低滲油藏中高含水期CO2驅替封注參數優化
——以大民屯凹陷S-95塊為例

2020-05-07 08:46:58楊付林OyinkepreyeDavidOrodu楊興業

科學技術與工程 2020年8期

喻鵬, 楊付林, Oyinkepreye David Orodu, 楊興業

(1.北部灣大學石油與化工學院，欽州 535000；2.科文納特大學石油工程學院，奧貢 999062；3.中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院，深圳 518000)

如何解決好碳排放問題是關系到人類可持續發展的重大課題之一，而碳捕獲、利用及封存一體化技術的發展則為實現碳的零排放提供了可能[1-4]。油藏作為一類技術實踐靶區，其封存性、完整性已于長時間的油氣開采作業當中得到證實[5-7]。歐美一些國家已將此技術規?；?，甚至列入了能源安全組成部分。中國該技術起步晚，目前吉林油田的一體化項目正處于工業推廣期，階段提高采收率22.87%，減碳量超400×104t，亦證實將陸相油藏作為填埋介質在中國具有客觀意義[8-11]。

隨著勘探開發的深入，中國低滲儲量也正逐漸演變成為油田開發的主體[12]，但大部分油藏溫度高，原油重質且黏度大，限制了混相條件[13]。劉玉章等[14]基于B5油區油樣實驗結果探討了低滲油藏的混相條件，補充了對不同壓力下流體狀態的描述。高云叢等[15]基于腰英臺油田非混相先導試驗分析油井生產特征，發現水氣交替注入(water alternated gas injection，WAG)可有效擴張波及范圍同時抑制氣竄。尚寶兵等[16]以王窯區塊長6油藏為例，研究了非混相條件下的水氣交替驅續驅增產潛力，優化了WAG段塞規格、氣水比參數。王歡等[17]則針對低滲油藏突出的注水開發矛盾設計不同的模擬方案，總結了碳滯留同波及體積的關系。以往的研究成果過多地集中于驅替效果而忽略了碳埋存，此次研究以室內實驗為基礎，在封注技術效果綜合評價環節植入碳滯留加權項，結合正交試驗設計原理及數值模擬技術，優選出靶區高含水條件下的最佳封注方案，旨在為區塊的進一步增產調措提供一定指導。

圖1 工區地理位置及斷層分布Fig.1 Location of the work area and faults distribution

1 區域概況

S-95塊隸屬遼河盆地大民屯凹陷靜安堡復合構造帶，為域內一北東走向的完整斷裂背斜構造(圖1)。該沉積儲層為河流-三角洲體系，單個砂體規模偏小，平面聯通程度低，厚度變化較大。儲層滲透率平均值約為3×10-3μm2，低滲、強非均質性的特點導致該區長時間注水難、采油難，采出程度極低。油藏平均深度為2 050 m，無氣頂、無底水，邊水能量弱，基本為淡地層水。原油密度范圍為840～900 kg/m3，黏度范圍為4～10 mPa·s。油藏目前處于中高含水期，若干井含水特高，甚至完全水淹。

2 水驅轉注CO2驅替實驗

水驅轉注CO2驅替實驗體系主要由分離計量系統、長巖心夾持系統(控溫)以及綜合驅替系統構成。參考行業標準《提高采收率方法篩選技術規范》(SY/T 6575—2016)[18]，執行打磨、清洗以及烘干步驟處理靶區低滲短巖心，測量其基本參數，并按照調和排序的方式用濾紙連接拼接成長巖心(總長0.85 m)，設計含水90%(工區含水)和98%(極限含水)時轉注CO2續驅的長巖心驅替實驗(圖2)。

1為長巖心夾持器；2為觀察窗；3為壓力傳感器；4為閥門；5為回壓調節器；6為氣量計；7為油氣分離器；8為注入水；9為注入氣；10為地層油；11為驅替泵圖2 水驅轉CO2驅替實驗流程Fig.2 CO2 flooding after water flooding experimental process

(1)保持系統溫度在地層溫度，向目標巖心注入有機清洗劑(石油醚+無水乙醇)，洗滌巖心直至出口端呈無色流出態，吹干。

(2)抽取目標巖心至真空態，飽和靶區地層水，獲取有效的孔隙體積值。

(3)注入白油，獲取驅出水量。建立束縛水，獲取烴類孔隙體積值。

(4)建立回壓，注入原油直至流出流體的氣油比持續3次同配置的地層油相同時，結束該過程。

(5)穩定壓力，將水注入目標巖心(泵速為0.5 mL/h)進行實驗，觀察流出口物質狀態，含水分別達到90%和98%時，改注CO2進行繼續驅替(泵速為0.5 mL/h)，記錄注入含烴類孔隙體積(hydrocarbon pore volume，HCPV)倍數同分離器產出油氣量等關聯數據，計算對應條件下的采出程度，如圖3所示。

由圖3可以看出，當出口端含水至98%時轉注CO2進行繼續驅替，原油的累積采出程度達到了45.59%，比水驅結束時提高了6.43%；當出口端含水至90%時轉注CO2進行繼續驅替，原油累積采出程度達到了47.23%，比水驅結束時提高了11.95%。小尺度實驗結果表明，水驅轉注CO2繼續驅替能在一定程度上有效提高采出程度，通過對比發現，98%的高值含水狀態下的氣驅反應效果有一定遲滯性，而水驅含水達到90%時轉注CO2繼續驅替具備更高的效率提高幅值。針對靶區實際的中高含水驅替環境，進行進一步的水驅轉注CO2繼續驅替參數優化設計。

圖3 長巖心驅替注采關系曲線Fig.3 Injection and production relationship curve of long core flooding

3 不同續驅方式驅替效果對比

結合靶區儲滲特征，將前處理數字化地質體、相滲及生產等靜、動態數據接入模擬計算平臺，粗化前數值模型網格步長9 m×9 m，總網格規模為189×95×17=305 235。

靶區自投產以來，主要延用冷水驅替方式開采，由于受低滲及原油品質特殊性(水驅析蠟嚴重)等因素的制約，注水壓力大，注入難度高。擬考慮注CO2接替續驅的手段，以維持原注采制度續驅的方案為基礎，增設兩組注氣續驅方案。

方案A(注水續驅)：設計采油井定產，注水井維持原制度，注水時間為25 a。

方案B(水氣交替續驅)：設計注氣速度為2×104m3/d，CO2總注入量為108.04×104t，氣水比為1:1，注氣周期為6個月，注氣時間為25 a，采油井定壓，確保流壓高于飽和壓力。

方案C(CO2連續續驅)：設計注氣速度為2×104m3/d，CO2總注入量為217.71×104t，注氣時間為25 a，采油井定壓，確保流壓高于飽和壓力。

通過比對計算結果發現，在續驅進程當中，連續注氣及水氣交替模式能夠更好地維持地層壓力的穩定[圖4(a)]，而水氣交替續驅模式下的采出程度較之注水續驅模式和CO2連續續驅模式下的計算結果都要高[圖4(b)]，相比之下更為適應靶區中高含水的實際挖潛環境，擬優選CO2WAG續驅模式參與后續方案的設計及模擬。

圖4 不同續驅方案預測結果對比Fig.4 Comparison of prediction results for different continue flooding case

4 封注技術效果綜合評價

4.1 正交方案設計計算

水氣交替的驅替模式通常具備優化配置水油流度、抑制指進等優點，但如若氣水比等參數設計不合理反會增加技術難度和成本，氣體注入速度偏高會破壞流度比的平衡，而過高的壓力則會增大儲層逆向破裂的風險。結合靶區實際，挑選5個關鍵因素，按正交試驗方案設計，各項指標關聯三水平。結合L18(37)模式表[19]參與多因素設計，擬定正交方案(兩列空置)，運用數模手段執行計算，匯總評價結果指標(表1)。

4.2 續驅封注參數優化

為破除單指標選優方案間的矛盾，使用了能夠兼顧多指標優勢的綜合評價法，按照指標權值和參考標準選值進行綜合計算，科學選優。綜合評價法計算公式為[20-21]

(1)

式(1)中：S為評價法的綜合評分結果；ωi為i項指標權值；si為i項指標標準選值(表2)。

封注參數優選的另一個關鍵在于CO2滯留量的考量，而采出程度的提高同碳封存效率的加強并不呈正比，故應在增油的同時加入碳滯留的合適權值。基于靶區自身特征以及前人的評價經驗，確定滯留率及采出程度權值均為40%，換油率、地層壓力權值分別為12%、8%。

通過極差分析計算獲得靶區5個關鍵因素的影響力強弱排序：F>E>H>G>D，即CO2注入速度、周期及井底流壓這3個因素同靶區WAG過程的關聯較強(表3)。歸納總結出靶區最佳封注參數模式(D2E1F3G1H1)，即在S-95塊水驅后采用WAG續驅開發，注氣年限為25 a，注氣周期為4個月，注氣速度為1×104m3/d，氣水比為1∶1，井底流壓為13 MPa，可在提高采收率的同時實現最大效率的碳滯留。