Optimization of CO2 Flooding Parameters in Ultra-Low Permeability Oil Reservoirs with High Water Cut
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摘要:
为明确生产参数对特低渗透油藏高含水期CO2驱油提高采收率的影响，进行了CO2驱油数值模拟研究。通过CO2连续注气驱参数优化发现：CO2注入速度的提高会提高产油速度，但同时也会导致气窜的加剧和换油率的降低，并存在压裂地层的风险。生产井底流压的提高短期内会限制产油速度，但有利于提升地层压力水平，促进CO2同地层油传质混相进而提高阶段采出程度和换油率。开发时在能够保证注采平衡的条件下，应尽可能提高井底流压。区块含水率的提高会使CO2驱油效果变差，导致CO2驱油阶段采出程度和换油率降低。CO2驱油开发时换油率会随着生产气油比的提高而降低，因此，注CO2开采过程应适时关井停注保证合理的CO2注入量。优化得出CO2注入速度15 000 m3/d、生产井底流压25 MPa、CO2注入时机为区块含水率60%时、关井时机为生产气油比达到1 000 m3/m3时、合理的CO2注入量为9.2万吨。应用优化所得参数进行模拟预测结果表明：注CO2开发9年后，区块原油产量相比水驱阶段增加了21.3万吨，采出程度提高了27.4%，阶段累计换油率0.58，累计埋存率0.67。
Abstract:A numerical simulation of CO2 flooding was conducted to determine the impact of production parameters on enhanced oil recovery. Optimizing the CO2 flooding parameters revealed that increasing the CO2 injection rate enhances the oil production rate but also intensifies gas channelling, reduces the oil exchange rate, and poses a risk of fracturing the formation. While an increase in bottomhole pressure may temporarily limit the oil production rate, it is beneficial in the long term as it helps to elevate formation pressure, facilitating CO2 miscibility with reservoir oil to improve stage recovery and oil exchange rate. Bottomhole pressure should be increased as much as possible, ensuring an injection-production balance. An increase in water cut in the block diminishes CO2 flooding effectiveness, leading to lower recovery and oil exchange rate. During CO2 flooding development, oil exchange rate will decline with rising production gas-oil ratio. Therefore, injection wells should be shut in timely to ensure reasonable CO2 injection amounts. Based on these findings, optimal parameters were determined: a CO2 injection rate of 15, 000 m3/d, a production bottomhole pressure of 25 MPa, CO2 injection timing at a block water cut of 60%, and shut-in timing when the production gas-oil ratio reaches 1 000 m3/m3, with a reasonable CO2 injection amount of 92 000 tons. Simulation results using these optimized parameters indicated that after 9 years of CO2 injection, crude oil production from the block increased by 213 000 tons, with a corresponding oil recovery improvement of 27.4%. The cumulative oil exchange rate reached 0.58, while the cumulative storage rate reached 0.67.
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随着我国对石油资源需求的不断增长，而且诸多老油田产量逐年递减，以特低渗透油藏为代表的非常规石油资源的勘探和开发备受关注。特低渗透油藏一般指储层平均渗透率在1~10 mD的油藏，具有烃类分布连续性差、泥质含量较高、吸水能力差等特点。较差的储层物性致使这类油藏产能偏低，一次采收率一般不足10%[1]。采取注水对特低渗透油藏补充能量可以使采收率提升至20%左右，但开发过程中普遍存在波及体积小、含水率上升过快等问题[2]。特低渗透油藏储量巨大，采取科学有效的驱油技术加强对特低渗透油藏资源的开采对我国能源安全意义重大。国内外大量研究证实CO2驱油是一种行之有效的特低渗透油藏开发技术[3-5]。采取CO2驱油既有助于采收率的提高，同时可以与CO2埋存相结合，实现温室气体资源化利用，符合我国提出的“双碳”目标。
CO2在特低渗透油藏的温度压力条件下常呈超临界态。超临界CO2黏度接近气体、密度接近液体、扩散能力强，这使超临界CO2能进入水驱难以波及的微小孔隙中驱替剩余油[6]。CO2驱油时在原油中溶解和萃取轻烃组分，会起到溶胀降黏、降低界面张力的作用[7-8]。随着CO2与地层油的反复接触，两相性质不断趋近。当地层压力高于最小混相压力时，CO2与原油发生混相，油气界面消失，能极大地提高CO2驱油的波及系数和驱油效率[9-10]。此外，CO2具有很大的压缩性，在开采过程中随着压力的降低，弹性能快速释放，具有蓄能增产的作用[11]。
尽管应用CO2驱油技术具有众多优势，但实际生产时由于CO2气源有限，工程中不确定因素较多，仍然将衰竭式开发或水驱作为特低渗透油藏的首选开发方式，在区块产能不足、水锁效应严重或含水率较高的情况下采用CO2驱油强化采油[12-13]。目前低渗透油藏常用的CO2驱油开发方式主要有连续注气驱和水气交替驱，两种注入方式具有不同的适用性。室内岩心驱替实验表明，对于裂缝不发育、渗透性差的油藏，更适合采用连续注气驱的方式；对于裂缝发育、渗透性较好的油藏则更适合采用水气交替驱[14-15]。钱坤等[16]利用核磁共振技术对比了水气交替驱和水驱转连续注气驱的微观驱油特征，发现水气交替驱主要动用中孔隙中的原油，而连续注CO2驱油可以进一步强化微、小孔隙中原油的开采。何厚锋等[17]通过数值模拟研究指出，受水驱效果差的限制，低渗-特低渗透油藏采用水气交替驱开发效果不佳，在气源充足的情况下更适合采用连续注CO2驱油开发。
目前高含水期特低渗油藏应用CO2驱油尚不成熟，为研究不同生产参数对高含水期CO2驱油提高特低渗透油藏采收率的影响规律，采用CMG油藏数值模拟软件以我国某特低渗透油藏S区块为例开展数值模拟研究，对CO2驱油生产参数进行优化并分析了开发效果。研究结果可为同类型特低渗透油藏CO2驱油现场应用提供一定的参考。
1. 研究方法
1.1 区块地质模型
油藏S区块属层状构造，具有西高东低的构造特征，储层倾角约为10°。储层深度2 825~2 899 m，原始地层压力32.51~33.02 MPa，地层温度116~122 ℃。储层平均孔隙度10.55%，平均渗透率3.16 mD，属低孔特低渗透储层。区块原油饱和压力11.5 MPa，地层油黏度4.10 mPa ·s、地面原油密度0.81 g/cm3，属低黏轻质油。根据区块地质资料与测井数据建立了620 m×660 m的地质模型，区块现有4口注入井和9口生产井，以五点法面积井网方式部井(图 1)。在模型中对注入井进行了压裂处理，以提高注入井周围储层的吸水能力。部分相关参数见表 1。小层内渗透率变异系数在0.86~1.12，层间渗透率变异系数0.89，表明储层具有较强的非均质性。经属性统计得到模型平均孔隙度10.67%，平均渗透率3.25 mD，与实际地层参数接近，符合精度要求。
表 1 模型相关参数Table 1. Model parameters参数 数值 孔隙度/% 7~20 X、Y方向渗透率/mD 0.08~12.98 Z方向渗透率/mD 0.01~1.13 岩石的压缩系数/(MPa·a-1) 5.8×10-4 参考深度/m 2 890 参考压力/MPa 33 模型裂缝半长/m 70 模型裂缝导流能力/(D·cm) 14.62 1.2 地层流体模型
采用CMG数值模拟软件中的WinProp模块建立地层流体组分模型，选择PR方程分析流体的相平衡组成、计算相关热力学性质等[18]。
为提高状态方程在本次研究中的计算精度，保障CO2驱油数值模拟的准确性，在进行模拟前首先需要根据地层油PVT实验数据对流体组分的属性参数进行相态拟合(图 2)。结果表明：压力33 MPa下，CO2摩尔分数从0增至0.76时，原油黏度从4.10 mPa·s降至0.74 mPa·s、膨胀系数由1增至1.36，与注CO2膨胀实验规律一致。压力由33 MPa降至大气压时，原油密度由0.79 g/cm3先降至0.76 g/cm3、后增至0.81 g/cm3，相对体积由0.97增至1.06。与恒质膨胀实验规律一致。
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图 2 细管实验测试S区块原油-CO2的最小混相压力Figure 2. Minimum miscible pressure measured by slim tube experiment为节省模拟时间，对原油组分进行劈分与合并，将地层油划分为7个拟组分。拟组分参数如表 2所示。采用室内细管实验测定了区块地层油最小混相压力。控制温度120 ℃，在6组不同压力下采用纯度99.9%的CO2恒速驱油，每组实验CO2注入量为1.2 PV。计算各组实验的采出程度，发现采出程度随压力变化曲线在25~30 MPa范围出现拐点，经拟合计算得到CO2与地层油之间的最小混相压力为25.91 MPa(图 2)。通过WinProp模块进行多级接触计算得到模型的最小混相压力为25.5 MPa，相比细管实验结果误差低于2%，该误差在可接受的范围内，认为流体模型可以使用。
表 2 地层油拟组分及相关参数Table 2. Related parameters of pseudo-components of formation oil组分 摩尔分数/% 临界压力/atm 临界温度/K 偏心因子 摩尔质量/(g·mol-1) CO2 0.45 72.80 304.20 0.225 44.01 N2/C1 26.96 45.92 200.21 0.016 17.35 C2~C4 9.82 36.87 421.89 0.195 59.04 C5~C7 11.83 30.07 521.99 0.303 97.10 C8~C12 27.55 24.09 612.70 0.440 136.43 C13~C20 18.05 17.43 730.99 0.678 228.87 C21~C30+ 5.34 15.42 955.01 1.092 385.88 1.3 地层流体渗流特征
通过S区块岩心油水、油气相渗实验测得相对渗透率曲线(图 3)，将相渗曲线导入模型, 其目的是约束油、气、水在地下的渗流。油藏原始含油饱和度55%，水驱残余油饱和度26%，气驱残余油饱和度40%。驱油效率公式：
ED=Soi−SorSoi=1−SorSoi, (1) ![]()
图 3 区块地层流体相对渗透率曲线Figure 3. Relative permeability curve of formation fluids in the block其中，ED为驱油效率(%)；Soi为原始含油饱和度；Sor为残余油饱和度。
由式(1)计算得到S区块水驱驱油效率仅有52.7%，而气驱驱油效率为60%，据此判断该区块气驱效果优于水驱。
2. 结果与讨论
2.1 注CO2驱油参数优化
在进行CO2驱油参数优化前对区块模拟注水开发，创造高含水油藏条件。通常认为油藏含水率在60%~90%时属于高含水阶段[19]。结合试油试采资料，为避免原油脱气影响产量，设置注水阶段生产井最小井底流压19 MPa、最高日产液量10 m3/d，注入井日注水量20 m3/d，模拟注水开发至区块含水率达60%时停止注水，用以进行下一步CO2驱油参数的优化研究。鉴于本文所研究区块属于特低渗透油藏，经过水驱开发后以快速提高产量为主要目标，所以选择CO2连续注气驱油的方式开展研究。
2.1.1 注入速度
CO2的注入速度对地层能量的补充和产油速度具有重要影响。注入速度过低会使CO2驱油过程的附加阻力增加，降低CO2对微孔隙原油的动用能力；注入速度过高则易发生气窜，使注采井间的CO2过早进入低效或无效循环[2]。为确保能量补充合理，提高产量的同时保证较高的CO2利用率，设计5组方案(单井注入速度为5 000、10 000、15 000、20 000、25 000 m3/d)模拟开发20年。控制生产井最高日产液量为15 m3/d、最小井底流压为19 MPa。
模拟计算的结果(图 4)表明，注入速度越高，阶段采出程度越高，CO2换油率越低；随着注入速度的提高，产油速度不断提高，气窜程度不断加剧。这是因为注入速度的提高增强了CO2在油藏中的驱动压力梯度，使CO2驱替微孔中原油的能力加强，扩大了波及体积，表现为一定时间内产量的迅速提高。但受地层非均质性的影响，较高的注气速度也会加速驱替前缘何高渗通道突进，进而加剧气窜，使CO2换油率降低。此外，注气速度与注入压力直接相关，还应注意注入速度提高时是否会出现压裂地层的风险。模拟结果显示，当注入速度达到20 000 m3/d时，注入井底流压达到了区块的地层破裂压力，因此该区块CO2注入速度应控制在20 000 m3/d以下。为保证产油速度，优选15 000 m3/d作为生产参数。
2.1.2 生产井底流压
生产井底流压是影响产油速度的关键参数，也决定着开发过程中储层的压力水平，因此控制合理的井底流压对提高采收率有重要意义。设计6组方案(流压13、16、19、22、25、28 MPa)进行优选。控制生产井最高日产液量15 m3/d，注入井注入速度15 000 m3/d，模拟开发20年，不同井底流压下的模拟结果如图 5所示。在整个注CO2开发周期内，生产井底流压越高，阶段采出程度和换油率越高、生产气油比越低。
在注CO2开发初期，井底流压越低日产油量越高；随着时间的推移逐渐转变为井底流压越高，日产油量越高。较低的井底流压提高了生产压差，加速了地层流体向井筒的渗流，因此注气初期井底流压越低对应的产油速度越高。而较高的生产压力下，生产井短期内产量下降，近井地带在注气初期形成憋压，能够有效促进CO2与地层油传质混相，使CO2在储层内的波及系数和换油率提升，故后期较高的生产井底流压对应的产油速度更高。井底流压提高时，地层压力维持在更高水平，生产压差也随之减少，从而避免了CO2过早突破，保证CO2在地层中更均匀地驱替。模拟中CO2最小混相压力为25.5 MPa，所以生产井底流压应以25~28 MPa为宜。为保持注采平衡，生产井底流压提高时，注入压力也应提高，考虑生产井底流压28 MPa下注入端井底流压已接近地层破裂压力，因此选择25 MPa作为生产井底流压[20]。
2.1.3 注气时机
CO2在高含水油藏中的驱油过程属于CO2、油、水三相渗流，不同含水饱和度下CO2驱油效果会发生变化，需要对水驱转气驱的时机进行优选[21]。设计4组方案(水驱至区块含水率达到60%、70%、80%、90%时转注CO2)，各方案设置生产井最小井底流压25 MPa、最高日产液量15 m3/d，注入井注气速度15 000 m3/d，模拟注CO2开发20年。
由模拟结果(图 6)可知，CO2驱油的阶段采出程度、换油率和产油速度随区块含水率的上升逐渐下降，特别是在区块含水率由80%增至90%时CO2驱油增产效果显著下降。说明高含水期区块含水率越高，CO2驱油效率越低。其原因在于含水饱和度的提高一方面使CO2驱油渗流阻力增大，另一方面水相制约了CO2与原油的传质混相、溶胀降黏，不利于CO2波及系数的提高。所以特低渗透油藏高含水期内，注气越早越有利于CO2驱油开发。从生产气油比曲线可知，不同注气时机下CO2驱油的生产气油比相差无几，表明区块含水率对CO2气窜的影响不大，所以选择区块含水率60%作为最优注气时机。
2.1.4 关井时机
注气开发中随着注气量的增加CO2会在地层中形成高速渗流通道，使驱油效果持续下降。CO2气窜会提升油气集输系统的控制难度以及CO2泄漏的风险，存在一定安全隐患[22]。结合以上因素考虑，生产中需确定合理的关井时机，保证合理的CO2注入量。
根据之前区块含水率60%、最小生产井底流压25 MPa、注入井注气速度15 000 m3/d下的模拟结果，选择5个生产气油比节点进行研究。在生产气油比由500 m3/m3增至2 500 m3/m3的过程中，随着CO2注入量的增加，阶段采出程度逐渐提高，换油率逐渐降低(图 7)。观察换油率曲线可知在生产气油比1 000~2 000 m3/m3变化区间下降迅速，表明这种变化特征是由生产过程中气窜的形成和加剧引起的。CO2沿高渗通道在生产井突破后，形成无效循环，注气利用率快速降低。综合考虑采出程度、换油率和生产安全因素，选择区块生产气油比达到1 000 m3/m3时关井，此时对应的CO2注入量为1.93×108 m3，合9.2万吨。
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图 7 不同生产气油比时关井的阶段采出程度和换油率Figure 7. Enhanced oil recovery and oil exchange rate at different gas-oil ratios2.2 开发效果分析
根据S区块生产参数优化结果模拟预测(表 3)，在区块水驱开发至含水率60%时转注CO2连续注气开发，设置所有注入井注气速度15 000 m3/d、生产井底流压25 MPa，当区块生产气油比达到1 000 m3/m3时停注。可知S区块CO2驱开发9年后原油累计产量相比水驱阶段增加了21.3万吨，采出程度提高了27.4%。区块阶段换油率由注气第一年的0.20逐渐提高至0.61后降低至0.58，这种变化特点即注气后随着地层压力的提高CO2驱油方式由非混相驱逐渐转变为混相驱所致。
表 3 S区块CO2驱油生产指标Table 3. Indices of CO2 flooding production in Block S注气时间/年 累产油量/(万吨) 生产气油比/(m3·m-3) 采出程度/% 累计换油率 累计埋存率 0 9.3 54.5 11.9 0 0 1 10.1 54.5 13.0 0.20 1.00 2 11.3 54.7 14.5 0.24 0.99 3 13.7 65.6 17.5 0.35 0.98 4 16.8 148.8 21.5 0.46 0.97 5 20.2 220.7 25.9 0.53 0.93 6 23.6 309.5 30.3 0.58 0.87 7 26.9 536.9 34.5 0.61 0.79 8 29.1 814.6 37.4 0.61 0.72 9 30.6 1 036.6 39.3 0.58 0.67 将数值模拟结果与同类型特低渗透油藏矿场试验进行对比分析验证开发效果，以胜利油田樊142-7-X4井组和吉林大情子井油田黑79北小井距试验区为例。樊142-7-X4井组共有注气井1口、生产井6口，注采间距243~676 m。所开采含油层系渗透率为1.2 mD，属特低渗透储层，与本研究S区块相近。井组于2013年开始注入CO2至地层压力达到混相压力，后由2016年至2019开展CO2混相驱油。现场试验表明注CO2后单井日产油量较注气前平均增产3.4倍，井组稳产21个月，累计增产量0.86万吨，累计换油率0.22，混相驱阶段换油率达到0.44[23]。本区块注CO2模拟9年阶段累计换油率在0.20~0.61且最终保持在0.58，表明区块CO2驱油模拟结果与矿场实践效果接近且CO2阶段换油率较高。
吉林大情子井油田黑79北小井距试验区油层平均渗透率4.5 mD，共有CO2注入井10口，生产井27口，为反七点井网。在含水率90.5%条件下于2012年全面注气，先后经历了CO2连续注气、水气交替注入以及综合注采调控，到2017年底累计增产量2.9万吨，累计注CO2量17.8万吨，换油率0.16[24]。由于本研究在S区块高含水初期就采取了CO2驱且注气量较少，而黑79北小井距试验区为特高含水油藏转CO2驱，故本次研究区块的CO2换油率更高，整体开发效果较好。
对比注CO2前与CO2驱油9年后储层含油饱和度变化(图 8)可知，注CO2驱油9年后波及程度较高，注气井周围区域地层油基本全被驱出，各生产井附近及相邻生产井之间形成了不同程度的剩余油聚集，表明储层非均质性对CO2驱油效果影响较为显著。一些注采井间的CO2波及范围较大，剩余油极少(如I1-P1、I2-P3等)，而部分注采井间CO2波及范围较小，剩余油量较高(如I1-P5、I2-P5等)。
由地层油黏度(图 9)和油气界面张力场(图 10)可知，大部分区域地层油黏度降低50%以上，油气界面张力低于0.5 mN/m。其中CO2驱替前缘原油黏度降至1 mPa ·s以下，界面张力为0，证明S区块注CO2充分改善了地层油在区块储层中的流动性，驱油方式实现了混相驱。
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图 10 储层内油气界面张力变化Figure 10. Variation of interfacial tension between oil and gas in the reservoir观察发现地层油黏度和油气界面张力分布上均具有驱替前缘与未波及区低于波及区的特征，经分析认为这是由CO2萃取携带轻质组分引起的。由于重质组分传质能力弱，难以与CO2混相，所以CO2驱替后的剩余油中重质组分含量较高，表现为CO2波及区内的剩余油黏度和油气界面张力相对较高。
3. 结论
为明确生产参数对特低渗透油藏高含水期CO2驱油提高采收率的影响，对我国某特低渗透油藏S区块进行了连续注CO2驱油数值模拟研究。主要结论如下：
(1) 根据区块地质资料与测井数据建立了能够准确描述区块孔隙度、渗透率分布的地质模型。经相态拟合与组分劈分将流体模型划分为7个拟组分，地层流体模型能够准确表征油藏开发过程中原油物性变化规律。通过多次接触计算得到CO2与地层油的最小混相压力为25.5 MPa，与细管实验结果相吻合。
(2) 通过特低渗透油藏高含水时期CO2驱油数值模拟研究，发现CO2注入速度越高、生产井底流压越小、区块含水率越高、关井时机越晚，CO2换油率越低。综合考虑阶段采出程度、CO2驱油效果和安全因素等方面优化得出注气速度15 000 m3/d、生产井底流压25 MPa，建议区块含水率60%时转注CO2驱油并于生产气油比1 000 m3/m3时关井停注，合理的CO2注入量为9.2万吨。
(3) 应用优化参数预测S区块高含水时期CO2驱油开发指标，结果表明：注CO2开发9年区块原油产量相比水驱阶段增加了21.3万吨，采出程度提高了27.4%，阶段累计换油率达到0.58，累计埋存率达到0.67。分析开发效果可知CO2驱替前缘原油黏度降至1 mPa ·s以下，界面张力达到0，驱油方式实现了混相驱。
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图 2 细管实验测试S区块原油-CO2的最小混相压力
Figure 2. Minimum miscible pressure measured by slim tube experiment
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图 3 区块地层流体相对渗透率曲线
Figure 3. Relative permeability curve of formation fluids in the block
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图 7 不同生产气油比时关井的阶段采出程度和换油率
Figure 7. Enhanced oil recovery and oil exchange rate at different gas-oil ratios
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图 10 储层内油气界面张力变化
Figure 10. Variation of interfacial tension between oil and gas in the reservoir
表 1 模型相关参数
Table 1 Model parameters
参数 数值 孔隙度/% 7~20 X、Y方向渗透率/mD 0.08~12.98 Z方向渗透率/mD 0.01~1.13 岩石的压缩系数/(MPa·a-1) 5.8×10-4 参考深度/m 2 890 参考压力/MPa 33 模型裂缝半长/m 70 模型裂缝导流能力/(D·cm) 14.62 
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表 2 地层油拟组分及相关参数
Table 2 Related parameters of pseudo-components of formation oil
组分 摩尔分数/% 临界压力/atm 临界温度/K 偏心因子 摩尔质量/(g·mol-1) CO2 0.45 72.80 304.20 0.225 44.01 N2/C1 26.96 45.92 200.21 0.016 17.35 C2~C4 9.82 36.87 421.89 0.195 59.04 C5~C7 11.83 30.07 521.99 0.303 97.10 C8~C12 27.55 24.09 612.70 0.440 136.43 C13~C20 18.05 17.43 730.99 0.678 228.87 C21~C30+ 5.34 15.42 955.01 1.092 385.88
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表 3 S区块CO2驱油生产指标
Table 3 Indices of CO2 flooding production in Block S
注气时间/年 累产油量/(万吨) 生产气油比/(m3·m-3) 采出程度/% 累计换油率 累计埋存率 0 9.3 54.5 11.9 0 0 1 10.1 54.5 13.0 0.20 1.00 2 11.3 54.7 14.5 0.24 0.99 3 13.7 65.6 17.5 0.35 0.98 4 16.8 148.8 21.5 0.46 0.97 5 20.2 220.7 25.9 0.53 0.93 6 23.6 309.5 30.3 0.58 0.87 7 26.9 536.9 34.5 0.61 0.79 8 29.1 814.6 37.4 0.61 0.72 9 30.6 1 036.6 39.3 0.58 0.67
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