特高含水油藏開發后期深部調驅+二氧化碳吞吐技術

劉道杰，史 英，軒玲玲，王玉靖，李曉萌

(中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

0 引 言

冀東南堡凹陷淺層油藏為天然水驅油藏，2005年油藏進入高含水后，主要采用邊部調剖封堵邊水及內部深部調驅實現液流轉向，取得了顯著的控水增油效果。2009年，針對油井供液差的問題，在采出端開展了CO2吞吐礦場先導試驗[1-6]，解決了單井含水高及供液差的問題，取得了較好的增產效果，但隨吞吐周期的增加，單井增油效果逐漸變差。利用數值模擬方法及分析壓降資料認為，CO2吞吐僅動用了半徑為30～50 m井區的剩余油，井間剩余油飽和度仍較高[7-10]。在綜合分析前期調剖調驅及CO2吞吐增油機理的基礎上，為挖潛井間剩余油，提出了深部調驅+CO2吞吐相結合的開發方式，即注入端采用深部調驅封堵優勢滲流單元，采出端進行CO2吞吐，既能擴大驅替波及體積，也能提高驅油效率。同時，對深部調驅注入參數、CO2吐注入參數、深部調驅與吞吐注入時機、采液速度等指標進行優化，形成了深部調驅+CO2吞吐合理技術政策，為實現特高含水油藏降水增油提供了技術指導。

1 深部調驅+CO2吞吐機理研究

國內外學者對調剖調驅及CO2吞吐機理的研究已經比較成熟[11-15]，而對于深部調驅+CO2吞吐相互作用機理的研究未見報道。在前期CO2吞吐機理的基礎上，采用對比方法，建立油藏數值模型，對深部調驅+CO2吞吐相互作用機理進行研究。

1.1 壓力平衡機理

為對比生產過程中壓力場分布狀況，分別設計注水+CO2吞吐方案和深部調驅+CO2吞吐方案[16]。利用Eclipse軟件建立與實際油藏一致的模型，井距設置為125 m，網格步長為10.0 m×10.0 m×0.5 m，網格總數為45×30×10=13 500，模型孔隙度為31%，滲透率為2 000×10-3μm2。分別模擬注水+CO2吞吐與深部調驅+CO2吞吐過程的壓力分布場(圖1)。

圖1 不同方案壓力場分布

注入端注水過程中，采出端實施CO2吞吐，注入水無法封堵優勢滲流通道，CO2吞吐容易形成氣竄(圖1a)，無法實現蹩壓，不能實現CO2吞吐降黏增油的作用。若注入端進行深部調驅，通過注入大量調驅劑封堵注采井間的優勢滲流通道，采出端進行吞吐能夠形成高壓區而不產生氣竄(圖1b)，可有效增加CO2與原油的接觸，達到降黏增油的目的。

1.2 有效擴大波及體積機理

1.2.1 深部調驅有效擴大平面波及體積

對比注水+CO2吞吐方案與深部調驅+CO2吞吐方案[17-19]，分別模擬生產3 a后2個模型的平面剩余油分布情況(圖2)，對比不同方案平面波及體積。由圖2可知：由于注水+CO2吞吐方案注入水無法封堵優勢滲流單元，平面波及程度僅為0.493；

圖2 不同方案生產3a后平面剩余油分布

采用深部調驅+CO2吞吐方案，調驅井能夠有效封堵優勢通道，改變液流方向，擴大平面波及范圍，平面波及程度擴大至0.652。

1.2.2 深部調驅提高縱向波及體積

分別模擬2個模型生產3 a后的縱向剩余油分布情況(圖3)。由圖3可知：采用注水+CO2吞吐生產3 a后，油層頂部仍存在一定的剩余油；采用深部調驅+CO2吞吐方案生產3 a后，油層縱向上驅替較均勻，頂部剩余油較少。

圖3 不同方案生產3a后縱向剩余油分布

2 深部調驅+CO2吞吐開發技術政策優化

為保障深部調驅+CO2吞吐現場應用效果，需優化該項技術在現場應用的開發技術指標。綜合應用數值模擬技術、油藏工程理論、物模實驗及礦場統計方法等，對調驅注入參數、CO2吞吐參數及主要開發指標等進行了優化。

2.1 調驅注入參數

2.1.1 調驅注入量

利用調驅劑注入量數值模型，模擬調驅劑注入孔隙體積倍數分別為0.04、0.06、0.08、0.10、0.12、0.14、0.16、0.18時的增油量。結果表明，隨調驅劑注入量增加，增油量先快速提高，當超過0.10倍后，模型增油量逐漸變緩，因此，推薦調驅劑注入量為0.10倍孔隙體積。

2.1.2 調驅注入速度

設計調驅注入速度需綜合考慮注入井控制范圍內的剩余油潛力、歷史調驅調剖速度、優勢滲流通道發育級別及注入油層厚度等因素，針對性設計每口井調驅注入速度，平均單井調驅注入速度為80～100 m3/d。

2.2 CO2吞吐注入參數

2.2.1 CO2注入量

分別利用水平井橢圓柱體模型和定向井橢球體模型[20]，計算水平井(短軸半徑取2.5 m，長軸半徑取5.0～8.0 m)和定向井(短軸半徑取2.5 m，長軸半徑取20.0～30.0 m)注入CO2量，得到水平井和定向井注入CO2量分別為436、392 t。利用數值模擬方法，設計CO2注入量為200、300、400、500、600、700、800 t，模擬累計增油量和換油率的關系(圖4)。由圖4可知：當CO2注入量超過400 t后，累計增油量增幅及換油率下降幅度變緩。綜合體積法與數模法計算結果，推薦CO2吞吐注入量為400 t。

圖4 注入量與累計增油量和換油率關系曲線

2.2.2 注入速度

在低于破裂壓力的前提下，較快的注入速度可提高CO2在油層中的運移速度，擴大波及體積，但注入速度過快，可能導致井口刺漏及鄰井氣竄；較慢的注入速度可以保證原油與注入氣充分溶解，但會延長施工時間，增加施工費用。因此，確定CO2注入速度為3～5 t/h最佳。

2.2.3 悶井時間

設計悶井時間分別為10、20、30、40、50 d，模擬不同悶井時間的累計增油量，研究悶井時間對吞吐效果的影響(表1)。模擬結果表明，隨悶井時間的增加，累計增油量逐漸增加，但當悶井時間超過30 d后，增油幅度逐漸變緩，綜合考慮悶井后壓力變化及CO2與原油充分溶解時間，推薦吞吐后悶井時間為30～40 d。

表1 悶井時間與累計增油量關系

2.2.4 產液量

模擬開井后產液量對吞吐增油量的影響及產液量對開井含水率的影響，推薦吞吐后初期產液量為8～10 t/d，后期可通過將產液量提高至10～15 t/d，維持單井產量。

2.2.5 吞吐時機

利用數值模型，設計注入調驅劑孔隙體積倍數分別為0.00、0.03、0.04、0.06、0.10時，模擬油井開始吞吐的累計增油量。結果表明：當調驅劑注入量為0.04倍孔隙體積時，對采油井實施吞吐，油井累計增油量最高。

2.3 主要開發技術政策

計算不同非均質系數和不同油層厚度下井底流壓變化關系，確定合理井底流壓為14.0～15.5 MPa，生產壓差為0.5～2.0 MPa，采油速度為0.5%～0.6%，采液速度為6%～10%。

3 實例應用

針對油藏存在的問題，2016年8月，油藏應用深部調驅+CO2吞吐技術，部署區含油面積為1.85 km2，控制原油地質儲量為113.7×104t，方案設計11口注入井，其中，7口調驅井用于封堵優勢滲流通道和改變液流方向，設計注入調驅劑為18.30×104m3；4口調剖井用于封堵邊部優勢滲流通道，設計注入調剖劑為3.30×104m3。設計32口采油井，其中，25口吞吐井，平均單井注入CO2量為420 t(考慮CO2外溢，注入量增加20 t)。截至2017年10月，油藏綜合含水下降至85.7%，下降12.4個百分點，動液面下降130 m，平均單井增油2.1 t/d，累計增油1.82×104t，采收率提高1.6個百分點，油藏頂部含油飽和度較調驅前平均下降2.3個百分點，表明深部調驅+CO2吞吐有效動用了油層頂部剩余油，提高了縱向波及體積。

4 結論及認識

(1) 深部調驅+CO2吞吐技術通過調剖調驅封堵優勢滲流單元，可擴大油藏縱向及平面波及體積，挖潛水淹路徑繞流區剩余油；同時，也能夠抑制CO2氣竄，建立井間壓力平衡，提高CO2吞吐驅油效率，實現降水增油。

(2) 綜合應用數值模擬技術、油藏工程理論、物模實驗及礦場統計方法等，優化了深部調驅+CO2吞吐實施過程中的調驅注入參數、CO2吞吐參數及主要開發指標，為礦場試驗應用提供了參考依據。

(3) 實例應用表明，深部調驅+CO2吞吐技術能夠有效降低特高含水油藏含水，改善油藏開發效果。該項技術可作為同類特高含水油藏開發后期降水增油的實用性對策，具有較好的推廣應用前景。

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