考慮啟動壓力梯度的斷塊油藏CO2/N2復合氣體吞吐注采參數優化

張希勝,楊勝來,張 政,袁鐘濤,張鈺祥,王 萌

(中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249)

冀東油田高12斷塊物性較差，平面上砂體規模連通性差，單井點采油與其他井不連通，具有小規模砂體特征，它的范圍以外可能是尖滅，或滲透率變差，或巖性的變化，導致沒有辦法聯通。而且該區塊埋藏深，滲透率很低，部分油藏注不進水導致水驅效果差，甚至導致中、弱水淹層難以進一步有效動用，可知轉變開發方式的重要性[1]。但是油藏溫度和壓力較高，地下原油黏度小等油藏條件符合烴類驅篩選標準[2-4]。自2010年，G12斷塊進行了注CO2吞吐礦場尺度試驗，并且取得了良好的增油提采效果[5-6]。隨著吞吐輪次的增加，一方面，單輪次吞吐增油量不斷降低，換油率也隨之降低，CO2吞吐成本較高，導致噸油成本增加[7]；另一方面，由于CO2在注入地層的過程中，會溶解形成碳酸，具有腐蝕性，進而對井筒以及地面管線造成嚴重的威脅，制約了CO2吞吐在礦場上的推廣應用。

為了解決CO2吞吐應用中的問題，提出用段塞氣氣吞吐，即CO2與N2結合注入進行單井吞吐，從而提高低滲透油藏的采出程度。經調研結果表明，CO2氣體注入地層后原油體積會發生膨脹，補充地層能量，降低毛管阻力，從而提高流動性[8-9]。同時，還能降黏，降低油水界面張力，有利于殘余油的流動[10-11]。N2雖然沒有CO2降黏、膨脹原油作用明顯，但是N2具有補充能量和助排的功能[12]，并且N2來源廣泛，價格便宜，與CO2形成段塞注入既可減緩CO2對管線的傷害，又能達到增產的效果。

近年來，國外學者提出CO2/N2復合氣體提高采收率技術，但并未應用于油藏開發。國內學者大多數集中于對CO2、N2單一氣體注入地層提高油藏采收率的研究[13-15]，已有對CO2/N2復合氣體提高采收率的研究基于室內實驗尺度[16]，通過相應的注氣膨脹實驗和注氣吞吐物理模擬實驗，得出CO2/N2復合氣體最佳比例。但是用數值模擬手段對CO2/N2復合氣體提高采收率的研究卻鮮有報道。

由于低滲透油藏普遍存在啟動壓力梯度，啟動壓力梯度對油藏開發的影響不可忽略，要實現油氣資源的有效動用，必須加以考慮[17]。而目前使用數值模擬方法研究考慮啟動壓力梯度的試驗中，將啟動壓力梯度設置為定值[18]，而并沒有考慮啟動壓力的變化。隨著油藏的開發進行，油藏滲透率發生變化，啟動壓力梯度必然隨之改變，可見前者研究方法具有一定局限性。

現以冀東油田G12斷塊油藏作為研究對象，首先在室內實驗的基礎上展開啟動壓力梯度研究，取G12斷塊巖樣，利用多級超高溫驅替系統得到啟動壓力梯度與滲透率的關系，以及油水相對滲透率、油氣相對滲透率。其次，在數值模擬軟件tNavigator中考慮由室內實驗獲得的啟動壓力梯度隨著滲透率變化規律，建立組分模型，進行CO2/N2吞吐參數(段塞比、轉注時機、注入量、燜井時間、采油速度)優化，使得模擬結果更加準確。

1 油藏數值模擬模型的建立

利用petrel地質建模軟件，建立了高12斷塊精細實際地質模型，采用角點網格系統劃分網格，共劃分了64×27×642=1 109 376個網格,其中i方向網格數為64，j方向網格數為27，k方向網格數為642，有效網格數為136 884，三維地質模型如圖1所示。通過建立好的精細三維地質模型，進行吞吐注采參數優化研究。

圖1 高12斷塊三維地質模型Fig.1 Three-dimensional geological model of Gao 12 fault block

CO2/N2吞吐涉及油氣水三相，采用tNavigator組分模型進行模擬。模型的油藏壓力設置為39.95 MPa，達不到該區塊混相壓力70 MPa，采用單井定產方式進行生產，先優化出衰竭階段的單井產量，再進行吞吐相關參數的優化。在實驗室條件下進行閃蒸實驗、膨脹實驗、恒質膨脹實驗，利用tNavigator軟件PVT Designer模塊對組分進行合并和劈分。根據物性測試結果，將G12斷塊油藏的油藏流體擬合為6個組分：CO2、N2、C1-6、C7-22、C23-35、C36+，經過回歸分析后的擬組分結果如表1所示。

表1 原油擬組分及其熱力學參數Table 1 Pseudo-components of crude oil and itsthermodynamic parameters

2 啟動壓力梯度測試實驗

2.1 實驗內容

為了獲得該區塊的啟動壓力梯度變化規律，研究設計了一種壓差-流量法與平衡法結合的啟動壓力梯度測量方法，并通過高精度的壓力監測表降低了實驗誤差。為避免圍壓帶來的影響，實驗在凈圍壓條件下進行。

2.2 實驗裝置

主體實驗裝置為SYS-III多級超高溫驅替系統，附屬設備包括：美國產ISCO-260D高精度驅替泵，耐高溫巖心夾持器，氣體流量計，空氣壓縮機，氣體加壓泵等。實驗流程圖如圖2所示。

圖2 啟動壓力梯度實驗裝置Fig.2 Start the pressure gradient experimental device

2.3 實驗步驟

(1)將巖心在108 ℃烘干48 h以上，而后分別測定巖心長度、直徑、孔隙度及滲透率等數據。

(2)將巖心以上述測滲透率相同方向裝填入巖心夾持器。

(3)接通流程，首先校正儀器，對儀器初始值調零，而后同時升高圍壓和回壓，升壓過程要以2 MPa為步長，以30 min為間隔，逐級增壓至上覆壓力和地層壓力值，恒定不變，并升溫至實驗溫度。

(4)中間容器中充滿氣體，將巖心夾持器出口管段的出口置于流量收集裝置液面下(將出口管段中可能存在的液體排空)，流量收集裝置中裝滿清水。

(5)通過注入泵以0.01 mL/min的流量為中間容器加壓，觀察收集管中液面下的出氣管口，觀察到第一個氣泡冒出后立即停泵，并關閉三軸巖心夾持器進口閥門，靜置。

(6)觀察數據采集系統采集到的壓差傳感器數據值，直至該值穩定，此穩定的數據即為啟動壓力。

2.4 實驗結果

為了后期便于開展數值模擬研究，利用實驗測得數據，繪制啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線如圖3所示，得出高12斷塊油藏啟動壓力梯度的特點，啟動壓力梯度與滲透率呈冪函數關系，啟動壓力梯度隨著滲透率的增大而減小。由曲線擬合可得到啟動壓力梯度經驗公式，并且擬合程度較高。

圖3 多相流體啟動壓力梯度與滲透率關系Fig.3 Relationship between starting pressure gradient and permeability of multiphase fluid

應用tNavigator數值模擬軟件中SOLUTION部分添加啟動壓力梯度關鍵字ARITHMETIC，分別設置地質模型i、j、k3個方向的啟動壓力值，進行考慮啟動壓力梯度的數值模擬研究，如表2所示。

表2 啟動壓力模擬方法Table 2 Start-up pressure simulation method

3 衰竭階段的單井產量

對于低滲透油藏而言，研究區塊儲層物性較差，連通性較差，注氣比較困難，對單井進行壓裂改造就顯得非常重要，壓裂改造技術也常用于低滲透油藏開發中。當油藏的儲層物性參數一定時，合理生產制度影響油藏的有效開發。為了優化油井衰竭階段的合理單井產量，設置半縫長為150 m，單井產量分別為10、15、20、25、30 m3/d，模擬生產2 a，模擬結果如圖4、圖5所示。

圖4 累積產油量變化曲線Fig.4 Cumulative oil production curve

圖5 地層壓力變化曲線Fig.5 Formation pressure change curve

由數值模擬結果可知，衰竭開發階段的累積產油量隨著單井產量的增加而增加，當單井產量超過15 m3/d后，單井產量對最終采油總量影響不大。但由圖5可知，單井產量越大，地層壓力下降的越明顯，導致地層壓力下降過快，不利用后續補充能量開發，因此優選衰竭階段單井產量為15 m3/d。

4 吞吐參數優化

4.1 段塞比優化

注CO2吞吐能獲得較好的開發效果，但腐蝕以及經濟成本問題不可忽略，N2作為增能氣體，來源廣泛，性能可靠。將二者結合起來形成CO2/N2氣氣段塞，注入地層并進行吞吐。為了對比不同段塞比的增油效果，分別設計了5種段塞比(CO2∶N2)：1∶0(純CO2)、7∶3、6∶4、5∶5、4∶6、3∶7、0∶1(純N2)，注入速度均為2 000 m3/d，注入天數為10 d，燜井時間為10 d，累計生產2 a。優化的對比指標為累積增油量和換油率。累積增油量為生產2 a時的采油總量扣除彈性開采階段的基礎采油總量，換油率為注氣吞吐后的累積增油量與注氣量的比值。計算結果如圖6所示。

圖6 段塞比對吞吐效果的影響Fig.6 The effect of slug ratio on throughput

從圖6可以看出：隨著段塞比的減小，累積增油量和換油率減小。說明段塞比的大小影響吞吐開發效果，氣氣段塞中CO2比例越高，其增油效果越好，純CO2作用效果最好，純N2作用效果最差。其原因主要為：①復合氣體中CO2比例的越高，其溶解膨脹的效應越明顯；②N2比例增加，雖然其補充地層能量的能力增強，卻無法彌補其對溶解降黏造成的損失，導致整體增油效果變差[16]。結合現場，二氧化碳對套管的腐蝕，適當補充N2作為增能氣體對開發更有利。因此，優選段塞比為7∶3。

4.2 轉注時機優化

吞吐參數(段塞比、轉注時機、注入量、燜井時間、采油速度)的取值直接影響到G12斷塊油藏的開發以及最終的吞吐開發效果。因此，確定最優的吞吐參數，對提高油田的采出程度顯得非常重要。

CO2注入地層后，其強大的溶解能力能降低原油黏度，改善流度比，地層能量得到補充。轉注時機決定了轉注CO2時的地層壓力水平，影響著CO2在原油中的擴散溶解能力。轉注時機決定著原油中相對較輕組分的比例，進而影響著蒸發萃取效果。轉注時機的優化，即優選出衰竭階段最佳的產量下降時機進行注氣。設置衰竭階段的單井產量為15 m3/d，注入速度均為2 000 m3/d，注入天數為10 d，燜井時間為10 d，累計生產2 a。當衰竭階段的日產油速度分別下降到3、4、5、6 m3/d時進行轉注，觀察不同方案下的采油總量曲線，模擬結果如圖7所示。

從圖7可以看出：注CO2吞吐開發效果與轉注時機有關，開發方案中開始轉注時的日產油速度越小，說明彈性開采時間越長，CO2吞吐效果越好，累積產油量越高，且在日產油降為4 m3/d進行吞吐,開發效果最好。當日產油降為3 m3/d時進行吞吐，累積產油量與4 m3/d時出現明顯的下降。是由于日產油降為3 m3/d時進行吞吐，彈性開采周期較長，彈性能量消耗較大，在相同的注氣量下，吞吐補充的能量難以進入儲層內部。因此，優選轉注時機為衰竭階段的日產油速度降為4 m3/d時。

圖7 累積產油量變化曲線Fig.7 Cumulative oil production change curve

4.3 注入量優化

注入量是影響注氣吞吐效果的主要因素之一。由于注入量由注入時間和注入速度控制，通過改變注入速度的方式來研究注入量的敏感性。設置注入時間為10 d，燜井時間為10 d，段塞比(CO2/N2)為7∶3，注入速度分別為2 000、4 000、6 000、8 000、10 000 m3/d，累積增油量和換油率根據累計生產2 a時進行計算。計算結果如圖8所示。

從圖8可以看出：段塞注入量對吞吐增油量有較大影響，隨著段塞注入量的增加，累積增油量不斷增加，換油率不斷降低，說明段塞利用率不斷降低。當注入量超過60 000 m3時，累積增油量增幅變緩，換油率的減小幅度也變小。原因是隨著段塞注入量的增加，地層原油溶解的CO2越多，降黏作用更明顯，原油流動能力得到改善。當段塞注入量超過一定量時，此時CO2氣驅作用大于溶解作用，段塞波及范圍有限，原油含油飽和度降低，因此增油量增幅變緩，優選注入量為60 000 m3。

圖8 注入量對吞吐效果的影響Fig.8 The effect of injection volume on throughput

4.4 燜井時間優化

燜井時間影響著注入氣體在地層中的溶解作用，所以燜井時間對吞吐效果影響較大。設置段塞比(CO2/N2)為7∶3，注入量為60 000 m3，注入時間為10 d，燜井時間分別為7、10、15、20、25 d。觀察累積增油量和換油率的變化情況，計算結果如圖9所示。

從圖9可以看出：隨著燜井時間的增加，段塞吞吐的累積增油量和換油率均呈現出先增加后降低的變化規律，并且當燜井時間為15 d時，吞吐開發效果最好。這是因為燜井時間越長，段塞氣體中CO2與地層原油充分接觸，作用效果越好，但是燜井時間過長，溶解的氣體會逐漸擴散，從而影響能量儲集，優選燜井時間為15 d。

圖9 燜井時間對吞吐效果的影響Fig.9 The effect of simmering time on throughput

4.5 采油速度優化

為了探究采油速度對吞吐效果的影響，在段塞比(CO2/N2)為7∶3，注入量為60 000 m3，注入時間為10 d，燜井時間為15 d的情況下，采油速度分別為10、15、20、25、30 m3/d。觀察累積增油量和換油率的變化情況，計算結果如圖10所示。

圖10 采油速度對吞吐效果的影響Fig.10 The effect of oil production rate on throughput

從圖10可以看出：隨著采油速度的增加，累積增油量和換油率的趨勢均表現為先增加后平穩，并且在采油速度為25 m3/d時達到峰值[19]。因此，在吞吐階段應適當提高采油速度，充分發揮產能。

5 結論

(1)在冀東油田注氣吞吐數值模擬中，在室內實驗的基礎上展開啟動壓力梯度研究，得到啟動壓力梯度與滲透率的關系，并首次將啟動壓力梯度公式引入數值模擬軟件中，克服了定啟動壓力梯度模擬的弊端，使模擬結果更加可靠。

(2)基于CO2吞吐在工程應用中出現的問題，進行了復合氣體CO2/N2吞吐設計，以減緩CO2注入地層引起的腐蝕問題，提高氣驅效果以及經濟效益。并且首次基于數值模擬尺度對CO2/N2復合氣體吞吐提高采收率進行研究，彌補了CO2/N2段塞氣氣吞吐室內實驗的單一性。

(4)數值模擬結果表明：針對G12斷塊，優選衰竭階段單井產量為15 m3/d；CO2/N2段塞比為7∶3；轉注時機為衰竭階段的日產油速度降為4 m3/d時；注入量為60 000 m3；燜井時間為15 d；注氣階段采油速度為25 m3/d。