三叠系长6油藏二氧化碳驱技术方案优选

叶 恒，廖新维，黄海龙，张凤远，穆凌雨

(中国石油大学，北京 102249)



三叠系长6油藏二氧化碳驱技术方案优选

叶 恒，廖新维，黄海龙，张凤远，穆凌雨

(中国石油大学，北京 102249)

针对长庆油田三叠系长6特低渗透油藏物性差、水驱开发采收率低、含水上升快等问题，研究CO2驱在该油藏中的应用。利用油藏数值模拟技术，分别对CO2水气交替驱(CO2-WAG)和CO2连续气驱的注采参数进行了优选，并在此基础上对比了这2种开发方式。得到了最优的技术方案：采用CO2-WAG驱技术，产油速度提高1.5倍，单井平均产油速度为3 m3/d，关井气油比为1×103m3/m3，单井注气速度为1×104m3/d，水气比为1，交替注入6个月。模拟结果表明，20 a预测期内，优选方案的采出程度比水驱增加了9.7%。优化CO2驱方案适合特低渗透油藏的开发。

特低渗透油藏；CO2水气交替驱(CO2-WAG)；CO2连续气驱；三叠系长6油藏

0 引 言

三叠系长6油藏属于特低渗透油藏，储层物性较差，平均孔隙度为12.48%，平均渗透率为1.98×10-3μm2，原始地层压力为10 MPa，饱和压力为6.85 MPa，压力系数为0.7～0.8，属于低压油藏。当地层压力大于17.5 MPa，地层微裂缝开启。地层温度为48.88℃。截至2013年底，油藏的平均含水率超过了50%。

CO2驱替技术在国内的一些油田都取得了较好的效果[1-8]。但目前缺乏对三叠系长6油藏CO2驱技术方案的研究。王欢等人对其相邻的安塞王窑长6储层进行了CO2驱研究，但主要为CO2水气交替驱(CO2-WAG)的研究[9-18]。针对目标油藏，需要分别对CO2-WAG驱和CO2连续气驱2种开发方式进行了优选对比，获得最优技术方案。

1 模型的建立

选择目标油藏的4个典型井组作为试验区，为了更精确模拟边界间的物性交换，研究范围向外扩大了1个井距。根据资料建立组分模型进行模拟研究，网格总个数为20 976(76×46×6)，模拟过程中将原油分为8个拟组分(表1)。该区原油CO2最小混相压力为15 MPa。模型通过历史拟合得到修正。

表1 拟组分的原油组成

2 CO2驱开发方案的优选

从2014年1月1日开始，模拟注CO2，以20 a为限，研究其开发效果。试验区内部分别模拟了CO2连续气驱和CO2-WAG驱，而试验区外部扩大部分则保持原有的注采情况。将采出程度和换油率(20 a增油量/总注气量)作为优选的评价指标。

2.1 CO2-WAG驱注采参数优化

注采参数的权重由大到小为：注采比、关井气油比、注气速度、水气比[10-11]。因此，根据该权重设置优化先后顺序，使用单因素分析法，一共设计了19组方案(表2)。定日产油量生产，当不能满足定日产油生产时，改为定井底流压生产。

表2 CO2-WAG驱注采参数优选方案设计

2.1.1 日产油量

设计5组方案进行优选，方案编号为表2中1～5，模拟结果见图1。由图1可知，当日产油量达到3.0 m3/d时，采出程度达到最优值，继续增大产油量，采出程度几乎不再变化且换油率变化较小。压力、关井数、波及系数是影响开发效果的主要因素。为进一步优选日产油量，从上述3方面进行分析。压力水平方面，日产油量与压力呈负相关，日产油量低于3 m3/d时，地层平均压力高于地层的裂缝开启压力(17.5 MPa)，造成气窜。当日产油量高于3.5 m3/d时，平均地层压力低于混相压力(15 MPa)；关井程度方面，关井数与日产油量呈正相关，方案1～5各自的关井数分别为9、9、10、11、12。生产中，关井越少越好；波及系数水平方面，波及系数与日产油量呈正相关。综合考虑以上因素，日产油量的优选值为3 m3/d。

图1 不同日产油量方案下的采出程度和换油率

2.1.2 关井气油比

设计了5组方案进行优选，方案编号为3、6、7、8、9，模拟结果如图2所示。由图2可知，关井气油比为1×103m3/m3时采出程度和换油率最大。同理，从压力水平、关井数和波及系数3个方面进行分析，关井气油比与关井数和波及系数呈正相关，与压力水平呈负相关。综合考虑以上因素，关井气油比的优选值为1 000 m3/m3。

图2 不同关井气油比方案下的采出程度和换油率

2.1.3 注气速度

采用地面注气速度，设计了5组方案进行优选，方案编号为3、10、11、12、13，模拟结果见图3。由于低渗透、特低渗透油藏的注入能力有限，当注气速度不小于2×104m3/d时，不能将所有气体注入，达不到设定的注气量。由图3可知，当注气速度为1×104m3/d时，采出程度达到最优值，继续增加注气速度，采出程度几乎不再变化且换油率下降迅速。同理，从压力水平、关井数和波及系数3个方面进行分析，注气速度与波及系数、关井数和压力水平呈正相关。综合考虑以上因素，注气速度的优选值为1×104m3/d。

图3 不同注气速度方案下的采出程度和换油率

2.1.4 水气比

设计了5组方案进行优选，方案编号为3、14、15、16、17，模拟结果见图4。由图4可知，水气比为1 m3/m3时采出程度最高，继续增大水气比虽然有更好的换油率，但采出程度下降过快。同理，从压力水平、关井数和波及系数3个方面进行分析，水气比与波及系数、压力、关井数呈负相关。综合考虑以上因素，水气比的优选值为1 m3/m3。

图4 不同水气比方案下的采出程度和换油率

2.1.5 交替周期

设计了3组方案进行优选，方案编号为3、18、19。模拟结果表明，不同交替周期在采出程度、换油率和波及系数方面的结果都相差不大，主要的差别在于当注气周期和注水周期均为12个月时，单个周期内注气时间长，压力水平过大，实际生产中导致裂缝开启，影响开发效果。而注气周期和注水周期均为3个月时，交替周期太过于频繁，不利于实际的操作。因此，交替周期的优选值为注气、注水周期均为6个月。

综上，CO2-WAG驱的优选方案为表2中方案编号3。

2.2 CO2连续气驱注采参数优选

使用单因素分析法，共设计了12组方案。优选方法与CO2-WAG驱参数优选类似。优选参数结果为：平均日产油为4 m3/d，关井气油比为2×103m3/m3，注气速度为1×104m3/d。

2.3 CO2驱开发方式优选

根据上述2种开发方式各自的优选方案，对开发方式进行了优选(表3)。由表3可知，2种开发方式的采出程度一致，但CO2-WAG驱的换油率几乎是CO2连续气驱的2倍。因此，优选的开发方式为CO2-WAG驱。

表3 优选的开发方式对比结果

从压力、波及系数和关井数三方面对优选结果进行了对比分析。压力和波及系数对2种开发方式的影响差别不大。主要的差别体现在关井数，由于CO2-WAG驱防止了气体的过早气窜，导致CO2-WAG驱关井数(10口)远小于CO2连续气驱的关井数(16口)。因此，CO2-WAG驱能够实现更好的CO2换油率。

3 优选的CO2驱技术方案预测

优选方案增产效果预测：预测时间为20 a，试验区采用CO2-WAG驱采出程度为39.9%，而水驱的采出程度为30.2%。相对水驱，CO2-WAG驱提高采出程度9.7个百分点。此外，CO2总注入量为27.22×104t，埋存量为13.79×104t，滞留率为0.51。因此，优选的CO2驱方案是一种适合该低渗透油藏的开发方式。

4 结 论

(1) 保证CO2驱能取得最优开发效果的关键因素为压力水平、关井数和波及系数。

(2) 对于三叠系长6油藏试验区，优选了CO2驱的技术方案。最优技术方案为：注气方式为CO2-WAG驱，产油速度提高1.5倍，平均单井日产油为3 m3/d，关井气油比为1 000 m3/m3，单井注气速度为10 000 m3/d，水气比为1，交替周期为6个月注气，6个月注水。

(3) 试验区优选方案增产效果预测：预测时间为20 a，相对水驱，CO2-WAG驱提高采出程度9.7个百分点。

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编辑 张耀星

20150116；改回日期：20150607

国家自然科学基金“超低渗透油藏注气提高采收率理论与技术研究”(U1262101)

叶恒(1990-)，男，2012年毕业于西安石油大学石油工程专业，现为中国石油大学(北京)油气田开发工程专业在读硕士，主要从事油气藏数值模拟方面的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.034

TE341

A

1006-6535(2015)04-0129-04