西南石油大学学报(自然科学版)  2014, Vol. 36 Issue (3): 127-132
引用本文
罗成栋 .海上“三低”油藏CO2注气开发适应性评价[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2014, 36(3): 127-132.
Luo Chengdong . Adaptability Evaluation of CO2 Gas Injection Development for "Three Low" Offshore Oil Reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2014, 36(3): 127-132.
海上“三低”油藏CO2注气开发适应性评价    [PDF全文]
罗成栋    
中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 塘沽 300452
收稿日期: 2012-01-14 ; 网络出版时间: 2014-05-21
作者简介: 罗成栋, 1979年生, 男, 汉族, 湖南澧县人, 工程师, 硕士, 从事油气田开发研究工作。E-mail:luochd@cnooc.com.cn。
摘要: 针对南海西部海域油田"三低"特征(即电阻率低、含油饱和度低和渗透率低), 在开发过程中由于束缚水饱和度高和泥质含量高, 水敏性强, 面临注水困难和地层能量补充的问题。在充分调研国内外CO2驱室内试验研究和注气开发适应性评价的基础上, 以油藏为例, 完成了CO2注气室内试验和油藏数值模拟研究, 并在此基础上进行了CO2注气开发适应性评价。通过数值模拟研究, 对衰竭式开发、连续注气和WAG水气交替注入两种驱替方式进行了方案设计和对比分析, 结果表明该油田CO2注气开发具有很好的适应性, WAG水气交替注入能进一步提高油田开发的采收率。
关键词: 低电阻率     低渗透     数值模拟     适应性评价    
Adaptability Evaluation of CO2 Gas Injection Development for "Three Low" Offshore Oil Reservoir
Luo Chengdong    
Bohai Petroleum Institute Tianjin Branch of CNOOC, Tanggu, Tianjin 300452, China
Abstract: In view of the "three low" characteristics(i.e., low resistivity, low oil saturation and low permeability)of Oilfield in western South China Sea, water injection and energy supplement difficulties exist in the development process due to high irreducible water saturation and high shale content and strong water sensitivity. Based on laboratory researches and adaptability evaluations of gas injection of CO2 at home and abroad, and by taking reservoir as an example, laboratory experiment of CO2 gas injection and reservoir numerical simulation are finished, and theCO2 gas injection development adaptability evaluation is done on this foundation. A comparison among the depletion type development, continuous gas injection and WAG displacement through numerical simulation, the result shows CO2 gas injection development has good adaptability, and WAG can further improve the oil recovery of oilfield development.
Key words: low-resistance     low-permeability     numerical simulation     adaptability evaluation    

CO2注气开发始于20世纪50年代，经过多年的研究和发展，室内研究和矿场实践都已相当成熟。美国、加拿大和欧洲发达国家将CO2利用与环保、减排温室气体密切结合起来，推动了CO2注气开发技术的应用和发展。据美国2006年《油气杂志》统计报道，全世界目前正在实施的CO2驱项目已接近80个。CO2驱油机理主要是： CO2在地层内溶于水后可使水的黏度增加20%~30%，同时CO2溶于油后，使原油体积膨胀，原油黏度降低30%~80%，降低了油水流度比，另外CO2可以降低油水界面张力，增加采油速度，提高洗油效率和降低残余油饱和度[1-7]。因此，开展海上“三低”油藏CO2注气开发适应性及开发效果评价，不仅能够探索低渗透油藏的有效开发方式，提高油田开发的采收率，而且能够发挥节能减排、发展低碳经济等方面的作用[8-9]。

1 油藏基本概况

油田位于南海西部海域珠江口盆地，构造比较平缓，是在琼海凸起基岩隆起背景上发育起来的受近东西向断层控制和基底地形及差异压实作用影响的断鼻、断块构造。储层泥质含量偏高（11%~32%），胶结物含量为2.5%~9.5%，其成分主要为白云石，其次为少量的方解石、黄铁矿、菱铁矿和海绿石，储层物性特征数据见表 1。油藏属于正常压力系统，地温梯度相对偏高，温压系统数据见表 2。PVT分析表明，在油藏条件下原油主要特征表现为：密度低、黏度低、溶解气油比中等、饱和压力低、地饱压差大等特征（高压物性见表 3），在地面条件下油田原油密度、黏度、胶质、沥青质、含硫和含蜡量均较低，原油性质好（地面原油性质见表 4）。

表1 储层物性特征数据 Table 1 Reservoir physical property data
表2 温度压力数据 Table 2 Temperature & pressure data
表3 原油高压物性 Table 3 Oil PVT analysis data
表4 地面原油性质 Table 4 Surface crude oil properties data
2 CO2驱室内实验研究

为了满足CO2方案设计的要求，对XXX油田进行CO2驱室内实验研究。在油藏条件下完成了PVT实验、最小混相压力测定[10-13]和CO2膨胀实验。

2.1 PVT实验

从原始地层条件（压力12.53 MPa、温度85.15℃）进行闪蒸分离实验（单次脱气），测定实验数据见表 5，表 6。

表5 闪蒸分离实验结果 Table 5 Flash separation results
表6 闪蒸分离实验的脱气油、气组分分析数据 Table 6 Oil & gas group of flash separation experimental analysis data
2.2 最小混相压力测定

采用美国CFS-100多功能综合驱替系统进行长细管的驱替实验[14-16]，测得油田在地层温度85.15℃条件下，最小混相压力为12.90 MPa，高于原始地层压力（12.53 MPa）。因此该区块在地层压力下注CO2驱为近混相驱，其驱油效率约为88.06%。在5个不同注入压力下的CO2驱油曲线见图 1。

图1 不同压力下CO2驱油曲线图 Fig. 1 CO2 oil displacement curve under different pressure

CO2驱油数据见表 7，各个不同压力点下的驱油效率对比见图 2，各个不同压力点下的突破时刻对比见图 3。

表7 CO2驱油数据 Table 7 CO2 displacement data
图2 不同压力下驱油效率对比图 Fig. 2 Displacement efficiency under different pressure
图3 不同压力下突破时刻对比图 Fig. 3 Comparison of breakthrough time under different pressure

从图 2和图 3可以看出：（1）当注入孔隙体积不断增加，采出程度也随之不断增加；在注入气体突破以后，采出程度增加不大。（2）在温度、驱替速度不变的情况下，驱油效率随着驱替压力的升高而升高。并且在14 MPa以前，压力的升高对采收率的提高作用显著；而在14 MPa以后，压力的升高对采收率的提高作用不大。（3）气体突破以后，随注入量的增加产液量增加很少；且压力越低突破的越早，最终采收率也越低。

2.3 原油多次注CO2膨胀实验

为了测定不同压力下的CO2溶解能力、膨胀能力、降黏能力，将配制地层原油转入PVT高压釜中，在地层温度下进行恒质膨胀实验。表 8总结了6次注入CO2后主要高压物性参数。可以看出，随CO2的注入量增加，饱和压力上升、体积系数增大、原油黏度降低。

表8 含气油-CO2体系的高压物性参数 Table 8 High pressure property parameters of live oil CO2 system
3 CO2驱适应性分析及开发效果评价 3.1 CO2驱适应性分析

通过油藏基础参数评价（表 9），表明油田油藏地质条件基本适合CO2驱。

表9 油田油藏适应性分析 Table 9 Oilfield reservoir adaptability analysis
3.2 开发效果评价

应用地震解释成果、测井数据，针对XXX油田Ⅰ油组，建立了16个模拟层的断层及构造模型，总网格134 784个（108×78×16），划分了8个拟组分（见表 10）。

表10 Ⅰ油组拟组分划分 Table 10 Ⅰ formation pseudo component

并且利用Eclipse数值模拟软件，对衰竭式和CO2注气两种开发方式进行了方案设计和对比分析（表 11~表 13）。

表11 不同开发方式开发对比方案设计表 Table 11 Comparison of different development schemes
表12 衰竭式开发指标预测表 Table 12 Production forecast data of natural development
表13 CO2驱开采开发指标预测表 Table 13 Production forecast data of CO2 flooding development

从方案对比分析可以看出：（1）前10 a CO2驱的优势较为明显（图 4~图 5），10 a末平均日产油仍达百吨以上，是枯竭式开发的1.4倍。

图4 平均日产油量与生产时间关系曲线 Fig. 4 Curves of average daily oil production and production time
图5 累积产油量与生产时间关系曲线 Fig. 5 Curves of cumulative oil production and production time

（2）从累积产量来看，10 a末CO2注气开发比衰竭式开发增油22 ×104 t，提高采收率8%，采用WAG水气交替注入会进一步提高采收率（图 6），主要原因水气交替注入可进一步提高波及效率。

图6 连续注气和水气交替注入开发效果对比分析图 Fig. 6 Result analysis of continuous gas injection and WAG
4 结论

（1）本次实验在地层温度85.15℃条件下，测得最小混相压力为12.9 MPa，在工程上当pi>0.95 MMP（最小混相压力）可以认为是混相驱的[17]，油藏原始地层压力为12.53 MPa，大于0.95 MMP，因此可判断为混相驱。

（2）从油藏评价结果来看，油田适合CO2注气开发，是“三低”油藏补充地层能量，提高单井产量和采收率的有效方法。

（3）通过连续注气和WAG水气交替注入两种方案对比，验证了水气交替注入可以提高注气过程中的波及体积，改善微观驱替提高原油采收率，由于储层的水敏性，在实际注入过程中，应在注入段塞中加入防膨剂。

（4）考虑到CO2气源与运输、海上平台作业难度以及经济效益等方面的问题，CO2注气开发可行性有待进一步论证。

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