超低渗油藏水平井注CO2多周期吞吐原油性质变化规律研究

2022-09-28廖松林崔轶男刘方志曹胜江

油气藏评价与开发 2022年5期

廖松林，夏阳，崔轶男，刘方志，曹胜江，汤勇

（1.中国石化华东石油局，江苏泰州225300；2.中国石油长庆油田公司第五采气厂，陕西西安710000；3.西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室，四川成都610500）

超低渗油藏在中国资源储量丰富，开发潜力巨大，近年来逐渐成为油气勘探开发热点[1]。根据国内外提高油藏采收率技术发展趋势，水平井注气将成为提高中国低渗透油藏采收率最有前景的方法之一。注入CO2可有效改善原油性质，在油田现场的应用越来越多[2-9]。孙丽丽等[10]针对鄂尔多斯超低渗透油藏提出了CO2吞吐提高采收率的开发思路；钱坤等[11]以室内物理实验分析了超低渗油藏CO2吞吐利用率，得出CO2利用率随着吞吐轮次的增加明显降低，前4 轮吞吐中CO2的利用率较高；邹建栋等[12]分析了CO2驱替后，油相组分构成中，CH4摩尔含量呈递减趋势，重组分呈递增趋势，而中间组分摩尔含量变化较小，脱出气体以C1为主；史英等[13]针对稠油油藏优化了CO2吞吐轮次，提出多轮吞吐效果主要受构造位置、井轨迹及含油饱和度的影响，高部位物性好的油井实施5轮次吞吐效果较好。

目前，注入CO2主要分为驱替和吞吐两种开发方式，其中，CO2吞吐具有投资少、见效快、适应范围广等优点[14-21]，结合水平井技术和CO2吞吐技术的优势，中国石化华东油气分公司、中国石油吉林油田等已经开展低渗油藏水平井压裂后注CO2吞吐开发方式的探索，取得了较好的增油效果[22-25]，在注CO2吞吐时，大多数学者直接将增油机理概括为以扩散、溶解、增容膨胀为主[26-29]，针对超低渗油藏水平井CO2吞吐的不同阶段主要作用机理以及多周期吞吐后原油性质变化规律的相关研究较少[30-33]，因此，以典型超低渗油藏为目标，通过开展室内实验测试结合油藏数值模拟分析，定点定时分阶段对超低渗油藏水平井CO2多周期吞吐后原油性质的变化规律进行研究，明确了注入CO2对原油性质的影响，得出了多周期吞吐过程中原油性质的变化规律，为进一步推广超低渗油藏水平井CO2多周期吞吐技术提供理论支撑[34-39]。

1 室内实验研究

H 区油藏属于典型的超低渗透储层油藏，通过对试验区注CO2后生产动态特征的分析，以及储层水平井注CO2吞吐的可行性评价，确定了试验区储层注CO2吞吐增油的可行性。

H区油藏储层物性差，但原油性质较好，黏度低、凝固点低，流动性较强。采用联合站分离器取样方式进行了现场流体取样，在实验室进行流体复配[37]，复配流体所需的油和气样品来自现场地面分离器。对复配好的符合要求的地层流体开展了PVT 相态及原油注CO2膨胀实验测试。实验设备主要采用加拿大的DPR-PVT测试仪，该设备的温度范围为-30～200 ℃，温度精度0.1 ℃；压力范围为0.1～70 MPa，压力精度0.01 MPa。

1）油藏基本参数

在本次室内实验中，代表样品为H 试验区的油气样。该区块的基本参数见表1。

表1 油藏物性参数Table 1 Reservoir physical property parameter

2）井流物组成

对复配得到的油气样品进行组成色谱分析及井流物组成计算，得到地层流体组分数据（表2）。

表2 Y井实验配制井流物组分数据Table 2 Well fluid component data of Well-Y prepared in laboratory

1.1 流体PVT相态实验研究

通过开展单次闪蒸实验分析得出：气油比为81.2 m3/m3，饱和压力为10.18 MPa，饱和压力下原油体积系数为1.28，地面脱气油密度为0.84 g/cm3，原油黏度为1.41 mPa·s，由此可见，原油气油比、饱和压力、体积系数等特征与实际油藏原油特征是相匹配的。

选取地层温度84 ℃作为测试条件，开展恒质膨胀实验测试，结果显示：压力低于饱和压力后，原油具有一定的体积膨胀能量，随着压力降低，脱出气量增多，相对体积增大。

1.2 注CO2膨胀实验研究

为明确注入不同量CO2对地层流体物性的影响规律，开展了地层流体注CO2膨胀实验，由此分析地层流体注CO2后流体相态特征变化规律。通过实验测试（表3），注入不同量CO2气体后，地层流体饱和压力变化曲线，如图1a 所示。由图可知，随着注入CO2含量的增加，流体体系的饱和压力呈现逐渐增大的趋势，说明地层原油注CO2配伍性较好，当注入CO2比例达到50%时，原油饱和压力升高了7.6 MPa，达到了17.8 MPa。

表3 地层原油注CO2膨胀实验数据Table 3 Experimental data of CO2 injection expansion of formation crude oil

图1 注入CO2对原油性质的影响Fig.1 Influence of CO2 injection on crude oil properties

由图1b 可以看出随着CO2在原油中溶解，注入CO2后原油的膨胀能力增强，当注入CO2的比例达到50%时，原油体积膨胀1.35 倍，说明CO2对H 区地层原油有较强的膨胀能力，能有效增加地层能量。

图1c 描述了注入CO2后原油黏度的变化情况。注入CO2后，原油黏度随注入量的增大而减小，注入气有利于降黏驱油，当注入CO2比例逐步增加到50%时，原油黏度降低幅度接近30%，降黏效果明显。

2 数值模拟研究

在地层流体室内实验测试的基础上，采用商业软件CMG 的WinProp 模块模拟地层流体相态特征，得出相态特征参数，为后期开展CO2吞吐数值模拟提供基础。采用CMG 软件的GEM 模块建立低渗油藏水平井CO2吞吐的单井机理模型，分析注CO2多周期吞吐后原油性质的变化规律。

2.1 PVT相态实验模拟

流体PVT 相态实验拟合主要包括地层流体组分劈分和归并、单次闪蒸实验拟合、等组成膨胀实验拟合以及相图计算等。

1）拟组分划分

在室内实验测试得出地层流体组分基础上，采用WinProp模块，将原始井流物组成进行重质组分特征化及归并操作，将原始地层流体的组分划分为7个拟组分（表4）。同时，对模拟计算出的原油P-T 相图进行分析，得出该流体属于普通黑油油藏流体。

表4 地层流体拟组分划分Table 4 Division of pseudo-components of formation fluids

2）单次闪蒸实验数据拟合

单次闪蒸实验拟合的重点参数包括饱和压力、气油比、地层原油密度、地面原油密度等，拟合结果如表5 所示，参数的拟合精度总体上较好，误差范围均在5%之内，符合油藏实际，满足工程要求。

表5 单次闪蒸实验测试、数值模拟数据对比Table 5 Comparison of single flash experiment test and numerical simulation data

2.2 注CO2相态特征

在地层流体PVT 相态实验拟合的基础上，模拟研究地层流体在地层温度84 ℃和压力20.9 MPa 下，注入不同摩尔含量的CO2所产生的流体P-T 相图变化情况，结果如图2 所示。CO2溶解于原油中后，原油P-T 相图临界点向左移动，包络线变得更高，饱和压力升高，说明注入气后原油体系变得更轻质。原油流动条件得到改善，有利于提高油藏采收率。

图2 地层原油注不同比例的CO2后P-T相图Fig.2 P-T phase of oil in formation after injecting CO2 with different proportions

2.3 注CO2多周期吞吐机理模型分析

基于油藏剖面图及单井CO2吸气剖面测井图，结合试验区储层低孔-超低渗的物性及流体特征，采用CMG 数值模拟软件GEM 模块建立组分模型。考虑实际生产情况，减弱油藏边界对单井CO2吞吐效果的影响，采用网格局部加密的方式建立长×宽×高=2 440 m × 1 640 m × 26 m 的水平井CO2吞吐单井机理模型。将网格划分为61×41×13，I方向网格尺寸为61 m × 40 m，J方向网格尺寸为41 m × 40 m，K方向网格尺寸为13 m × 2 m；中央加密网格尺寸为DX∶DY∶DZ=8 m∶8 m∶2 m，模型X、Y方向平面网格分布如图3所示。

图3 单井模型平面网格划分Fig.3 Single well model plane grid structure

针对目标区块，采用控制变量法进行单因素分析，优选得出最优水平井参数及注采参数，提出合理注采政策并进行指标预测。

模拟优选结果显示：模拟过程采用压裂水平井进行连续注CO2的吞吐方式，并以衰竭生产至日产油量为1～2 m3/d 作为吞吐时机[27]，以模拟吞吐4 a 的增油量、换油率为评价指标，每个方案均以衰竭生产为对照，其中生产制度设置为最小井底流压11 MPa（大于饱和压力10.18 MPa）。

根据H 区超低渗透油藏储层进行水平井参数及注采参数优化，提出合理注采政策，得出水平井合理参数范围：水平井长度700～1 200 m，裂缝半长100 m，裂缝间距120 m，裂缝导流能力30 × 10-3μm²·m，裂缝缝网类型为等长裂缝。在水平井参数基础上，优选CO2吞吐合理注采参数范围：单周期CO2注入量1 000～2 500 t，注气速度50～100 t/d（2.7 × 104～5.5× 104m3/d），焖井时间为20～30 d，回采液强度大于20 m3/d，吞吐周期宜为2～3次。

优选最佳生产方案并进行指标预测：水平井长度720 m，单周期CO2注入量1 500 t，注入速度50 t/d，吞吐3 个周期，累积CO2注入量4 500 t，累积增油量1 805.9 t，总计换油率0.401 3 t/t，增产效果明显。

3 注CO2多周期吞吐原油性质变化规律研究

3.1 注CO2多周期吞吐机理分析

CO2吞吐技术主要为在合理的注入条件下（注入压力一般小于地层破裂压力），将CO2注入地层，然后关井浸泡一定时间，再开井生产的过程。因此，CO2吞吐技术分为3 个阶段“注—焖—采”，在这3 个阶段中，CO2在地层中起着不同的作用，作用的主要机理也存在差异[32]。

为进一步明确CO2多周期吞吐过程中作用机理及原油性质的变化，以H 区超低渗油藏最佳生产方案为基础，在机理模型中选取5个不同距离的网格点（水平井压裂缝处、距压裂缝8 m、16 m、24 m和40 m）（图4），再选取5个不同时间点（注CO2前、注CO2结束时、焖井结束时、开井生产10 d和开井生产1 a），对比进行2个吞吐周期时的原油性质变化情况，由此模拟不同波及半径、不同吞吐时间原油性质的变化情况。

图4 不同距离选点位置分布Fig.4 Distribution of selected points at different distances

1）井底压力

第1 和第2 吞吐周期井底压力分布如图5 所示，注入CO2，近井端压力上升更高；焖井结束时，近井端泄压更快，压力扩散较快，井周围整体压力分布更均匀，增加地层能量约6 MPa；开井生产10 d时，近井端压力下降更快，与距裂缝40 m处可形成2.4 MPa的压差，可形成溶解气驱，进一步提高产量。在第2 吞吐周期中，注入CO2补充地层能量的能力减弱，压力上升较第1 周期低，压力分布及变化趋势与第1 周期一致。因此得出结论：在吞吐过程中，注CO2增加储层能量主要作用于注入阶段，压力扩散主要作用于焖井阶段。

图5 井底压力分布Fig.5 Bottom hole pressure distribution

2）原油黏度

从注入CO2到焖井结束，在距裂缝16 m 的半径范围内，原油黏度降低明显。距裂缝8 m 处，原油黏度降低至0.15 mPa·s；距裂缝16 m 处，原油黏度降低至0.5 mPa·s；距裂缝24～40 m 范围内，原油黏度略微增大。可判断注入CO2将裂缝处原油推离近井端，CO2与近井端原油充分接触，降黏效果明显（图6）。开井生产后，近井端原油黏度缓慢增大，远井端黏度逐渐减小。

图6 井底油相黏度分布Fig.6 Oil phase viscosity distribution at well bottom

随吞吐周期增多，CO2波及范围增大，远井端原油黏度也降低更多。综合判断：在CO2注入阶段、焖井阶段以及开井生产初期都有明显的降黏作用。

3）油相中CO2摩尔含量

在吞吐之前，油藏CO2摩尔含量为0.005；注CO2结束时，距裂缝8 m 处，油相中CO2摩尔含量达到0.7，可得CO2溶到原油能力很强；距裂缝16 m 处，油相摩尔含量为0.4；距裂缝24 m 处，油相含有少量CO2，即判断CO2的波及半径介于24～40 m。开井生产后，井底压力降低，油相中CO2气化，从而使油相中CO2摩尔含量逐渐减少（图7）。

图7 井底油相中CO2摩尔含量对比Fig.7 Comparison of CO2 molar content in oil phase at bottom hole

随吞吐周期增多，相同距离油相中CO2摩尔含量增多，CO2波及更远，可得CO2溶解到原油主要发生在注入阶段。

4）气相中CH4（C1）摩尔含量

如图8 所示：注入气体为纯CO2，开井生产压力保持大于原油饱和压力（10.8 MPa），在第1 吞吐周期注入CO2阶段和焖井阶段，井底不同位置的气相中，CH4的摩尔含量都保持较低水平。开井生产后，气相中CH4摩尔含量快速升高，在距裂缝16 m 范围内，距裂缝越远气相中CH4摩尔含量增大越明显。

图8 井底气相中CH4摩尔含量对比Fig.8 Comparison of CH4 molar content in gas phase at bottom hole

在距裂缝16 m处的CO2波及前缘，开井生产10 d时气相中C1摩尔含量为0.33，开井生产1 a 时，C1摩尔含量达0.53，并远高于近井端，可判断该距离范围为CO2波及前缘，与原油接触更充分，萃取轻质烃效果更好。第2 周期开井生产阶段，气相中CH4摩尔含量增加量相对减少。可得出：随吞吐周期增多，CO2萃取轻质烃能力逐渐减弱，萃取轻质烃的作用机理主要在开井生产阶段。

通过对井底压力、原油性质等因素综合分析得出同一周期的不同阶段CO2主要作用机理，注入阶段主要为补充地层能量、溶于原油、降低原油黏度；焖井阶段主要为降低原油黏度，地层能量扩散；开井生产初期主要为降低原油黏度；开井生产中后期主要为萃取轻质烃和少量中间组分烃。

3.2 注CO2多周期吞吐原油性质变化分析

在一个吞吐周期中，距裂缝24 m处，原油性质变化幅度很小，距裂缝40 m 处，原油性质基本不变，可判断，注入CO2后，CO2沿裂缝的横向波及半径最大介于24～40 m。在CO2波及范围内，选取距裂缝8 m处网格点，进一步分析原油组分的变化规律。

以油藏最佳生产方案为基础，选取距裂缝8 m处的网格点，再选取5 个不同时间点（注CO2前、注CO2结束时、焖井结束时、开井生产10 d和开井生产1 a），对比3个吞吐周期的原油组分变化情况，分析原油性质变化规律。模拟结果如表6所示，在一个吞吐周期中，注入CO2结束时，油相中CO2的摩尔含量达到最大，随后逐渐减小；其他组分的摩尔含量在注CO2结束时达到最小，随后逐渐增加。分析原因为当注入CO2结束时，井底压力最高，原油中溶解的CO2量最多，油相中CO2摩尔含量最多；在焖井阶段及开井生产阶段，井底压力逐渐降低，CO2在油相中溶解度减小，摩尔含量相应减少，其他组分的摩尔含量相对增多。

注CO2多周期吞吐后，油相中的其他组分摩尔含量都减少，其中C1的摩尔含量由第一次吞吐前的0.245 4减少到第三次吞吐生产1 a的0.122 2，减少幅度达到50.2 %；多周期吞吐后C2—C3摩尔含量减少了35.4%，C4—C6摩尔含量减少了27.3%，C7—C15摩尔含量减少了22.6 %，C16—C31+摩尔含量减少了23 %，CO2摩尔含量由最开始的0.000 5 到第三次吞吐后的0.329 4，增加了658倍。

随着吞吐周期的增多，每个吞吐周期中，从开始吞吐到生产1 a 的整个吞吐过程，其他组分的减少幅度在逐渐减少，CO2的增加幅度也在逐渐减少。在第一吞吐周期，C1的摩尔含量由开始吞吐时的0.245 4减少到生产1 a 时的0.170 4，减少了30.54%；第二吞吐周期C1摩尔含量减少了27.12%，第三吞吐周期减少了25.92%，减少幅度变缓。油相中CO2摩尔含量在第一吞吐周期中由开始吞吐时的0.000 5，增加到生产1 a时的0.226 0，增加了451倍，第二吞吐周期增加了0.73 倍，第三吞吐周期增加了0.44 倍，增加幅度也变缓。同时对比同一吞吐周期的其他各组分摩尔含量变化，N2、C1摩尔含量减少幅度都在25%以上，结合油相中N2的初始摩尔含量为0.011 1，占比较小，对原油性质影响较小。同时，对比中间组分及重组分摩尔含量的变化，在第二、三吞吐周期，C7—C15和C16—C31+组分的摩尔含量减少幅度都在10 %以下，变化较小。

表6 距裂缝8 m处不同时间点油相中各组分摩尔含量Table 6 Molar content of each component in oil phase at different time points 8 meters away from the fracture

综上分析可得：在注CO2多周期吞吐过程中，每个吞吐周期油相中C1的摩尔含量减少幅度都在25%以上；油相中C7+摩尔组分变化幅度较小，在油相中占比相对增大。随吞吐周期增多，油相中轻质组分减少相对更多，重质组分含量相对增多，原油逐渐变重质。CO2在第一吞吐周期时溶解到原油中的量最多，对原油组分影响最大，改变原油性质能力最强，随周期增多，注入的CO2溶于原油的量相对减小，对原油性质的影响逐渐减小。