彩9井區(qū)西山窯組特高含水油藏CO2混相驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)

張艷梅，萬文勝，李 琛，羅鴻成，劉衍彤，張會(huì)利，張瑞雪

(1.中國石油新疆油田分公司，新疆 阜康 831511；2.新疆新易通石油科技有限公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

注水開發(fā)油藏平均采收率僅為30.0%左右，剩余油飽和度高，三次采油提高采收率的空間很大。其中，CO2混相驅(qū)油是向儲(chǔ)層中注入CO2，通過降低界面張力、原油黏度和改善原油流動(dòng)性，提高最終采收率。CO2混相驅(qū)具有良好的增油效果和廣泛的適應(yīng)性，是國內(nèi)外油田三次采油的主要措施[1-13]。近20 a來，中國大慶、吉林、中原和華東等油田均已開展CO2混相驅(qū)的室內(nèi)研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[14-17]，但針對(duì)特高含水油藏CO2混相驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的報(bào)道較少。因此，通過類比法和數(shù)值模擬法對(duì)彩南油田彩9井區(qū)CO2混相驅(qū)可行性分析，并優(yōu)選西山窯組油藏中部的C2576井組開展CO2混相驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。

1 油藏概況

彩9井區(qū)西山窯組油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地彩南油田西部，是一個(gè)受構(gòu)造、斷裂和巖相控制的邊水油藏(圖1)。西山窯組油藏埋深為2 230 m，原始地層壓力為21.27 MPa，壓力系數(shù)為0.93，地層溫度為76 ℃。地層原油黏度為1.0000 mPa·s，地層原油密度為0.754 g/cm3，地面脫氣原油密度為0.828 g/cm3，原始溶解氣油比為108 m3/t。油層平均孔隙度為16%，平均滲透率為10.05 mD，為中孔低滲油藏。

圖1 過C109—C2205—C2220—C2235—C2248井油藏剖面圖

目的層J2x1油層厚度為1.1～13.0 m，自上而下劃分為J2x11、J2x12、J2x13、J2x14小層。其中，J2x13-1、J2x13-2砂層厚度大，分別為4.9、4.8 m；其次為J2x14，油層厚度為4.0 m；J2x12-2砂層發(fā)育較薄，油層厚度為3.7 m。油層縱向連續(xù)性較好，隔夾層不發(fā)育，僅局部區(qū)域隔層較厚，一般小于2.0 m。油層物性資料統(tǒng)計(jì)顯示，縱向上J2x13小層物性最好，滲透率為0.60～60.10 mD；其次為J2x14小層，滲透率為0.60～23.50 mD；J2x12-2砂層物性最差，平均滲透率僅為4.40 mD。

彩9井區(qū)西山窯組油藏于1992年11月采用整體壓裂改造投產(chǎn)，1993年12月開始陸續(xù)轉(zhuǎn)為300 m×425 m的反九點(diǎn)井網(wǎng)。油藏經(jīng)歷了產(chǎn)能建設(shè)、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、遞減和低產(chǎn)4個(gè)開發(fā)階段，截至2019年4月，油藏共有注水井65口，開井9口，采油井165口，開井38口，日注水量為150 t/d，日產(chǎn)液為501.4 t/d，日產(chǎn)油為39.5 t/d，綜合含水為91.7%，采油速度為0.07%，采出程度為23.05%，油藏處于低產(chǎn)低效開發(fā)狀態(tài)。油藏目前主要開發(fā)矛盾為：①受原油性質(zhì)和儲(chǔ)層特征影響，彩9井區(qū)西山窯組油藏初期及中期水驅(qū)油效果較好，含水低于50%時(shí)，采出程度約為16%，但水驅(qū)后期油井水淹水竄嚴(yán)重，開井率低，導(dǎo)致水驅(qū)油效果差。②受油層縱向非均質(zhì)性影響，彩9井區(qū)西山窯組油藏J2x12-2砂層動(dòng)用程度低，表現(xiàn)為未水淹或者弱水淹特征，J2x13-2砂層、J2x14小層油層動(dòng)用程度高，為中強(qiáng)水淹特征。由于縱向上各小層之間隔夾層發(fā)育差，加密調(diào)整井投產(chǎn)后大部分井表現(xiàn)為高液量、高含水特征，整體生產(chǎn)效果較差，因此，油層上部剩余油通過加密調(diào)整等常規(guī)措施動(dòng)用難度較大。

2 CO2混相驅(qū)可行性分析

根據(jù)彩9井區(qū)西山窯組油藏C2575、C2576、C2581井核磁共振測(cè)試解釋成果，結(jié)合油藏不同時(shí)期完鉆的加密井及穿層井電性特征可知(圖2)，該油藏水驅(qū)后期剩余油主要分布在J2x12-2及J2x13-1砂層，下部J2x13-2砂層、J2x14小層采出程度高(表1)。受油層縱向各小層之間隔層不發(fā)育的影響，采用補(bǔ)充新井、堵水和細(xì)分層注水等常規(guī)措施難以動(dòng)用J2x12-2砂層的剩余油。通過理論分析可知，在彩9井區(qū)西山窯組油藏目前壓力條件下，CO2在J2x12-2砂層的密度為0.62 g/cm3，易于超覆在J2x12-2砂層上部剩余油中形成CO2混相驅(qū)替帶，有利于實(shí)現(xiàn)上部剩余油的有效動(dòng)用[18-27]。

圖2 C2575、C2576、C2581井核磁測(cè)試結(jié)果對(duì)比

表1 彩9井區(qū)西山窯組油藏各層儲(chǔ)量動(dòng)用狀況(截至2019年4月底)

彩9井區(qū)西山窯組油藏從蓋層的封閉性、儲(chǔ)層條件、原油性質(zhì)和地層壓力，均適合CO2混相驅(qū)，主要表現(xiàn)如下。

(1) 彩9井區(qū)西山窯組油藏J2x12-1砂層為泥巖沉積，厚度為1.3～10.2 m，平均為5.5 m，油藏具有較好的封閉性，有利于CO2混相驅(qū)油。

(2) 彩9井區(qū)西山窯組油藏地層原油溶解CO2能力強(qiáng)，CO2溶解后原油體積膨脹系數(shù)增大，表明原油油品性質(zhì)適合開展CO2驅(qū)。采用CMG軟件的PVT軟件包，在擬組分劃分的基礎(chǔ)上，對(duì)彩9井區(qū)西山窯組油藏的原油性質(zhì)、PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和混相壓力進(jìn)行擬合，在擬合的基礎(chǔ)上計(jì)算CO2在彩9井區(qū)西山窯組原油中的溶解和膨脹能力。結(jié)果表明：當(dāng)CO2注入的摩爾分?jǐn)?shù)為20%～50%時(shí)，飽和壓力由19.20 MPa升至21.22 MPa,溶解汽油比由187 m3/m3升至331 m3/m3，地層原油體積系數(shù)由1.352升至1.738，原油黏度由2.160 0 mPa·s降至0.949 5 mPa·s(圖3)。由此可知，彩9井區(qū)西山窯組油藏地層原油CO2的溶解能力強(qiáng)，油藏注入CO2后，原油體積膨脹系數(shù)增大，黏度降低，有利于改善CO2驅(qū)替過程中的流度比，提高CO2膨脹驅(qū)油效率。

圖3 CO2注入量與原油性質(zhì)變化曲線

(3) 在地層溫度(76 ℃)下，對(duì)彩9井區(qū)西山窯組油藏地層原油樣品進(jìn)行了5次不同驅(qū)替壓力的細(xì)管實(shí)驗(yàn)，測(cè)試結(jié)果見圖4，根據(jù)細(xì)管實(shí)驗(yàn)結(jié)果和混相條件判斷標(biāo)準(zhǔn)，可以確定CO2與彩9井區(qū)西山窯組油藏地層原油的最小混相壓力為21.60 MPa，由于最低混相壓力接近目前的地層壓力(表2)，彩9井區(qū)西山窯組油藏能夠在目前的地層壓力條件下實(shí)現(xiàn)CO2混相驅(qū)替。

圖4 細(xì)管實(shí)驗(yàn)驅(qū)替壓力與采收率關(guān)系曲線

表2 彩9井區(qū)西山窯組油藏近年壓力狀況變化

(4) 為了更好地評(píng)價(jià)彩9井區(qū)西山窯組油藏CO2混相驅(qū)提高采收率的效果，建立了全油藏三維地質(zhì)模型和數(shù)值模擬模型，在相態(tài)擬合和歷史擬合的基礎(chǔ)上，開展了繼續(xù)水驅(qū)和CO2混相驅(qū)開發(fā)指標(biāo)對(duì)比，模擬結(jié)果見圖5。由圖5可知，在水驅(qū)的基礎(chǔ)上，彩9西山窯組油藏CO2混相驅(qū)可增加可采儲(chǔ)量263.29×104t，提高采收率12.17個(gè)百分點(diǎn)。

圖5 不同生產(chǎn)方式年產(chǎn)油量變化曲線

3 CO2混相驅(qū)油藏工程方案設(shè)計(jì)

根據(jù)國內(nèi)外CO2混相驅(qū)的篩選標(biāo)準(zhǔn)，CO2混相驅(qū)取得較好效果的儲(chǔ)層需要滿足如下條件：①油層厚度小于10 m，油藏連通性較好，連通系數(shù)大于80%；②注采井網(wǎng)較完善；③層內(nèi)非均質(zhì)性弱，層間滲透率差異小，高滲透層不發(fā)育，避免注氣過程中CO2發(fā)生方向性突破。在此基礎(chǔ)上對(duì)彩9井區(qū)西山窯組油藏CO2混相驅(qū)注入層位、注氣方式、井網(wǎng)井距進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

3.1 井網(wǎng)井距

根據(jù)國內(nèi)外CO2試驗(yàn)區(qū)的成功經(jīng)驗(yàn)，小井距CO2驅(qū)替油效果較好。統(tǒng)計(jì)資料顯示，國外油藏CO2驅(qū)油礦場(chǎng)試驗(yàn)井距大部分在200～250 m。國內(nèi)規(guī)模實(shí)施CO2驅(qū)的吉林油田黑59區(qū)塊井距為250 m，草舍油田泰州組受原水驅(qū)井網(wǎng)限制，CO2驅(qū)替井距為80～350 m，平均為260 m，表明井距與油井見效時(shí)間及開發(fā)效果呈正相關(guān)性，小井距見效快。而低滲透油藏CO2驅(qū)試驗(yàn)的主要目的是在短期內(nèi)取得較好的驅(qū)替效果，獲取實(shí)際資料，小井距可以滿足技術(shù)性需要。因此，結(jié)合彩9井區(qū)西山窯組油藏油井的生產(chǎn)情況、油層分布、油層縱向非均質(zhì)性、井距等參數(shù)，最終選擇C2576井組為試驗(yàn)井組。C2576井組為小井距反七點(diǎn)井網(wǎng)，注采井距為136～179 m，井網(wǎng)面積為0.067 km2，平均油層有效厚度為9.5 m，動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量為3.83×104t。該井組測(cè)試資料豐富，剩余油分布較為明確，注采井網(wǎng)完善，有利于CO2驅(qū)替見效。

3.2 注入層位及注氣方式

根據(jù)C2576井組數(shù)值模擬成果及電阻率、核磁共振測(cè)井解釋成果，試驗(yàn)井組J2x12-2砂層動(dòng)用程度較低，采出程度僅為10.9%，呈現(xiàn)未—弱水淹特征，J2x13-2砂層、J2x14小層采出程度分別為29.7%、33.3%，呈現(xiàn)中、強(qiáng)水淹特征。考慮到油層縱向剩余油分布特征，注氣層位選擇剩余油較為富集的J2x12-2砂層(表3、4)。

表3 C2576井區(qū)各層位儲(chǔ)量、剩余油儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)

表4 C2576井區(qū)水淹程度統(tǒng)計(jì)

為優(yōu)化注采方式，采用數(shù)值模擬方法對(duì)比J2x12-2單層注入和J2x12-2、J2x13-12層合注時(shí)的CO2混相驅(qū)效果。結(jié)果表明，J2x12-2砂層含油飽和度高，更有利于CO2混相驅(qū)，方案的峰值產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量比J2x12-2、J2x13-12層合注高，累計(jì)增油高出971 t。因此，采用單層注氣方式效果更好。

3.3 注氣量及注氣速度

利用類比法和數(shù)值模擬法，對(duì)C2576井組CO2混相驅(qū)的CO2注入量進(jìn)行優(yōu)化研究，結(jié)果見圖6、圖7。由圖6、7可知：當(dāng)CO2注入量大于0.3倍孔隙體積時(shí)，累計(jì)增油量持續(xù)增長，但CO2換油率開始下降，考慮成本等因素，CO2注入量應(yīng)為0.3倍孔隙體積(地面注入CO2量為10 500 t)；當(dāng)注氣速度大于40 t/d時(shí)，累計(jì)增油量及CO2換油率不再增加，因此，注氣速度應(yīng)為30～40 t/d。

圖6 CO2注入量與增油量和CO2換油率關(guān)系

圖7 注氣速度與增油量和CO2換油率關(guān)系

3.4 注采比及地層壓力

保持地層壓力高于CO2混相壓力是提高CO2混相驅(qū)采收率的關(guān)鍵。CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)目前地層壓力為20.81 MPa，略低于最小混相壓力21.60 MPa，需要在CO2試注期間，控制油井采液量，提高注采比。根據(jù)數(shù)值模擬研究成果，注采比控制在1.1～1.2，CO2驅(qū)替期間地層壓力可以保持在最小混相壓力之上，且經(jīng)濟(jì)效益較好。按照注采比優(yōu)化結(jié)果，CO2試驗(yàn)區(qū)優(yōu)化注氣速度為 30～40 t/d(地下為51.3～68.5 m3/d)，井組油井采液量控制為42.5～57.1 t/d，CO2驅(qū)替期間地層壓力可以保持在1.0倍最小混相壓力(表4)，確保試驗(yàn)區(qū)實(shí)現(xiàn)CO2混相均勻驅(qū)替。

表4 不同注采比CO2驅(qū)替階段地層壓力對(duì)比

4 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果

試驗(yàn)井組C2576井于2019年6月22開始注氣，2020年2月4日受疫情影響現(xiàn)場(chǎng)無法供氣而停注，提前轉(zhuǎn)入注水，累計(jì)注CO24529.66 t。通過及時(shí)完善注采井網(wǎng)、恢復(fù)外圍注水以及調(diào)整注氣速度等措施，保證了地層壓力維持在最小混相壓力之上，注氣階段注入壓力運(yùn)行平穩(wěn)，CO2驅(qū)前緣穩(wěn)定，主要見效井C1259、C2048井產(chǎn)出氣中CO2摩爾分?jǐn)?shù)和產(chǎn)氣量平穩(wěn)上升(圖8，表5)。C2576井注入的CO2在油藏條件下與地層原油接觸混相后，形成明顯的波及驅(qū)替前緣，CO2混相前緣推進(jìn)速度平緩，逐步達(dá)到增油降水效果。以CO2摩爾分?jǐn)?shù)和日產(chǎn)氣量平穩(wěn)上升為見效期，此時(shí)C2576井組中C2048井增油792 t，C1259井增油477 t，合計(jì)增油1 269 t，階段換油率達(dá)到0.27 t/t(表6)。

圖8 C2048井綜合生產(chǎn)曲線

表5 C2576井組見CO2時(shí)間及CO2前緣推進(jìn)速度

表6 C2576井組增油效果

C2576井組CO2混相驅(qū)先導(dǎo)性試驗(yàn)由于受疫情影響未能實(shí)現(xiàn)連續(xù)注氣，第1階段僅注入 0.145倍孔隙體積的CO2后便提前轉(zhuǎn)入水氣交替階段，混相驅(qū)前緣構(gòu)建不足，增油降水效果未能持續(xù)。油藏研究顯示，該油藏油品性質(zhì)好，CO2溶解度高，CO2混相驅(qū)提高采收率的潛力較大，建議繼續(xù)開展彩9井區(qū)特高含水油藏CO2混相驅(qū)試驗(yàn)，深化高含水條件下CO2混相驅(qū)特征認(rèn)識(shí)及注采技術(shù)政策的探索實(shí)踐，為特高含水油藏開展規(guī)模CO2混相驅(qū)提供理論支持。

5 結(jié) 論

(1) 彩9井區(qū)西山窯組為典型的低滲透砂巖油藏，長期水驅(qū)后，剩余油主要分布在油層上部的J2x12-2及J2x13-1，下部J2x13-2、J2x14層采出程度高，受油層縱向各小層之間隔層不發(fā)育的影響，常規(guī)措施難以動(dòng)用J2x12-2層剩余油，而CO2與地層原油溶解能力較好，能夠在目前的地層壓力條件下實(shí)現(xiàn)CO2混相驅(qū)替，大幅度提高原油采收率。

(2) 彩9井區(qū)特高含水油藏CO2混相驅(qū)試驗(yàn)表明，CO2混相氣驅(qū)前緣驅(qū)替均勻，氣驅(qū)前緣推進(jìn)速度平均為2.00 m/d，CO2波及驅(qū)替特征明顯。油井生產(chǎn)特征顯示，第1周期注氣4 529.7 t，階段增油1 269 t，換油率為0.27 t/t，CO2混相驅(qū)可以提高此類特高含水油藏的采收率。