低渗透油藏CO2驱影响因素研究

低渗透油藏CO2驱影响因素研究

高松阳

中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东，东营 257015

摘要：低渗透油藏非均质性强，注水能量补充困难，压力分布不均衡，导致开发效果差异大。室内及矿场试验表明，CO2驱可以有效提高原油采油收率。CO2驱油效果好坏与储层发育特征、原油物性和生产参数密切相关，严重时可导致气窜，影响后期的采收率和经济效益，为此本文以正理庄油田樊142-1块为例，采用油藏工程方法和数值模拟方法，分析了注采方向、压裂规模、地层压力、井网形式和注采井距等CO2驱影响因素，为下步低渗油藏动态调整提供一定的指导意义。

关键词：低渗油藏；CO2驱；气窜；动态调整

1. 区块概况

樊142-1块位于山东省高青县，构造位置属于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷金家－正理庄－樊家鼻状构造带中部,正理庄油田北部，主要含油层系为沙四上纯下亚段1、2砂组，埋深2800-3200m，含油面积5.5km2，地质储量298.3万吨。按照砂体厚度、平面展布特征及坝砂发育情况分为坝砂连片型、滩砂连片型和滩砂分散型三种类型。储层物性主要受坝砂分布影响，坝砂的物性明显好于滩砂，孔隙度平均11.4%，渗透率平均1.81mD，属于低孔特低渗储层。樊142-1块自2005年投入开发，主要为弹性开发方式生产，后期开井率、液量和油量逐年降低。截止到2021年区块累油17ⅹ104t，平均单井日油1t/d，采油速度0.1%，采出程度5.7%，处于低采油速度、低采出程度开发模式。

2. 注气受效影响因素研究

受注气影响的油井与弹性驱的油井在产量、气油比、井口CO2含量等特征上存在较大差异，同时由于储层的非均质性及开发因素影响，单向受效、多向受效以及早期气窜后受效的油井在产量、气油比、井口CO2含量等方面也存在较大不同，这些差异性可以作为油井受效分析的依据。

以受效井对数作为基本分析单元，通过各阶段的井网演变和受效分析，统计研究区块受效井对共计33对，其中不受效井对6对，以受效时间、见气时间、稳增产期、气驱速度为各主要影响因素的评价指标；即便如此，仍有部分井的受效时间、见气时间、稳增产期、受效（或气窜）来源是难以判断的，因此该部分参数不能获得，在以受效井对数作为基本单元分析时，这样的井对也将不参与统计分析。

2.1注采方向影响研究

研究区压裂方向与地应力方向相关性基本一致，裂缝主要延伸方向为NE47.3°～NE69°。统计研究区沿地应力方向井对及非地应力方向井对，其中具有气窜速度及气窜时间的井对共计17对：在注采井距大致相当的条件下，注采方向沿着地应力方向油井受效时间、见气时间快，稳增产期相对较短，因此注气井排与地应力方向一致时能够延缓气窜时间。

由于CO2独特的流动性能，在研究区地质条件、井网部署、技术政策下，注采方向与地应力夹角对油井受效时间、气驱运移速度有一定程度的影响；夹角较小时，较大的注采井距也能建立起驱替，换言之，夹角较大时，适当缩小井距油井也可受效；在同等注采井距下，夹角越小越易气窜，夹角越大，越有利于抑制气窜。

2.2压裂规模影响研究

根据不压裂、小规模压裂、大规模压裂将油气井注采井对划分为9个类别，统计油气井压裂对应类别共计32井对，主要考虑受效类别、稳增产段、稳增产期、气窜时间、气驱速度等指标，作为判定油气井压裂对应关系优劣的主要依据。比较有代表性的为类别1（油气井均不压裂）、类别4（气井不压裂油井小型压裂）、类别6（气井大型压裂油井小型压裂）、类别8（气井小型压裂油井大型压裂）、类别9（气井油井均大型压裂）五类共20井对。分析认为，类别1油井受效百分数较低；类别6、8、9（油气井均大型压裂或之一大型压裂）易气窜；类型4稳增产期、见气时间、气驱速度相对较好。

根据以上分析，油藏工程设计时气井不压裂，油井投产初期暂不压裂，后期油井是否小规模压裂需要根据各井实钻及投产效果而定。

2.3地层压力影响研究

根据细管实验研究结果表明：压力越低，见气时间越早。利用渗透率为10×10­-3μm2的组长岩心，分别在30MPa、26MPa、23MPa、20MPa压力条件下，开展四组长岩心驱替实验，测试CO2驱替时产油、驱替压力、见气时机和产气组分的变化。

不同压力保持水平下的CO2驱实验结果表明，对于渗透率为10×10­-3μm2组的长岩心，随压力保持水平增高，最终采收率越高，气体突破时间略有减缓；气体突破前驱替压差相对较高，突破后驱替压差减小，采收率增加程度也减小。因此为提高注气效果，应保持在较高压力下进行注CO2驱。实际实施中，需要提高整个油藏的压力水平，使CO2更容易达到混相状态，获得更长的受效时间、气窜时间和稳增产期。

2.4井网形式影响研究

研究区由于陆续钻井、投产投注，进入气驱开发阶段先后形成两种井网形式，统计分析27对受效井对中24对具有受效指标的井对，按照井网形式进行分类。后期五点法井网与早期不规则反七点井网相比，在气驱速度相当的条件下，由于注采井距大大缩短，因此受效时间、见气时间都比较短，稳增产期相对较长，但是总体而言相差不大。

在前述注气对产量递减影响的研究基础上，对比一向（统计井数10口）、二向及多向注采对应（统计井数14口）条件下油井产量的递减状况，结果表明多向注采对应的油井能够获得更长的稳增产期。

注气中心区油井和非中心区油井注气阶段时的日油能力及无因次日油能力对比表明：非中心区油井受效相对较慢，稳增产期短，幅度小；中心区油井受效快，稳增产期长，幅度大，由于生产时间短，后期井数少，趋势不具有代表性。

2.5注采井距影响研究

研究区由于陆续钻井、投产投注，进入气驱开发后不同阶段形成200-700m多种井距，根据不同井距范围内受效状况及相关指标表明，注采井距200-700m基本都能受效，按照井距范围统计受效相关指标和井距的关系显示无明显规律性。分析33对受效井注采井距和油气井有效厚度均值的关系，不受效及稳定型受效的注采井距和油气井有效厚度均值无明显相关性，表明上升型受效的注采井距和油气井有效厚度均值相关性相对明显，油气井有效厚度均值越大，能够建立起有效的注采井距越大。

该地区天然能量较弱，采出程度较低，同时特低渗透滩坝砂油藏CO2驱理论及矿场实践均是可行的。注气井基本能够达到配注要求，地层能量有所恢复，方案设计油井受效状况良好，研究区采油速度和采出程度与弹性驱相比都有较大幅度提高，注气开发已取得初步效果，实现了特低渗透滩坝砂油藏储量的动用，达到了试验目的。

3.结论及建议

（1）在研究区全面推广CO2驱过程中，应根据具体区块的油藏地质条件，慎重选择合理的投产投注方式、井网形式、方向和井距大小，实现CO2在平面和纵向上均衡驱替，油井多向稳步受效以获得最长稳增产期的目的。

（2）建议在研究区开辟新的试注井组，开展不同注入速度、不同井距、不同压裂规模条件下油井受效时间、见气时间、气窜时间、稳增产期等特征研究。

参考文献

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