動壓力梯度，能量補充困難[1－2]等問題。低品位油藏開發中，常規油藏開采技術受到許多制約，效益較低。對水驅難以開發的低品位油藏進行CO2驅油，具有廣闊的應用前景。經過幾十年的實驗和礦場應用，CO2驅油技術日益成熟，各油田進行了相關的先導試驗，以進一步了解CO2驅油的機理和特有規律，降低開發風險，提高經濟效益[3－7]。

1 復合油藏與沉積相組合

1.1 復合油藏

由巖石或流體等因素形成一個不連續的界面，將油藏分隔成性質不同的2個或多個區域，這類油藏稱為復合油藏。其中，不連續的界面主要是由滲透率、流度、飽和度或熱量等因素分布不連續而形成[8－9]。處于不同沉積微相的油藏，井底附近具有污染的油藏，注聚合物、注氣等油藏均可描述為復合油藏。前人文獻大多是研究復合油藏的試井分析方法，如何利用復合油藏的特點進行注采井的布置研究卻較少。

1.2 沉積相組合

沉積相是指沉積環境以及在該環境中形成的沉積物特征的綜合，包括沉積亞相和沉積微相。沉積微相是在沉積亞相帶內具有獨自的巖性、結構、構造、厚度、韻律性以及平面分布規律的最小沉積組合[10－11]。實質上，由不同沉積微相組合的油藏也是復合油藏的一種形式。研究區位于東濮凹陷西斜坡帶，儲層為三角洲沉積砂體。油田開發實踐表明，水驅開發三角洲沉積油藏時，結合沉積相組合進行注采井部署，可改善油藏開發效果。河道側翼注水、采油，油井見效慢，水淹速度也較慢，通過壓裂引流后開采河道內剩余油，可大幅提高原油產量，也是油田開發后期主要的增產措施之一。

2 CO2驅油藏開發特征

中原油田經過30 a的開發，油藏勘探和開發的難度逐步增加。與水驅相比，CO2驅油優勢明顯。因為CO2容易注入，儲層能量可以快速得到補給，可大幅度提高原油采收率。氣驅提高采收率技術在機理研究上已比較清楚，在中原油田礦場應用上雖然取得一定的效果，但也存在很大風險[12－13]。

2.1 CO2驅與水驅油藏的差異

油藏進行氣驅開發時，驅油介質是CO2氣體。與水驅相比，CO2氣體具有的一些特性使得氣驅油藏開發規律與水驅有較大差異。注水開發時，由于水比油的密度大，水驅油時，水容易沿儲層下部快速推進。注氣開發時，由于CO2比油的密度小，氣驅油過程中，CO2容易沿儲層的上部形成氣竄。氣驅開發過程中，影響氣驅油效率的主要因素包括地層非均質性、油氣黏度比、地層沉積韻律、驅油相態、縱橫向滲透率比值、開發方式等。

2.2 CO2驅氣體突破時間

CO2在油藏中竄流嚴重，波及體積小，是氣驅開發過程中面臨的重要問題。氣竄產生的根本原因在于注入氣與原油存在流度差，差值越大，氣竄越嚴重。研究表明，沉積微相分布是控制CO2平面運移方向與氣體突破時間的主要因素之一。注入氣體在河道沉積運移速度較快，在河道側翼較慢。一般來說，油井見效時間越早，氣體突破時間越短。

氣體突破時間與油井見效時間并非完全正相關。中原油田某區塊進行的氣驅先導試驗中，油井見效自噴1 a后，仍沒有在產出氣中發現CO2氣體，這與數值模擬結果存在很大誤差。CO2氣體突破時間的延長可使油藏得以高效開發，下面將從復合油藏和沉積相組合型式進行分析。

3 數值模擬

3.1 參數設置

CO2驅數值模擬采用Eclipse組分模型，輸入參數如表1所示;井組采用一注一采布井方式，注

表1 數值模擬輸入的儲層參數

采井距為300 m。根據中原油田某區塊原油實際資料，確定數值模擬中原油的擬組分(表2)。

表2 模擬原油的擬組分

在數值模擬方案中，將儲層分為2個部分，注采井組為Ⅰ區，代表水下分流河道側翼沉積，滲透率較低。Ⅱ區代表水下分流河道沉積，滲透率較高(圖1)。

圖1 數值模擬中的地質模型

3.2 生產指標變化

數值模擬設置3套模擬方案。方案1中，Ⅰ區和Ⅱ區滲透率為40×10－3μm2;方案2中，Ⅰ區和Ⅱ區滲透率分別為32 ×10－3μm2和50 ×10－3μm2;方案3中，Ⅰ區和Ⅱ區滲透率分別為20×10－3μm2和80×10－3μm2。為合理對比，3套方案中儲層平均滲透率均為40 ×10－3μm2。

圖2 不同方案采出程度與生產時間關系曲線

圖3 不同方案產出CO2與生產時間關系曲線

通過數值模擬研究不同方案采出程度和產出CO2氣體的變化(圖2、3)。由圖可知，在滲透率一定范圍內，平均滲透率相同的條件下，隨著滲透率級差的增加，生產時間逐漸縮短，而采收率逐漸增加;隨著滲透率級差的增加，井口CO2氣體突破時間逐漸延長，井口產出CO2氣體的峰值產量逐漸降低。

3.3 流體分布特征

不同方案CO2驅替時，研究流體在儲層中分布特征及變化規律(圖4)。其中，圖4a中Ⅰ區和Ⅱ區滲透率為40×10－3μm2;圖4b中，Ⅰ區和Ⅱ區滲透率分別為10 ×10－3μm2和160 ×10－3μm2。

由圖4可知，與均質儲層相比，非均質儲層Ⅱ區的含油飽和度較低，原油開采效果較好。模擬結果顯示，在水下分流河道側翼沉積砂體中布井進行CO2驅替，能夠延緩CO2氣體的突破時間，較好驅替水下分流河道沉積砂體的原油。

圖4 不同方案驅替前緣到達生產井時含油飽和度分布

3.4 分析討論

利用沉積微相組合進行合理注采井網部署，對油田開發具有重要的指導意義。水驅開發后期，合理調整處于不同沉積微相內的注采井，改變驅替通道，能夠更好地挖潛剩余油。若水驅開發效果較差，注水壓力太高不能補充儲層能量時，應考慮CO2驅開發。

與水驅開發相比，CO2氣體更容易注入，氣驅開發低滲透油藏效果更好。然而氣驅開發中，存在的最大問題是CO2容易竄流，造成氣體波及體積降低，使油井氣油比過高而停產。數模結果表明，在水下分流河道側翼部署注水井和采油井，通過壓裂引流，開采水下分流河道沉積砂體的原油，可有效減緩氣竄，延長開發時間，提高原油采收率。

4 結論

(1)研究區位于東濮凹陷西斜坡帶，儲層為三角洲沉積砂體。三角洲沉積油藏水驅開發時，注采井組分布與沉積相組合關系對開發指標有顯著影響。利用沉積微相差異調整注采井組，是開發后期挖潛剩余油的一種重要手段。

(2)數模結果顯示，在滲透率一定范圍內，平均滲透率相同的條件下，隨著滲透率級差的增加，生產時間逐漸縮短，采收率和氣體突破時間逐漸增加，井口產出CO2氣體的峰值產量逐漸降低。

(3)在水下分流河道側翼部署注水井和采油井，通過壓裂引流，開采水下分流河道沉積砂體的原油，可有效減緩氣竄，延長開發時間，提高原油采收率。

[1]Wind J，Polle S W，Fung Kon Jin P H P，et al.Systematic review of enhanced recovery programmes in colonic surgery[J].British journal of surgery，2006，93(7):800 －809.

[2]楊延東，魏紅梅，李柏林.低滲透低品位油藏合理井距優化研究[J].石油天然氣學報，2010，32(3):353－356.

[3]Brock W R，Bryan L A.Summary results of CO2EOR field tests[C].SPE18977，1989:1972 －1987.

[4]Flanders W A，Stanberry W A，Martine M，et al.CO2injection increases hansford marmaton production[J].JPT，1990，42(1):68 －73.

[5]郭平，李士倫，杜志敏，等.低滲透油藏注氣提高采收率評價[J].西南石油學院學報，2002，24(5):46－50.

[6]楊勝來，王亮，何建軍，等.CO2吞吐增油機理及礦場應用效果[J].西安石油大學學報:自然科學版，2004，19(6):23－26.

[7]鐘張起，吳義平，付艷麗，等.低滲透油藏CO2驅注入方式優化[J].特種油氣藏，2012，19(1):82－84.

[8]劉義坤，閻寶珍，翟云芳，等.均質復合油藏試井分析方法[J]. 石油學報，1994，15(1):92.

[9]李順初，黃炳光，李曉平，等.復合油藏壓力分布研究[J]. 斷塊油氣田，2001，8(6):29 －31.

[10]康仁華，彭德堂.濟陽坳陷渤南洼陷古近系沙河街組沉積相[J].古地理學報，2002，4(4):19－29.

[11]黃志潔，張一偉，熊琦華，等.油藏相控剩余油分布四維模型的建立方法[J].石油學報，2008，29(4):562 －566.

[12]谷麗冰，李志平，歐謹.利用二氧化碳提高原油采收率研究進展[J].中國礦業，2007，16(10):66－69.

[13]國殿斌，房倩，聶法健.水驅廢棄油藏CO2驅提高采收率技術研究[J].斷塊油氣田，2012，19(2):187－190.