水驅后期斷塊油藏CO2氣頂與人工邊水組合驅壓力恢復規律

劉炳官，林 波，王智林，孫東升，葛政俊，顧 驍

（1.中國石化江蘇油田分公司，江蘇揚州 225009；2.中國石化江蘇油田分公司勘探開發研究院，江蘇揚州 225009）

水驅后期斷塊油藏注入水無效循環造成壓力提升困難，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（簡稱組合驅）技術，即頂部注CO2、邊部注水，協同提升儲層壓力并有效挖潛剩余油的技術。該技術既具有頂部氣驅的優點，可利用油氣密度差抑制黏性指進，注入氣傾向于向高部位運移，形成人工氣頂并有效動用“閣樓油”［3-4］；又具有人工邊水驅的優點，即水相所受合力沿驅替方向向下，可抑制水相突進［5-6］，在注水端形成高壓區，控制氣相前緣。注氣端和注水端形成的耦合壓力場進一步提升壓力水平，增強注氣效果。

前人通過物理模擬和數值模擬等方法對儲層能量恢復已開展較多研究。陳民鋒等認為確定合理開采速度下的合理補充時機，才能獲得較好的開發效果［7］；秦延才等使用CMG 軟件進行CO2，N2補充地層能量的數值模擬研究［8］；吳忠寶等發現體積改造油藏注水吞吐開發是有效補充地層能量的一種新方式［9］；崔傳智等利用數值模擬技術對水平井的能量補充方式進行了優化［10］。雖然研究的是不同能量補充方式對能量恢復效果的影響，但均采用單一介質的注入方式，而通過注CO2和注水組合驅替協同恢復地層能量的研究還鮮見發表。對組合驅技術政策優化方法等的研究也較少。因此，基于物理模擬方法，對油藏的壓力恢復速度與注氣速度、注氣量和注氣注水速度比（簡稱氣水比）進行了定性分析；應用單因素分析法、正交試驗設計分析法以及響應面分析法，建立了油藏壓力恢復速度與三者之間的定量關系；最終確定了組合驅注入速度優選原則及驅替時機圖版以指導方案編制。

1 組合驅實驗

根據斷塊油藏的地質構造和井位分布特征等，設計并研制了可模擬水驅“閣樓油”形成及組合驅替過程的實驗裝置。依據建立的組合驅相似準則，設計了模型尺寸［11-12］。基于該物理模型及建立的對應數值模擬模型，開展影響因素規律、敏感性分析等研究，總結組合驅提升水驅后期油藏壓力的規律。

1.1 實驗裝置

物理模擬裝置（圖1）為自主研制的高溫高壓可視化長填砂管模型，該模型能夠體現吞吐過程中三相分異作用，并能完成對流體運移情況的監測，具有以下功能：①可實現長度調節，以適應不同大小油藏的模擬。②可實現角度傾斜，模擬不同的地層傾角。③具有足夠強度的承壓耐溫性能。④利用可視窗可直觀觀測一定范圍內的流體運移規律。⑤設置多個檢測點可檢測不同位置的三相流體飽和度。模型長度為800 mm，直徑為100 mm，容積為6 283 mL。可模擬傾角為0°～90°，耐溫150 ℃，耐壓30 MPa。

圖1 長填砂管模型及實物Fig.1 Real and modeled long sand-filled tube

1.2 實驗材料及方法

實驗所用油樣為白油，利用蘇丹紅染色便于取樣分析統計。采用50～200目的玻璃微珠進行充填壓實，采用多目數玻璃微珠混合的方法增加模型非均質性。注水采用去離子水，注氣采用純度為99.99%的CO2。

根據相似性準則設計實驗方案（表1）。制作3組填砂管模型進行對比模擬實驗，模型均采用5 MPa 的壓實壓力。3 組模型的孔隙度、滲透率、束縛水飽和度等參數均在允許的誤差范圍內，以保證3組實驗的模擬數據具有可對比性。為同時模擬斷塊油藏地層傾角，將模型傾斜15°進行開發動態模擬實驗。

表1 實驗方案參數Table1 Parameters in experimental schemes

1.3 實驗步驟

實驗步驟包括：①根據斷塊油藏中井位的分布特征，在該模型中布設3 口注采井，采油井為W1和W2，注水井為W3。②在水驅開發階段，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當采油井的含水率達到90%時，結束水驅。④在組合驅開發階段，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，同時控制中部采油井W2生產，實施監測整個過程中的生產動態、模型整體壓力及模型上各測點的壓力。

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

圖2 水驅及組合驅開發方式Fig.2 Water flooding and combined flooding

1.4 實驗結果

3 組對比實驗的水驅開發過程完全相同，在注氣階段和組合驅階段以不同氣水比注入。對比發現模型的注氣量和注氣升壓時間均有所不同。

3組實驗的注氣量依次為55，47，62 mL，即氣水比越大，相同實驗時間內總注氣量越大（油藏條件下）。分析認為，組合驅升高相同壓力所需能量是一定的，在注氣速度相同時（實驗1 和2 組），注水速度越大，注水產生的增壓能量越大，注氣產生的增壓能量降低，注氣量相應減少；在注水速度相同時（實驗1 和3 組），注氣速度越大，注氣產生的增壓能量越大，所需注氣量也相應增加。

對比3組實驗的注氣升壓時間（圖3）可以發現，氣水比越大，上升到相同壓力的時間越短，同時壓力恢復速度越快；在注水速度相同時（實驗1 和3組），注氣速度越大，壓力恢復速度越快。

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 組合驅壓力恢復影響規律

組合驅實驗的工作量大、周期長，僅開展了少量方案的實驗對比。需建立擬合物理模擬的數值模型，開展更多參數水平的數值模擬單因素分析，進一步論證物理模擬研究的定性結論，驗證其可靠性［13-14］。

2.1 組合驅數值模型

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

2.2 壓力恢復主控因素

采用單因素分析法、正交試驗設計法和響應面分析法，確定影響壓力恢復的主控因素以及各因素之間的定量關系。

2.2.1 單因素分析法

重點研究3個主控因素：注氣量、注氣速度和氣水比。以壓力上升到同一值（16 MPa）為注氣結束時間點，統計各個方案的壓力恢復速度。基礎方案的參數包括：氣水比為0.125，注氣速度為4 cm3/min，注氣量為7 000 cm3。

為分析注氣量對壓力恢復的影響，設置氣水比為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，開展壓力恢復模擬。為分析注氣速度影響，在基礎方案注氣量和氣水比的基礎上，對比1，3，5，7 和9 cm3/min 共5 種注氣速度下的壓力恢復過程。為分析氣水比的影響，基于基礎方案對比了氣水比分別為0.062 5，0.125，0.187 5，0.25，0.312 5 的壓力恢復速度。由3種因素對壓力恢復速度的影響（圖4）可見，隨著注氣量的增加，壓力恢復速度逐漸增加，且曲線斜率呈現小幅增大的規律，即壓力恢復速度受注氣量的影響逐步增大。而壓力恢復速度與注氣速度及氣水比均呈近線性關系，注氣速度越大，氣水比越大，壓力恢復速度越快。

圖4 壓力恢復速度與主控因素的關系Fig.4 Relationship between pressure recovery rates and main influencing factors

2.2.2 正交試驗設計法

開展正交試驗設計方案數值模擬的作用是：①在明確各因素影響規律的基礎上，明確主控因素。②通過正交設計在盡可能少的對比方案計算量下獲得最優的參數組合，直接指導組合驅生產實踐［15-16］。即通過正交試驗設計法確定不同注入參數對壓力恢復的影響，依照正交試驗設計原則共設計25 組對比方案，用數值模擬軟件計算各方案的壓力恢復速度。正交試驗結果如表2所示。

表2 正交試驗結果Table2 Orthogonal test results

由表2 同樣可以得到3 個主控因素與壓力恢復速度的正相關關系，同時還可以看出，由各因素的方差可判斷各參數的敏感性，方差由大到小的順序為注氣速度、氣水比和注氣量，即這3個因素對采收率影響的主次順序為：注氣速度、氣水比、注氣量。注氣速度的方差遠遠大于氣水比和注氣量的方差，這說明對壓力恢復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速度的技術政策時，應首先優化注氣速度，再優化氣水比及注氣量。

2.2.3 響應面分析法

采用響應面分析法，在明確單因素影響規律的基礎上，探究多因素共同影響下組合驅效果的變化規律；同時，直接回歸組合驅效果的計算模型，為不同生產制度下的效果預測及評價提供直接計算的工具。

研究注氣速度、注氣量、氣水比對壓力恢復速度和開發效果影響的主效應和交互作用，采用Box-Behnken響應面優化實驗設計，共17組實驗，各方案分析結果見表3。

在響應面分析中，利用F值進行統計結果的顯著性檢測，利用P值檢測每個回歸系數的顯著性，P值越小，表明結果越顯著。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性，即該模型具有較高的可信度，可用于預期的優化預測實驗。

表3 響應面分析結果Table3 Response surface analysis results

由壓力恢復速度與注氣速度、氣水比、注氣量的三維響應面曲面關系（圖5）可見，3個注入參數均與壓力恢復速度呈正相關關系。其中，注氣速度對壓力恢復速度影響最大（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設計分析法結論一致。

圖5 壓力恢復速度與注氣速度、注氣量、氣水比三維響應面曲面關系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）方法分析實驗數據，以壓力恢復速度R0為響應值，以注氣速度、氣水比、注氣量為自變量建立關于壓力恢復速度的響應面二次多項式模型，即：

該模型可為組合驅壓力恢復速度的預測提供快速計算工具，具有很強的實用意義。

3 組合驅技術政策優化

選取J 油田典型的水驅后期Y7 斷塊油藏，建立真實地質模型，模型的性質參數均按照Y7油藏參數設計。通過數值模擬對比優化，總結技術政策優化原則及界限值等，為組合驅礦場試驗方案優化提供參考。

3.1 注氣速度優化

設計了4 組注氣速度，分別為10，20，30，40 m3/d，每個注氣速度對應設計了9 組注水速度，共36 組對比方案。對比不同注入速度組合下提高采收率，由結果（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，即一個注氣速度會對應一個最優的注水速度。分析認為，注水速度過小，無法起到控制氣相前緣運移的作用，使得氣竄快速發生［17］；若注水速度過高，則過度抑制了油氣界面的運移，使得注入氣無法將置換的高部位“閣樓油”驅替至井底。同時，對于不同的注氣速度，其最優注水速度值不同，因此對應的氣水比也不同。也就是說，對于組合驅技術，其注水速度、注氣速度及氣水比均存在最優值。由圖6 可見，對于該油藏峰值采收率對應的注入速度組合為：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，也反映了組合驅技術提高采收率的能力。

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

3.2 注入時機優化

組合驅前的生產過程為較長期的水驅開發，從壓力恢復角度，組合驅注入時機應對應不同的儲層壓力水平［18］，因此采用壓力系數表征組合驅時機。設計了井底生產壓差分別為3，4，5 MPa 的對比方案，每組對應9 個壓力系數。由組合驅注入時機對采油速度的影響（圖7）可見，組合驅注入時機越晚，則對應的采油速度越低，開發經濟性隨之下降。在相同生產壓差和低壓條件下，隨組合驅注入時機延后采油速度的下降速度更快。因此，應在較高壓力水平下即實施組合驅。組合驅如果確定了某油藏的經濟采油速度，結合井底生產壓差，可以直接確定對應組合驅注入時機。該圖版可直接指導現場方案中組合驅的注入時機選擇。

圖7 不同采油速度組合驅注入時機圖版Fig.7 Injection timing chart of combined flooding at different oil production rates

4 結論

研制了可模擬CO2氣頂與人工邊水組合驅的可視化實驗裝置并建立了實驗方法。不同注水、注氣速度組合下的對比實驗結果表明，注氣速度、注氣量和氣水比是影響儲層壓力恢復的敏感性因素。結合多種分析方法，確定了注氣速度、注氣量和氣水比均與組合驅壓力恢復速度呈正相關，其中，注氣速度影響最顯著。同時回歸了組合驅壓力恢復速度預測模型。

對于組合驅技術而言，注水速度、注氣速度以及氣水比均存在最優值。優化注水、注氣速度組合可合理控制油氣界面運移速度，達到提高采收率最佳效果，組合驅可普遍提高油藏采收率6%以上。進而建立了不同生產壓差下合理組合驅注入時機的確定圖版。

符號解釋

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；

R0——響應值，即壓力恢復速度，MPa/s。