饱和油藏CO_%282%29非混相吞吐增油规律研究——以印尼南苏门答腊盆地典型油藏为例.pdf

第 69 卷增刊 1Vol.69Supp.12023 年6 月Jun.,2023地质论评GEOLOGICALREVIEW249饱和油藏 CO2非混相吞吐增油规律研究以印尼南苏门答腊盆地典型油藏为例一程子芸，丁伟，张晓玲，曲良超，代芳文中国石油勘探开发研究院，北京，100083收稿日期：2023-04-10；改回日期：2023-04-30；责任编辑：郭现轻。DOI：10.16509/j.georeview.2023.s1.105作者简介：程子芸，女，1994 年生，硕士，工程师，主要从事复杂油气藏精细描述与二氧化碳提高原油采收率研究；Email：。关键词：关键词：CO2吞吐；非混相状态；饱和油藏目前工业化应用的提高采收率技术中，在矿场实际应用的主要为稠油热采、气驱和化学驱三种技术，按照产量增加的程度来进行排序，这三种提高采收率程度依次为热采、气驱和化学驱（张洪，2023）。近年来 CO2驱油/CCUS 技术发展迅速，主要应用于低渗、特低渗透、中高含水、致密等不同油藏类型，成为重要的气驱提高采收率技术，受到了越来越多的关注（李广超，2022）。区别于国内外 CCUS 研究主要集中在低渗、致密、稠油等油藏，笔者以印尼南苏门答腊盆地主力油藏为例，聚焦于中孔、中渗、轻质原油的饱和油藏，开展针对性室内物理模拟实验，在模拟单井 CO2吞吐过程中，探究不同注入条件下注 CO2对原油采收率的影响，明确饱和油藏 CO2吞吐开采特征及增油规律。1油藏概况印尼南苏门答腊盆地发育多套储层，其中最主要的储层为晚渐新统 Talang Akar 组河流三角洲相砂岩储层。B 油藏是盆地典型的复杂断块砂岩油藏，主要储层为第三系 Lower Talang Akar 层组，属于渐新世晚期到中新世初期后裂谷期断坳过渡期，断裂系统发育，以扇辫状三角洲沉积环境为主，岩性主要为中粗砂岩、含砾砂岩和泥岩互层，夹页岩和褐煤，沉积厚度达 600 ft，储层平均孔隙度 20%，渗透率 110 MD。B 油藏气顶和边底水发育，且气顶规模往往较大，为上气下水中油的油环，轻质原油（API 大于 29，黏度小于 1 CP），储层非均质强，产能差异大。B 油藏历经近 10 年的衰竭开发，目前地层压力12.9 Mpa，压力保持水平 78%。根据细管实验、室内岩心驱替实验、数值模拟等研究结果，最小混相压力为 19.726.5 Mpa，均高于原始地层压力。目前油藏条件下，注 CO2为非混相驱。数值模拟结果显示通过地层压裂预计地层压力仅保持在 15.9 Mpa左右，也难以实现混相。2 饱和油藏CO2非混相吞吐增油规律通过物理模拟实验，设置油藏压力 16 Mpa、地层温度 110，实际模拟了 B 油藏地下条件；通过配置活油、制备填砂管、渗透率计算（模拟岩心的渗透率为 110 MD，误差需控制在10%内）、恒温老化等做好前期模型准备；最终从不同的注采位置，不同的压降速度和不同的注入压力终值三个方面，开展了饱和油藏 CO2非混相吞吐实验，分别模拟了衰竭开发、第一吞吐周期、第二吞吐周期、和第三吞吐周期不同开采阶段的油藏开采过程，探究其开采规律。2.1不同注采位置设置实验温度为 110，焖井时间 12 h，注入压力终值为 14 Mpa，压降速度 0.2 MPa/min，从水平放置、上注下采，下注下采和下注上采这四个位置分别进行不同开采阶段 CO2吞吐实验。不同注采位置下，原油产出均主要发生在衰竭开发和第一周期。衰竭开发中，原油主要以泡沫形式产出，采收率增幅逐渐变大，后期上升明显。随开发进行，当出口压力低于 CO2临界压力后，产气量迅速上升，气窜形成，原油以雾状小液滴形式产出，采收率升幅逐渐减小直至不再变化，因此第二、三周期原油产量大幅下降，产气量大幅上升。在油藏顶部注入过程中，CO2对原油的垂向驱替作用显著。在油藏底部生产过程中，开采初期，地质论评 2023 年 69 卷 增刊 1250原油在气顶弹性能量驱动下，以油滴形式高效产出，采收率快速升高，产气量较低。而在油藏顶部生产过程中，顶部气体快速产出，产气量较高，原油主要通过被气体携带的方式产出，原油为轻质油这一特点更是加快气窜通道的形成。原油产出主要在前期，后期产气量迅速增大，采收率变化小（图1）。上注下采的方式中在各周期中的原油采收率最高，达到了 76.6%，下注下采次之，原油采收率为 69.4%，水平放置和下注上采最低，原油采收率分别为 43.6%和 42.1%。因此针对 B 油藏的 CO2吞吐开采推荐下注上采方式。2.2不同压降速度设置实验温度为 110，焖井时间 12 h，注入压力终值为 14 Mpa，注采方式为上注下采，从 0.1MPa/min、0.2 MPa/min 和 0.4 MPa/min 三个不同压降速度分别进行不同开采阶段 CO2吞吐实验。与不同注采位置的实验结果相似的是，不同压降速度下原油产出主要发生在衰竭开发和第一周期，第二、三周期原油产量大幅下降，产气量大幅上升。压 降 速 度 为 0.4MPa/min 时各吞吐周期产量最高，原油采收率达到了 78.6%，0.2 MPa/min次之，0.1 MPa/min 最低，但从增加幅度来看，压降速度为 0.4 MPa/min 时与0.2 MPa/min 时相比总采收率变化不大，气体携油效率提升不明显（图 2）。2.3不同注入压力终值（不同注 CO2量）设置实验温度为 110，焖井时间 12 h，注采方式为上注下采，压降速度为 0.2 MPa/min，从 12Mpa，14 Mpa 和 16 Mpa 3 个不同注入压力终值（不同注CO2量）分别进行不同开采阶段CO2吞吐实验。与前两组实验类似，原油产出主要发生在衰竭开发和第一周期。对于不同的注入压力终值，16MPa 时各吞吐周期产油量最高，原油采收率达到了77.2%，14 MPa 次之，12 MPa 最低；但是注入压力终值为 16 和 14 MPa 时总采收率相差不大，当注入CO2量较多的时候，注入气体置换油的能力饱和，效率提升不明显（图 2）。3结论物理模拟 B 油藏地下条件实验中发现，原油产图 1 不同注采位置对 CO2吞吐不同开采阶段原油采收率的影响图 2 不同压降速度和不同注入压力终值对 CO2吞吐不同开采阶段原油采收率的影响地质论评 2023 年 69 卷 增刊 1251出均主要发生在衰竭开发和第一周期。衰竭开发中，原油主要以泡沫形式产出，原油采收率增幅逐渐变大，后期上升明显。开发后期，当出口压力低于 CO2临界压力后，产气量迅速上升，气窜形成，原油以雾状小液滴形式产出，原油采收率升幅逐渐减小直至不再变化。上注下采的方式在不同的开采阶段原油采收率最高。压降速度和注入压力终值并非设置越高效果越显著，从增加幅度来看，压降速度和注入压力终值（注 CO2量）增加到了一定程度后，气体置换油的能力饱和，效率提升不明显。针对 B 油藏推荐上注下采的开采方式，0.2 MPa/min 的降压速度和14 Mpa 的注入压力终值来开展 CO2吞吐驱油的开采试验，并逐步向印尼同类型油藏进行工业化推广及应用。参 考 文 献/References李广超.2022.国内油田三次采油提高采收率主体技术进展（下）.油田化学,19.张洪,王庆,夏星,勾炜,宋青.2023.储层非均质性影响空气泡沫驱注入效果研究以鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长 6 油层组为例.地质论评,69(1):375382.CHENG Ziyun，DING Wei，ZHANG Xiaoling，QULiangchao，DAI Fangwen：Research on oil increment law ofCO2immisciblehuffandpuffinsaturatedoilreservoirsTaking a typical oil reservoir in the southSumatra Basin of Indonesia as an exampleKeywords:CO2huff and puff;immiscible state;saturatedoil reservoir