超低渗致密油藏二氧化碳吞吐合理注入参数确定.pdf

文章编号：10007393(2023)03036808DOI:10.13639/j.odpt.202305007超低渗致密油藏二氧化碳吞吐合理注入参数确定王小龙1高庆贤1董双福1杨震2钟银1马尚娟1周洪涛31.中国石油吐哈油田公司三塘湖采油管理区；2.中国石油吐哈油田公司鲁克沁采油管理区；3.中国石油大学(北京)克拉玛依校区引用格式：王小龙，高庆贤，董双福，杨震，钟银，马尚娟，周洪涛.超低渗致密油藏二氧化碳吞吐合理注入参数确定 J.石油钻采工艺，2023，45（3）：368-375.摘要：为解决三塘湖油田马 56 区块超低渗致密稠油油藏衰竭式开采采收率低的问题，开展二氧化碳吞吐先导性试验。通过对二氧化吞吐影响因素分析，从地层条件、储层条件、油井动态和井筒条件等方面明确了选井原则，并在分析二氧化碳吞吐从注入到稳产的 7 个阶段作用机理的基础上，采用数值模拟和现场试验的方法，以最优单井增油量和换油率为目标，在重点考虑二氧化碳混相和超临界态影响的条件下，进一步确定了合理的注气吞吐参数，即单井单轮次注入液态二氧化碳量 2000t，注入速度 100t/d，闷井时间 20d，吞吐轮次在 3 个轮次以内。二氧化碳吞吐技术在马 56 区块超低渗致密稠油油藏实施 6 井次，有效率 100%，平均单井增油 1073t，累计增油为 6440t，尤其马 56-7H 井在实施多轮次压裂及注水吞吐措施后，采用二氧化碳吞吐仍累计增油 1267t。研究成果为超低渗致密稠油油藏衰竭式开采后进一步提高采收率探索了新路径。关键词：超低渗致密油藏；稠油油藏；二氧化碳吞吐；混相驱；注入参数；三塘湖油田中图分类号：TE357.4文献标识码：ADetermination of rational parameters for CO2 huff-n-puff in tight oil reservoirs withultra-low permeabilityWANGXiaolong1,GAOQingxian1,DONGShuangfu1,YANGZhen2,ZHONGYin1,MAShangjuan1,ZHOUHongtao31.Santanghu Oil Production Management Area,CNPC Tuha Oilfield Company,Hami 839000,Xinjiang,China;2.Oil Production Management Area,CNPC Tuha Oilfield Company,Hami 839000,Xinjiang,China;3.Karamay Campus,China University of Petroleum(Beijing),Karamay 834000,Xinjiang,ChinaCitation:WANGXiaolong,GAOQingxian,DONGShuangfu,YANGZhen,ZHONGYin,MAShangjuan,ZHOUHongtao.DeterminationofrationalparametersforCO2huff-n-puffintightoilreservoirswithultra-lowpermeabilityJ.OilDrilling&ProductionTechnology,2023,45(3):368-375.Abstract:Inthetightheavyoilreservoirswithultra-lowpermeabilityinMa56block,SantanghuOilfield,toaddresstheissueoflowrecoveryratebroughtbydepleteddevelopment,apilotCO2huff-n-pufftestwasconducted.ByanalyzingthefactorsinfluencingCO2huff-n-puff,wellscreeningprinciplesweredeterminedbasedonreservoirconditions,formationconditions,welldynamics,andwellboreconditions.OnthebasisofanalyzingthemechanismsofCO2huff-n-puffduringthesevenstagesfrominjectiontostabilizedproduction,bycombiningnumericalsimulationandfieldtests,aimingattheoptimaloilincrementandoilchangerateofasinglewell,andundertheconditionsofemphasizingtheinfluenceofCO2miscibilityandsupercriticalstate,rationalinjectionparametersforgas基金项目:中国石油重大试验项目“三塘湖非常规油藏开发中期改善开发效果技术研究”(编号：2023E-02-03)。第一作者:王小龙(1988-)，2012 年毕业于东北石油大学石油工程专业，现从事提高采收率工作，工程师。通讯地址：(839000)新疆哈密市伊州区巴里坤县三塘湖镇吐哈油田三塘湖采油管理区。E-mail:通讯作者:周洪涛(1969-)，1991 年毕业于中国石油大学(华东)应用化学专业，2015 年博士毕业于山东大学胶体与界面化学专业，主要研究方向为油气田开发工程，副教授，硕士生导师。通讯地址：(8340000)新疆克拉玛依市克拉玛依区安定路 355 号。E-mail:第45卷第3期石油钻采工艺Vol.45No.32023年5月OILDRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGYMay2023huff-n-puffwerefurtherdetermined,thatis,aninjectionof2000tonesofliquidCO2intoasinglewellinasingleround,withaninjectionrateof100t/d,soakingperiodof20days,andamaximumhuff-n-puffroundsofthree.TheCO2huff-n-pufftechnologywasappliedinsixwellsintheultra-lowpermeabilitytightheavyoilreservoirinMa56Block,achievinga100%successratewithanaveragesingle-welloilincreasementof1073tonesandacumulativeoilincreasementof6440tones.Notably,WellMa56-7Hachievedanoilincreasementof1267tonesevenaftermultipleroundsoffracturingandwaterhuff-n-puff.Theresearchoutcomesprovideanewpathwayforfurtherenhancingrecoveryrateinultra-lowpermeabilitytightheavyoilreservoirsdevelopedbydepletedpattern.Key words:ultra-low permeability tight oil reservoir;heavy oil reservoir;CO2 huff-n-puff;miscible flooding;injectionparameter;SantanghuOilfield 0 引言我国低渗透、超低渗透油田的储量增长较快。国内通常认为油层平均渗透率小于 50103m2的油藏为低渗透油藏，且低渗透油藏在今后很长一段时期是增储上产的主要资源基础。然而，低渗透油藏储层物性比较差，开发难度较大，如何有效开发低渗透油藏一直是油气田开发的研究重点1。由于气体容易流动，有较强的扩散性，而且有降低原油黏度、体积膨胀和降低界面张力等作用，因此注气技术已经成为一项重要的提高采收率技术。国外的注气技术应用较为成熟，且取得了明显的增油效果。随着注气技术研究与现场应用的不断丰富，我国也逐渐开始重视注气技术，注气的介质主要以氮气、二氧化碳等介质为主，并进行了室内研究和现场应用2-7。总体而言，注气技术应用的油藏类型较多，且注气技术针对不同油藏类型又有不同的应用规律，因此所获得的研究成果不能一概而论。蒋晨等8通过监测二氧化碳吞吐过程中油藏压力及二氧化碳含量变化，发现压力平衡过程中存在限制二氧化碳波及范围的低压区域，分析了注入压力、闷井时间和吞吐轮次对二氧化碳波及范围的影响，表明注入压力是影响二氧化碳波及范围的主要因素；何厚锋等9针对低孔低渗透油藏条件，建立了组分模型，得出混相压力，分析了二氧化碳不同注入方式对吞吐效果的影响，通过对比分析，表明连续注气具有一定优势；刘怀珠等10对复杂断块油藏水平井二氧化碳吞吐的注采参数进行了优化研究，表明采用二氧化碳吞吐可进一步提高增油效果和产能，降低含水上升速率；王志兴等11对边水断块油藏水平井组二氧化碳协同吞吐注入量的优化开展了实验研究，明确了注入量对边水断块油藏水平井组二氧化碳吞吐的影响机理；李海成等12针对低渗透油藏二氧化碳吞吐笼统注气存在单层突进、吸气不均、部分储量无法动用等问题，研发了二氧化碳分层注入及配套测试技术，该技术能够缓解层间矛盾，延缓气窜，提高薄差储层动用程度；曹力元等13针对低渗透薄差储层，对二氧化碳注采工艺进行了优化研究，实现分层配注，提高了动用程度；何应付等14对砂岩油藏开展了二氧化碳吞吐提高采收率可行性研究和潜力评价等工作，建立了砂岩油藏二氧化碳吞吐和驱替筛选方法；李岩等15对低渗透砂砾岩油藏注二氧化碳提高采收率的可行性开展了室内实验研究，表明注二氧化碳具有大幅提高采收率的潜力。调研发现，对既是低渗透同时也是稠油油藏开展的注气试验较少，因此，针对此类型油藏开展注气试验很有必要。笔者以三塘湖油田马 56 区块超低渗致密稠油油藏为研究对象，开展了二氧化碳吞吐现场试验，取得了较好的效果，进一步配套和完善了超低渗致密油稠油油藏注气吞吐的开发实践。1 马 56 区块吞吐技术优选 1.1 马 56 区块地质特征马 56 区块是三塘湖油田重要的开发区块，油层构造表现为中西部高、东部低，中部近南北向梁状构造。主要目的层为条湖组一段(P2t1)，油层分布较为稳定，岩性以凝灰岩为主，层间纵向跨度约为 170m。油层厚度 20.0m，平均孔隙度 15.1%、平均渗透率 0.2103m2、含油饱和度 69.1%，具有中低孔、超低渗、高含油饱和度的致密油藏特征。地面原油密度 0.92g/cm3，凝固点 21，含蜡量 24%，50 原油黏度 350600mPa s，整体为中质重质、高黏、高蜡、中凝普通稠油。1.2 马 56 区块开发现状马 56 区块目前采油井开井为 61 口，在采用衰王小龙等：超低渗致密油藏二氧化碳吞吐合理注入参数确定369竭式开发方式开采过程中，因原油黏度高，新井体积压裂后初期有较高产量，但递减快，生产一年后处于低产水平。整体采出程度约为 2.1%，采油速度约为0.5%，平均单井日产油仅为 1.5t/d。1.3 二氧化碳吞吐技术适应性分析二氧化碳吞吐增油机理主要表现在以下几个方面：由于二氧化碳具有较好的溶解性，可溶于原油，使原油体积膨胀，同时可降低原油的密度和黏度，提高原油的流动性；二氧化碳溶入原油后可以降低烃类流体界面张力，另外当二氧化碳达到超临界状态时，溶解性更强，有利于提高总的传质速率而更易于混相，更有利于稠油油藏的开采；二氧化碳溶解气具有弹性驱动作用，且二氧化碳溶于地层水后呈弱酸性，具有一定的酸化解堵作用16-19。1.3.1二氧化碳可降低原油黏度马 56 区块先导试验井马 706H 井二氧化碳PVT 实验表明，二氧化碳可以有效降低原油黏度，随着压力上升，二氧化碳溶解量增加，原油黏度从 483.3mPa s 下降至 168.4mPa s，下降幅度为65.1%，进一步提高了地层中原油的流动性；PVT 单次脱气实验数据表明，随着压力下降，脱气加剧，原油体积系数增大，证明了二氧化碳溶解于原油中，并使原油体积膨胀(见图 1)。0.80.91.01.11.21.31.41002003004005000510152025原油体积系数原油黏度/(mPas)压力/MPa原油黏度相对体积图1马 706H 井 PVT 实验曲线Fig.1ExperimentalPVTcurvesofWellMa706H1.3.2二氧化碳可达到超临界状态研究表明，当二氧化碳达到超临界状态时，更易在稠油中溶解，具有更好的降黏效果20。二氧化碳达到超临界状态的条件为：地层温度31.2，地层压力7.3MPa。结合马 56 区块的地层条件，并根据图 2 先导试验井马 706H 的 2 次温度、压力测试数据可知，吞吐过程中在井深 1200m 以下压力已大于 7.3MPa、温度已大于 31.2，表明在马 56 区块井深 1200m 以下二氧化碳已经达到了超临界状态。温度/井深/m压力/MPa6月2日压力6月15日压力6月2日温度6月15日温度1001020304050 0 400 8001 2001 6002 00005101520253035图2马 706H 试验井压力与温度随时间变化规律Fig.2VariationpatternsofpressureandtemperaturewithtimeinWellMa706H 2 二氧化碳吞吐选井和参数设计 2.1 二氧化碳吞吐影响因素2.1.1静态影响因素(1)油井位置。为充分利用注入气体形成的气顶实现增油，所选油井最好在高部位。(2)沉积微相。正韵律或复合韵律的沉积微相，可以充分利用气体密度较小的特点，更易形成“气顶”，充分挖掘上部油层。(3)渗透率级差。渗透率级差偏大容易形成指进和气窜，不利于气体波及体积进一步扩大，注气吞吐的效果会减弱。因此，渗透率级差一般小于 2.0。(4)储层物性。储层厚度大(10m)，含油饱和度高(50%)，储层中剩余油多。2.1.2动态影响因素(1)初期产量。地层能量较高，初期产量较高，且后期产量递减较快的油井，增产潜力比较大。(2)采出程度。采出程度较高的油井，增产潜力比较小，为了提高注气吞吐的效果，采出程度10%。(3)地层压力和温度。地层压力高，可充分利用气体的膨胀性和可压缩性，有助于改善增油效果，因此累计注采比1.5、阶段注采比1.0。对于二氧化碳吞吐井，为确保二氧化碳达到超临界状态，地层压力7.3MPa，地层温度31.2。2.2 二氧化碳吞吐选井结合二氧化碳吞吐影响因素，从地层条件、储层条件、油井动态和井筒条件等方面，进一步明确选井标准与原则21-22，待试验井详细参数见表 1。2.3 二氧化碳吞吐参数设计二氧化碳吞吐从注入到稳产共分为 7 个阶段23，各阶段作用机理见表 2。370石油钻采工艺2023 年5月（第45卷）第3期在二氧化碳吞吐机理分析的基础上，建立马56 区块油藏地质模型，如图 3 所示。数模参数设计：网格数目 1197420，共 176120 个，平面网格步长 10m10m，面积 0.33km2，基质平均渗透率0.01103m2，基质平均孔隙度 0.1705。合理的二氧化碳吞吐参数对技术效果至关重要。单轮次注入量、注入速度、闷井时间及吞吐轮次是最为重要的 4 个参数，通过模拟得到其与吞吐增油量、换油率的关系曲线。从图 4(a)可看出，给定注入速度 100t/d(折算 5 万 m3/d)、闷井时间 20d、吞吐 1 轮次，单井单轮次注入液态二氧化碳 2000t(折算 100 万 m3、0.02PV)时，对应的单井增油量和换油率最优；从图 4(b)可看出，给定单井单轮次注入液态二氧化碳量 2000t、闷井时间 20d、吞吐 1 轮次，单井注入速度为 100t/d 时，对应的单井增油量和换油率增幅最大，后续随着注入速度增大，增幅逐步减弱；从图 4(c)可看出，给定单井单轮次注入液态二氧化碳量 2000t、单井注入速度 100t/d、吞吐1 轮次，闷井时间 20d 时对应的单井增油量和换油率增幅最大，后续随着闷井时间延长，增幅逐步减弱；从图 4(d)可看出，给定单井单轮次注入液态二氧化碳量 2000t、闷井时间 20d、单井注入速度 100t/d，随着吞吐轮次的增加，对应的单井增油量和换油率均下降，当吞吐轮次超过 3 次时，对应的单井增油量和换油率大幅下降。因此，最优参数为单轮次注入液态二氧化碳量 2000t，注入速度为 100t/d，闷井时间 20d，吞吐轮次在 3 个轮次以内，在以上设计参数下对应的单井增油量最优，换油率为 1.6t/t。图3马 56 区块油藏地质模型Fig.3GeologicalmodelofreservoirinMa56block表1二氧化碳吞吐选井标准和试验井情况对比Table1WellscreeningcriteriaforCO2huff-n-puffandcomparisonoftestedwells项目地层条件储层条件油井动态井筒条件剩余油饱和度/%累计注采比地层温度/地层压力/MPa封闭性均质性是否改造固井质量井型标准50.02.5317.3储层封闭性好，产层厚度大渗透率差小充分改造单井初产量大，目前产量低，采出程度低合格以上 水平井试验井69.12.5456.619.1储层相对封闭，产层厚度20m渗透率级差1.2投产时均进行体积压裂初期产油30.2t/d，目前产油1.5t/d，采出程度2.1%良水平井表2二氧化碳吞吐不同生产阶段作用机理Table2MechanismsofCO2huff-n-puffindifferentproductionstages序号阶段主要机理1注入初始溶解、膨胀2高压注入抽提轻质至远端进入微小孔隙置换，扩散-波及范围增大3闷井扩散-波及范围增大，溶解、膨胀4放喷初期二氧化碳大量逸出(体积分数25%左右)，溶解降黏带出少量重质原油5自喷期二氧化碳少量逸出(体积分数10%左右)，溶解降黏带出重质原油增多6递减期无二氧化碳逸出，溶解降黏带出重质原油+置换未动用原油7稳产期溶解气驱+抽提远端轻质组分共同驱替重质组分王小龙等：超低渗致密油藏二氧化碳吞吐合理注入参数确定37100.51.01.52.02.5010002000300040005000050100150200换油率/(tt1)换油率/(tt1)单井吞吐增油量/t累计注气量/104 m3(a)累计注入气量与增油量、换油率关系单井吞吐增油量换油率单井吞吐增油量换油率单井吞吐增油量换油率1.681.691.701.7133203330334033503360337033802345678换油率/(tt1)单井吞吐增油量/t单井注气速度/104 m3(b)注气速度与增油量、换油率关系1.41.61.82.02000250030003500101520253035404550单井吞吐增油量/t闷井时间/d(c)闷井时间与增油量、换油率关系吞吐轮次(d)吞吐轮次与增油量、换油率关系0.20.61.01.41.8500150025003500123456换油率/(tt1)单井吞吐增油量/t单井吞吐增油量换油率图4注入参数与吞吐增油量和换油率关系曲线Fig.4Relationshipcurvebetweeninjectionparameters,huff-n-puffincrementaloilandoildisplacementefficiency 2.4 注入速度合理性验证在二氧化碳吞吐过程中若达到或接近混相，增油效果会更好24-25，因此对数值模拟设计注入速度的合理性进行验证。采用 Glaso 关联式26计算马 56 区块的最小混相压力。pmm=2947.93.404MC7+1.7109M3.73C7+exp(786.8M1.058C7+)T 121.2fRF(1)式中，pmm为最小混相压力，MPa；MC7+为脱气油中C7+的 分 子 量；T 为 温 度，K；fRF为 油 藏 流 体 中C2C6的摩尔分数，%。马 56 区块地层温度为 338K，中间烃(C2C6)组分摩尔分数为 3%，C7+平均分子量为 186。计算得到的马 56 区块的最小混相压力(MMP)为 42.6MPa，考虑 10%的误差，确定最小混相压力为 38.346.9MPa。表 3 为马 56 区块地层参数与二氧化碳混相、近混相条件对比，可以看出，马 56 区块的原油黏度、密度和油藏压力均难以满足二氧化碳混相、二氧化碳近混相的条件，因此，需要通过提高注入速度的方式，提高注入压力，使近井地带压力达到最小混相压力。为使注入压力达到最小混相压力 42.6MPa，井口注入压力需提升至 22.6MPa(井筒液柱压力为20.0MPa)。通过前期先导试验井的试验数据可知，在注入速度达到 100t/d 时，井口注入压力为 21.023.0MPa，因此注入速度设计为 100t/d 较为合理。表3马 56 区块地层参数与混相条件对比Table3ComparisonofformationparametersandmiscibilityconditionsinMa56block对比项原油黏度/(mPa s)原油密度/(g cm3)剩余油饱和度/%油藏深度/m地层温度/渗透率/103m2变异系数油藏压力/MPa储量规模/104t提高采收率幅度/%CO2混相100.87630100012010.75MMP10012CO2近混相500.92230100012010.75 0.81.0MMP1008马56区块参数 3506000.9251.0220056.60.570.75 22.5(MMP)1006372石油钻采工艺2023 年5月（第45卷）第3期 3 矿场试验及效果评价根据上述获得的吞吐参数，在马 56 区块完成二氧化碳吞吐 6 井次，有效率为 100%，平均单井增油1073t，平均有效期 307d，累计增油为 6440t，投入产出比 11.2，增油效果显著(表 4)。表4二氧化碳吞吐井效果统计Table4EffectstatisticsforCO2huff-n-puffwells井号轮次注入二氧化碳量/t注入最高压力/MPa日产液/(m3 d1)日产油/(t d1)含水/%累计增油/t有效期/d措施前 措施后增幅措施前 措施后增幅措施前 措施后增幅马56-7H1202424.03.221.818.62.415.413.016.216.70.52185168马706H2181023.60.82.21.40.61.61.015.716.60.9900938芦104-2H1176923.13.513.49.92.49.06.620.921.10.21300196芦1-132H1140623.02.514.311.81.810.18.316.316.80.51070128牛东89-12121323.03.815.011.22.710.57.817.117.30.240051马56-19H160723.15.120.515.40.82.41.681.786.24.5585363平均130523.33.214.511.41.88.26.428.029.11.11073307合计782918.987.268.310.649.038.46440以马 56-7H 井为例，该井采取各项增产措施的效果统计见表 5，可以看出，在实施多轮次其他措施后，采用二氧化碳吞吐仍有较好的增油效果，充分证明了二氧化碳吞吐与马 56 区块的适应性。图 5 为马 56-7H 井二氧化碳吞吐前后原油性质对比，可以看出，原油含蜡量、黏度呈现先升后降的趋势，原油轻质组分含量逐渐下降，重质组分含量逐步上升，表明通过二氧化碳的溶解、膨胀、抽提等主导作用，带来原油性质的变化。表5马 56-7H 井多次措施效果统计Table5EffectstatisticsofmultiplemeasuresforWellMa56-7H措施轮次措施内容措施增油量/t第1轮增能压裂1892第2轮增能压裂1000第3轮重复压裂333第4轮增能压裂600第5轮补孔压裂827第6轮注水吞吐536第7轮二氧化碳吞吐1267 4 结论及认识(1)二氧化碳吞吐在马 56 区块成功应用，探索了超低渗致密油稠油油藏在衰竭式开采后进一步提高采收率的新路径，为二氧化碳吞吐在超低渗致密油稠油油藏的进一步扩大应用奠定了基础。(2)马 56 区块的二氧化碳吞吐，虽然未达到混相状态，但通过合理设计注入速度和注入规模，平均注入压力达到 23.3MPa，使近井地带压力达到了最小混相压力，同时二氧化碳达到了超临界状态，在二0510152025 0 400 8001 2001 6002 000投产吞吐前 自喷转抽递减期 稳产期含蜡量/%黏度/(mPas)生产阶段黏度含蜡量生产阶段(a)黏度和蜡含量对比(b)原油全烃组分对比020406080投产吞吐前自喷转抽递减期稳产期组分质量分数/%(C1C7)轻质组分含量C16+重质组分含量(C8C16)中质组分含量图5马 56-7H 井二氧化碳吞吐前后原油性质对比Fig.5ComparisonofcrudeoilpropertiesbeforeandafterCO2huff-n-puffinWellMa56-7H王小龙等：超低渗致密油藏二氧化碳吞吐合理注入参数确定373者共同作用下，二氧化碳吞吐取得了效好的增油效果。(3)通过现场吞吐实践，虽然在施工过程中近井地带达到混相压力，但在生产过程中未达到全过程混相压力，在能量补充方面仍需要进一步完善。参考文献：刘合,曹刚.新时期采油采气工程科技创新发展的挑战与机遇J.石油钻采工艺,2022,44（5）：529-539.LIU 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