低渗断块油藏二氧化碳驱油实践

低渗断块油藏二氧化碳驱油实践
张勇;蒋永平;赵梓平
【摘要】草舍油田泰州组油藏为低渗断块油藏,在二氧化碳驱油实践过程中,通过二氧化碳驱油机理、油藏适应性评价、驱油物理模拟、数值模拟等研究,优化了苏北盆地草舍油田泰州组油藏二氧化碳混相驱油方案及注入参数,方案实施取得了显著的增产效果,截止2011年底,已累积注入二氧化碳7380×104m3,油藏日产油由48t 升至85t,综合含水由56.4%降为33.7%,增油5.6×104t,评价期末比水驱采收率提高16.8个百分点。

该油藏二氧化碳驱油成功实践,为同类油藏大幅度提高采收率提供了方法技术借鉴。

%Caoshe oilfield is low-permeability fault block reservoir of Taizhou group.Through the research of CO2 flooding mechanism,evaluation of reservoir adaptability,physical simulation of flooding and numerical simulation,this paper optimized the parameters of 【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2011(000)013
【总页数】4页(P112-115)
【关键词】低渗断块油藏;二氧化碳驱;混相驱;采收率
【作者】张勇;蒋永平;赵梓平
【作者单位】中国石油大学石油工程学院,山东青岛266555;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266555;中石化华东分公司采油厂,江苏泰州225300
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.45
中石化华东分公司拥有全国目前最大的天然二氧化碳气田(黄桥二氧化碳气田),其地质储量达261.48×108m3,丰富的二氧化碳资源,为二氧化碳驱油提高油藏采收率提供了物质基础,2004年以来在低渗断块油藏开展了二氧化碳混相驱油实践,通过二氧化碳驱油机理、油藏适应性评价、驱油物理模拟、数值模拟等研究,优化了苏北盆地草舍油田泰州组油藏二氧化碳混相驱油方案及注入参数,方案实施截止2011年底,已累积注入二氧化碳7380× 104m3,油藏日产油由48t升至85t,综合含水由56. 4%降为33.7%,增油5.6×104t,评价期末比水驱采收率提高16.8个百分点。

草舍油田泰州组油藏位于苏北盆地溱潼凹陷断阶带,夹于f1、f2断层之间,其内部被一组走向NNW -N,倾向SWW-W 的次级小断层切割成一组东高西低的阶梯状小断块,各小块之间泰州组油藏底块砂岩具有连通性(见图1)。

油藏有上、中、下3个含油层段,油藏埋深2900～3184m,储层为块状正韵律细砂岩,平均孔隙度为
14.08%,平均渗透率46×10-3 μm2。

油藏含油面积0.6km2,地质储量142×104t,地层压力31.63～35.2M Pa,地层温度100～113.9℃。

地下原油密度0.78～
0.82g/cm3,地层原油饱和压力3.15～4.89M Pa,原始气油比16.4～24.2m3/t,地下原油黏度5.14～29.8mPa·s。

地层水以边水形式存在。

水型属N a2SO4型,矿化度34.63～38.44g/L。

该油藏1981年开始试采,1990年投入注水开发,至2005年7月实施二氧化碳驱油试验,试验前,水油井数比1∶2.4,平均井距260m,累积产油27.6 ×104t,采出程度19.4%,油藏日产油48t,综合含水由56.4%,累积注采比0.98。

2.1 二氧化碳驱油机理及混相驱油筛选标准
2.1.1 二氧化碳驱油机理
二氧化碳具有超临界特性,其临界温度为31. 1℃,在室温附近就可实现超临界状态(图2),在超临界状态二氧化碳对大多数溶质具有较大的溶解度,在油藏注CO2驱替
过程中抽提携带原油中间烃和重质烃的效率明显优于CH4和N2。

CO2驱提高采收率的机理主要是:降低原油黏度、膨胀原油体积、蒸发原油中间烃组分、利用混相效应、降低界面张力、溶解气驱和增加注入率。

混相方式是多次接触混相。

按CO2驱油原理可分为混相CO2驱和非混相CO2驱。

两者之间最大差别是地层压力是否达到最小混相压力。

CO2混相驱的基本机理是CO2和地层原油在油藏条件下形成混相,消除油水界面,使多孔介质中的毛管力降低至零,从而减少因毛细管效应产生毛细管滞留所圈捕的石油,理论上可以使微观驱油效率达到百分之百。

混相驱油是在地层高温条件下,原油中轻质烃类分子被CO2析取到气相中,形成富含烃类的气相和溶解CO2的液相(原油)两种状态。

当压力足够高时,CO2萃取原油中轻质组分后,原油溶解沥青、石蜡的能力下降,重质成分从原油中析出,原油黏度大幅度下降,达到混相驱油的目的。

原油组分是原油与CO2发生混相驱的重要因素,中烃组分(特别是C5～C12)含量高的原油有利于CO2驱。

对于原油黏度高或者储层的非均质性严重的油藏不适合运用CO2混相驱[1]。

2.1.2 CO2混相驱油筛选标准
检索整理文献,国内外CO2混相驱提高采收率的油藏筛选标准见表1。

2.2 草舍油田泰州组油藏二氧化碳混相驱油条件
2.2.1 油藏地质条件评价
泰州组油藏中部埋深3040m,地层温度100～113.9℃,小于美国“国家石油协会”推荐的120℃上限温度;地层原油黏度5.14～29.8mPa·s、地下原油密度0.78～0.82g/cm3,小于0.9g/cm3的原油密度和10mPa·s的黏度筛选标准;剩余油含油饱和度30～50%,大大超过筛选标准的极限,提高采收率潜力较大。

泰州油藏属于中孔低渗透砂岩油藏,储层平均孔隙度14.08%,渗透率46×10-3μm2,油藏平均有效厚度17m;注采井网比较完善,注气前综合含水率56.4%。

是CO2驱
油的有利时机。

2.2.2 实验物理模拟评价
多次接触达到混相:模拟研究了S198井地层流体在地层温度110℃和32 M Pa下
的注CO2拟三元相图,由图3可见,地层油的中间组分不断被CO2抽提,富化的
CO2混和气不断向前继续与地层油接触,不断被加富,最后形成富含中间烃的CO2气,与地层油达到多级接触混相。

而后缘的地层油被CO2抽提后,又不断与新鲜的CO2接触,不断被抽提,形成高含重质烃的油相。

模拟结果显示,CO2与S198井地
层流体在32 M Pa,下通过多级接触达到混相。

降低原油黏度:CO2注入油藏,在超过临界温度后迅速气化,能大幅度降低原油黏度。

在地层条件下,压力越高CO2在原油中的溶解度就越高,原油的黏度降低越显著。

当泰州组油藏原油中的CO2浓度达到71mol%,地层压力下的原油黏度降低5.2倍。

原油体积膨胀:原油中充分溶解CO2后可使原油体积膨胀1.51倍,在增加原油的内动能的同时也减少了原油流动的毛管阻力,提高了原油的流动能力。

草舍油田泰州组油藏原始地层压力35.9 M Pa,注气前地层压力32.06 M Pa,计算
的最小混相压力29.4 M Pa,细管测试的最小混相压力29.34 M Pa,油藏压力/最低
混相压力大于筛选标准,注CO2可以达到混相。

泰州组油藏长岩心驱替试验表明,在地层温压下,完全水驱采收率是45.6%,完全水驱后持续CO2驱的最终采收率是79.68%,而注水0.14HCPV后持续CO2驱的最终
采收率是86.13%,说明注CO2气驱油可以获得比水驱高许多的原油采收率,而且越早注气采收率越高。

图4、图5分别表示驱替与驱替压力的关系及长岩心水驱后CO2累积采收率。

综上所述,泰州组油藏满足混相驱油条件。

3.1 二氧化碳井网适应性研究
泰州组油藏于在开发过程中主要存在以下方面问题:①开发层系划分较粗,层间矛盾
严重;②局部地区井网不完善,水驱井网控制储量为65.3×104t,水驱井网储量控制程度仅46%;③平面上开采不均衡,南V断块的稠化带开发效果差;南I～I V断块井网完善,断块间连通性好,注水开发效果较好;④纵向上油层动用程度存在差异,吸水产液剖面显示,不仅泰州组和阜一段两个层系之间存在层间和层内干扰。

根据泰州组油藏开发中存在的问题,应用CM G油藏数值模拟软件,以油砂体为单位划分了8个模拟层,通过动态历史拟合,分小层描述水驱剩余油的分布规律,模拟结果油藏仍有大量的剩余油连片分布。

并根据剩余油分布规律,确定了5注11采的CO2驱油注采井网,调整后的井网气驱控制储量为100.8 ×104t控制程度可达到71%。

3.2 二氧化碳驱注入参数优化研究
利用数模,对CO2驱的注入参数进行了优化。

预测油藏注CO2后的含油饱和度和地层油中CO2摩尔含量变化。

3.2.1 总注入量优化。

保持注采比1∶1,设计日注量2.83×104m3至
14.61×104m3不同注入量的7套方案,对比各方案的提高采收率、换油率和综合指标。

从图6可以看出,随着注气量的增加,阶段累积产油增加,在总日注量为
6.23×104m3时,综合指标达到最大值1301.16,曲线出现峰值,该注入量为最佳注入量。

3.2.2 注入年限优化。

保持注采比1∶1及总日注量6.23×104m3,设计从半年至5年不同的注入年限的6套方案,对比各方案的阶段累积产油和提高采收率指标。

优化结果连续注入3年提高采收率幅度最大。

3.2.3 单井注入量的优化。

保持注采比1∶1和总日注量6.23×104m3,注入为3年,设计不同单井两两之间日注量变化的50套方案进行优化。

对比各方案的提高采收率指标,单井变化对油藏整体提高采收率影响很小。

3.2.4 注入方式优化。

设计水气交替10个段塞的注入方案,与单一段塞CO2驱方案进行对比,15年评价期内,CO2水气交替方案比CO2单一驱替提高采收率3.2个百分点。

3.2.5 注入时机。

分别对泰州组油藏从20%～80%的不同含水阶段,进行注气的效果维持时间、高峰期日产油、增油倍比、累积产油、提高采收率幅度等指标进行模拟,结果显示:含水60%时注气见效时间最长,可达到4年;含水20%时增油倍比最大为6.1倍; 70%以后CO2驱提高采收率幅度由12.3%下降至2. 2%,降幅明显加大,说明越早注气越有利于大幅度提高采收率(表2)。

3.2.6 优化后的最终注气方案如下:a.连续注气3年,累计注气6840×104m3;b.注气期间油藏压力保持在31M Pa左右;c.评价期15年,截止到评价期末泰州组油藏水驱累计产油43.01×104t,含水率95. 9%,采出程度30.29%;CO2驱累计产油
67.47× 104t,含水率74.15%,采出程度47.52%。

比水驱提高采收率可达17.23个百分点。

d.数值模拟的含油饱和度分布显示评价期末控制区内的剩余油已基本被驱出(图7)。

现场实际于2005年7月注入,形成5注11采的注采井网,截止2011年底,已累积注入二氧化碳7380×104m3,,完成方案注气量108%,油藏日产油由48t升至85t,综合含水由56.4%降为33.7%,阶段增油5.6×104t。

根据实际增油量及跟踪数模预测,按实际的CO2注入和开发趋势预测见效高峰期为2009年到2014年,2011年达到最高值,高峰期日产油71.3t,增油倍比1.49,综合含水37.2%,下降了19.2%,到评价期末2025年,总注入量为24.7× 104t,注入HCPV 22.27%,注入4年,累积增油26.29 ×104t,换油率为1.06,采出程度40.8%,比标定提高采收率16.8个百分点(见图8)。

5.1 CO2混相驱油机理和草舍油田泰州组油藏地质条件、地层原油加入CO2后的溶胀试验、细管实验分析表明,草舍油田泰州组油藏满足国内外CO2混相驱油标准,
长岩心驱替实验表明CO2混相驱油可提高最终采收率17.23%。

5.2 草舍油田泰州组油藏是低渗断块油藏,通过实施CO2混相驱实践,已经初步取得含水率下降、原油产量回升的效果,阶段增油5.6×104t;根据油田增油模型和数模预测,草舍油田泰州组油藏CO2混相驱油见效高峰期为2009-2014年,评价期末比标定水驱采收率,且越早注气采收率越高。

5.3 草舍油田泰州组油藏驱油实践初步形成了CO2混相驱油全过程的跟踪模型和数值模拟技术、方案优化技术及效果评价技术,为同类油藏大幅度提高采收率提供了方法技术借鉴。

【相关文献】
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[3] 郭平,孙良田,李士伦,等.CO2注入对原油高压物性影响的理论模拟和实验研究[J].天然气工
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[4] 俞凯,刘伟,陈祖华.苏北盆地溱潼凹陷草舍油田CO2混相驱技术研究[J].石油实验地质, 2008,30(2):212～216.。