富民油田CO2驱现场实施方案1

富14断块CO2驱现场试验方案

（油藏工程）

江苏石油勘探局地质科学研究院

一九九八年五月

富14断块CO2驱现场试验方案

编写人: 刘炳官

参加人: 赵曰标周良风王明才潘玲

李明军李春玲葛永涛

副院长: 刘红

局开发事业部：甄国新

局副总地质师: 熊光绶

局总地质师：钱基

副局长: 吕连海

江苏石油勘探局地质科学研究院

一九九八年五月

目录

前言

1.1 试验区油藏概况

1.2 油藏沉积特征和油砂体分布

1.3 储层特征

1.4 注CO

—油藏适应性研究

2

1.5 油藏流体性质

2 试验区开发历程及油藏工程参数计算

2.1试验区开发历史及动态

2.2试验区油水井生产简史

2.3注水效果分析

2.4油藏水淹规律及剩余油分布研究

2.5试验区油井产能及注水井吸水能力分析

3CO

驱油藏工程研究

2

3.1 油藏工程参数计算

3.2 水驱采收率及可采储量标定

驱相关参数计算

3.3 CO

2

驱流管法初步数值模拟

3.4 CO

2

驱油藏数值模拟研究（组分模型）

4CO

2

4.1 实验数据拟合

4.2 油藏地质模型建立

4.3 水驱历史拟合

4.4 油藏压力恢复预测方案

4.5 水驱预测

4.6 CO

驱数值模拟研究

2

驱方案优化设计及生产特征预测

5CO

2

5.1 方案优化原则及设计

5.2 方案效果预测

5.3 生产特征预测

6气源井供气方案论证

6.1可供气井产能评

6.2供气方案论证

1

7先导试验配产配注方案及资料录取要求

驱生产井和注水井方案

7.1 CO

2

7.2 CO

驱配产配注方案

2

7.3 多井瞬间压力试验设计

7.4 动态监测方案

8先导试验方案实施要求

8.1 原则与关键

8.2 试验前准备工作要求

8.3 注入程序要求

8.4 实施程序要求

8.5 实施过程中可能出现的现象和问题

8.6 现场实验项目管理要求

2

前言

富民油田临近CO 2气藏，选择该油田富14断块E 2s 15-8,9进行CO 2驱先导试验有如下几个目的：（1）确定典型复杂小断块油藏CO 2驱三次采油提高采收率的可行性和经济效益；（2）评价根据模拟结果确定的工艺设计和增油效果；（3）进一步取得有关CO 2驱油藏特征方面的资料；（4）检查设备的适应性和施工中可能出现的操作问题（图1，2）。

该单元断块封闭，油藏较平缓，注水开发已进入后期，注采井网相对完善。井况相对较好。

1 试验区油田地质研究 1.1 试验区油藏概述

富14断块位于富民油田谢家河断块区的北端，为一断鼻构造，构造的两翼对称，轴向为南北向。 富14断块的北界为富5号断层控制，南界为一火山岩岩墙，圈闭面积约1.5km 2,闭合高度约80m 。研究目的层为E 2s 15的第8、9号油砂体(E 2s 15-8、E 2s 15-9)。钻遇富14断块E 2s 15-8砂体的井有20口。平面上E 2s 15-8

砂体主要分布于富14断块中部，向东、西方向尖灭(图3)，含油面积0.27km 2，油藏埋深2069.6—2104.0。E 2s 15-9砂体在富14断块普遍发育,埋深2076.0—2111.7m （图4）。表1为试验目的层油砂体基础数据表。E 2s 15-8砂体原始地质储量为8.0万吨， E 2s 15-9砂体原始地质储量为24万吨。

1.2 油藏沉积特征及油砂体分布

富民油田富14断块E 2s 15-8,9砂体是北部水系经较长距离搬运在整个盆地稳定抬升而出现强烈收缩的背景上形成的，是以牵引流为主的曲流河沉积。沉积微相为边滩沉积(图5、图6)，呈正韵律。

E 2s 15-8砂体主要沉积在富14断块中部，在富29～富96井附近沉积厚，向周围逐渐减薄至尖灭(图7)。E 2s 15-9砂体呈席状覆盖整个富14断块(图8)，沉积厚度呈现出东部厚西部薄的趋势，在富103～富70—1～富47井沉积最厚。E 2s 15-8砂体连通百分数为92.7％，E 2s 15-9砂体连通百分数为100％(图9)。 1.3 储层特征 1.3.1 岩性

据富14、15和117等井的薄片资料， E 2s 15-8砂体的岩性为褐色长石岩屑石英中细砂岩。碎屑成分:石英58.37％、正长石11.65％、斜长石7.25％、岩屑22.68％，岩屑中绝大部分为中酸性火山岩与崐石英岩。碎屑多为次圆—次棱角状，分选性好，风化程度中等，粒度以0.10—0.25mm 为主，大部分石英、长石次生加大现象。胶结物成分:灰质6.5％、云质3％、泥

3

5-8、9

质1％，灰质均呈粉晶—细晶状，泥质呈星点状分布。胶结类型以接触式为

主，胶结致密。

E 2s

1

5-9砂体的岩性为棕褐色岩屑长石石英细砂岩。碎屑成分:石英64％、

长石20.6％、岩屑15.3％，岩屑以中酸性火山岩、石英岩及碳酸盐岩为主。碎屑多为次棱角状，分选性好，风化程度较浅，粒径以0.10—0.25mm为主，胶结物以灰质和云质为主，二者合占14％，泥质占2％，以孔隙—接触式胶结为主。碳酸盐平均含量为12.3%。

1.3.2 孔喉特征及分布

⑴孔隙类型

据富117井铸体薄片、电镜等资料分析，富14断块E

2s

1

5有以下几种孔

隙类型（图10）:

a、粒间孔:镜下形态呈三角形、多边形及不规则形等。孔隙边缘平直，分布均匀，m＝5.25—5.3％。

b、粒内孔:为长石、岩屑等颗粒内部被选择性溶解而成，m＝1.98％。

c、溶孔:为原生溶孔，形态呈不规则状、超大孔隙状、伸长孔隙状、颗粒漂浮状，边缘具溶蚀现象，孔隙分布均匀，m＝14.28％。

d、铸模孔:为长石、岩屑等铸模孔，偶见。m＝0.44％

⑵孔喉特征

对富117井E

2s

1

5-9的20块压汞样品毛管压力曲线参数统计表明:最大连

通孔隙半径8—25.11μm，平均16.56μm，最小孔喉半径0.0063μm，中值半径1.26—9.09μm，平均5.18μm。

从这些样品的毛管压力曲线形态看，均出现宽缓的平台(图11)，呈偏粗歪型曲线，表明样品分选好，成熟度较高。

综合上述结果初步认定E

2s

1

5-9储层的孔喉大小相对均匀，且以6到十几

微米的孔喉占多数。根据压汞和孔隙鉴定资料，得出目标油藏的孔隙和孔喉大小分布曲线为图11-1。

⑶孔隙度分布

富14断块E

2s

1

5-8砂体孔隙度基本在20％—30％之间，孔隙度高值区在

富117井区，西部富70井区较低， E

2s

1

5-9砂体孔隙度在20％—30％之间，

高值区在富96井区和西部富66A～富117井一带(图12、图13)，平均孔隙度为23.8%。

1.3.3 渗透率分布特征

⑴平面分布特征

砂体的孔渗平面分布既受砂体沉积时水动力条件控制，也受沉积后成岩

变化的影响。据岩心资料和测井资料综合分析，富14断块E

2s

1

5-8砂体平均渗

透率752×10-3μm2，以富29井区为最高，富117井区渗透率相对较低

4

(图14)。E

2s

1

5-9砂体平均渗透率为893×10-3μm2。在富50井井和富103井之

间存在一相对低渗透条带将富14断块E 2s 15-9分为东西两个部分，东部渗透率高值在富96井区，西部以主河道方向富70—富66A —富111井方向渗透率为高( 图15)。

⑵纵向分布特征

据富14井和富117井E 2s 15-9砂体的49块样品统计，平均水平渗透率781.4×10-3μm 2

。根据富117井岩心分析资料，平均垂直渗透率465.03×10-3μm 2，垂直水平渗透率比为0.82。据富15井等4口井岩心资料，E 2s 15-9砂体层内非均质系数为0.76，渗透率变异系数0.66，级差20。（图16）

1.3.4 岩石润湿性

据富38井E 2s 15的油水相对渗透率曲线和润湿性试验结果，岩石润湿性为强亲水型。

1.3.5 岩石的压缩与油层的破裂压力

岩石压缩系数为0.00082659——0.000971121/MPa ，较一般砂岩偏小，主要原因是岩样中含有大颗粒的砾岩。根据历年油层改造施工资料统计，富14断块E 2s 15-8,9砂体的破裂压力为39.12MPa 。

1.4 注CO 2油藏适应性研究 1.4.1 盖层的密封性

对富14断块E 2s 15-8砂体而言，其直接盖层为E 2s 15-8与E 2s 15-7之间的泥岩隔层。据测井资料反映，富14断块E 2s 15-8与E 2s 15-7之间多为砂泥互层或夹砂层泥岩，纯泥岩隔层分布范围较小，仅在富61～富107A 井一带，其它井泥岩单层厚度在1.5—7. 0m 之间。扣除E 2s 15-7和E 2s 15-8砂体之间砂层厚度，两砂体之间泥岩隔层厚度为2.5—15m(图17)。富93井井区泥岩隔层较薄，为2.5m ，向东、向西都逐渐变厚，隔层最厚的部位在富66井区和富32井区，厚15m 。此外，富14断块E 2s 15顶部广泛发育着一段纯泥岩，厚度约10m 左右，它也可做为良好的盖层。

为了测定盖层对CO 2气体的吸附性，我们选用富117井盖层岩心进行岩石对CO 2气体吸附性试验（图18）。据实验结果分析:当压力低于0.5MPa 时，吸附量为零，随压力的逐渐增大，吸附量也增加；当压力增大到一定程度后吸附趋势变缓，吸附量逐渐趋于稳定。总的看来，吸附量不是很大,盖层对CO 2气体有一定的封隔性。

1.4.2 断层的遮挡性

富14断块北界的富5号断层是一同生断层， 该断层对富14断块油气的运移，聚集起着控制作用。据钻井地质资料及三维地震物探资料综合分

5

析，该断层走向近东西向，断层面倾角59°，断距66—138m 。

富14断块E

2s

1

5储集层在其上倾方向与富5号断层另一侧的E

2

s

1

3、E

2

s

1

4

的砂泥岩互层对接(图19)，与目的层E

2s

1

5-8,9砂体对接的主要是E

2

s

1

2泥岩段，

中间含有少量的钙质砂岩夹层。该断层有一定的遮挡性。

富14断块南界为一直立的火山岩岩墙，具较好的遮挡作用。该岩墙的确切位臵只能由钻遇的火山岩岩墙的井的位臵及靠近岩墙两侧各井油水分布关系来进行推断。据综合研究，推断岩墙是紧挨富30井、富104井，从它们北边通过。

1.4.3 储层的适应性

据富14井等3口井的资料分析，富14断块E

2s

1

5-8砂体泥质含量为1％，

E 2s

1

5-9砂体泥质含量为2％。E

2

s

1

5储层的粘土矿物有伊—蒙混层(约占65％)、

伊利石(15.5％)、高岭石(15％)、绿泥石(4.5％)，其中伊蒙混层常为花朵

状，为过渡矿物，分布于粒间孔中，伊利石和高岭石主要为长石蚀变而成，呈分散状、片状、丝片状分布。

由于绿泥石含量较少，对注入CO

2

而言，储层形成铁盐沉淀的能力较小，

同时由于CO

2

与地层水形成的弱酸—碳酸的PH值一般在3.3--3.7之间，相

对其他酸类产生氢氧化铁的能力较小。因而，对注入CO

2

而言，储层有较好的适应性。

由于储层伊蒙混层含量较高，因而对注水而言，易发生水敏，导致地层渗透性的降低。

1.5地层流体性质

根据富14断块各井流体性质分析确定地层流体性质。

（1）原油

地面密度0.8126——0.8273g/cm3，粘度7.09——10.33mPa.s，凝固点36——37o C，，含蜡量27.66——33.54%。

（2）天然气

相对密度0.7593——0.8313，甲烷含量60.7——72.4%。

（3）地层水

地层水矿化度21708—30578mg/l，CL-含量11840—16384mg/l，Na2SO4水型。

2 试验区开发历程

2.1 试验区开发历史及基本参数

富14断块E

2s

1

5-8,9于1984年元月投入开发，在不断滚动开发中动用储量

和完善注采井网，历经了靠天然能量上产、逐步完善井网注水稳产、加密调整减缓递减等三个阶段（图20）。

6 第一阶段：靠天然能量上产阶段（1984.1—1987.6）

以富15井投产为标志，相继有富14井、29井、37井投产，单元产量逐渐上升。油井初期产能较高，但由于仅靠天然能量驱动，产量递减较快。油井初期产能为15.2——67.8t/d，而至阶段末单元产能仅为65.1t/d，综合含水为38.2%。累积产油3.8×104t ，产水1.2×104m3，采出程度为11.9 %。

第二阶段：逐步注水阶段（1987.8——1993.12）

以1987年7月富51井富65井的投注为标志，后又投注了富37井富70-1井。这一阶段相继投产了加密井富61井、66-A井、富70井。至阶段末，共有油井6 口，开井率67 %，水井3 口，开井率67 %。累积产油10.81 ×104t，累积产水16.75×104m3，综合含水89.25 %，采油速度0.56%，采出程度33.78 %；累积注入量15.3 ×104m3，累积注采比0.5。

第三阶段：加密调整减缓递减阶段（1994.1——1998.6） 1994年先后钻加密井富93井和富117井，投注了富96井。由于单元厚度较薄，经过多年注水开发，油藏剩余油饱和度较低，已进入高含水开发阶段，油井含水较高，产量递减较大。阶段内部分油井调至其他层生产，因而单元产量逐渐递减。至阶段末，共有油井7口，开井1 口，日产油 5.4 t/d；注水井4 口，开井2 口，日注水360 m3/d.累积产油12.01×104t，累积产水20.13 ×104m3，综合含水85 %，采油速度0.5 %，采出程度37.53%；累积注入量22.6×104m3,累积注采比0.6。

2.2 试验区油水井生产动态

该断块截止1997年12月共有生产井7口，注水井6口，其中E

2s

1

5-8,9

的生产井5口(富15、29、66A、70、117井)，注水井4口(富14、37、70-1井),各生产井及注水井生产动态详见表2，表3。

5-8,9

7

富14断块注水井动态状况表表3

2.3 注水开发效果分析

根据油井和单元生产历史分析，油藏在边外注水和天然能量共同作用下开发。经过多年不断的滚动注水开发，储量动用程度和水驱控制程度均较高，满足了高效开发的要求。主要表现在：a、注采比较高1：1.5 ；b、井网密度适中12.2well/ km2；c、单井控制储量适中；d、油水井对应较好，注采连通率为95.4 %；e水驱控制程度90%。

（2）注水波及效率分析

由于该单元没有动态监测资料,只有各阶段的测井曲线。根据各阶段的测井曲线和油井实际生产动态研究认为，注入水在油藏中纵向、横向波及效果较好。图21-1、21-2为注水井与油井对应剖面。

2.4 水淹规律及剩余油分布研究

根据水线推进历程和油藏开发动态（图22-1～图22-4），分析认为：

5-8剩余油饱和度相对较高。

层间剩余油分布：Es

1

5-8中靠断层和岩性尖灭带油藏，和注入水波及不层内剩余油分布：Es

1

5-9中纵向上剩余油主要集中在砂体顶部；平面上主要集中在断到的地区。Es

1

层边、高部位油井之间。

5-8存在一定量的剩余油，而根据富117井岩心观察，也表明在上部Es

1

5-9的顶部靠隔夹层处也存在一定量的剩余油。

在下部砂体Es

1

2.5 试验区油井产能及注入井吸水能力分析

（1）油井产能

根据无因次采油、采液指数确定油井产能。

（2）注水井吸水能力分析

目前试验区2口注水井吸水能力较强，均超过150m3/d。对于注入CO

，

2

注入能力有下降的可能。根据文献调研，注入井注入能力降低近15%—20%。但是也有注入能力保持稳定的例子。

根据该块生产历史，上部砂体吸入能力小于下部砂体。因而需对注入井进行动态测试，确定最佳注入方式。

8 3 CO

驱油藏工程研究

2

3.1 油藏工程参数计算

3.1.1 水驱油驱油效率

用公式法、驱油机理法、实验室岩心分析法计算确定驱油效率（表4）。综合评价富民油田富14断块驱油效率取值为0.59。

5-8，9

3.1.2 水驱剩余油饱和度计算

采用物质平衡法、相对渗透率法、数值模拟法计算富14断块E

2s

1

5-8，9水驱剩余油饱

和度（表5）。

5-8，9

3.1.3 水驱采收率及可采储量标定

根据富14断块油藏地质特征、流体性质，采用经验公式法，水驱特征曲线法、油藏数值模拟法进行了水驱采收率及可采储量的标定。测算结果见表6。

5-8，9

验公式测算值偏低，可作为下限值，水驱曲线法测算结果偏高。综合以上各法结果和实际油藏动态，富14断块E2s15-8，9取值：采收率为45%，可采储量为14.4×104t。CO

2

驱井组控制地质储量为13×104t，水驱采收率为42%，

水驱可采储量为5.5×104t。

3.2 CO

2

驱相关参数计算

3.2.1 粘滞力—重力比

采用油藏工程的计算方法得出粘滞力—重力比：

Rv/g=421.3

对于富14断块而言，原油粘度为0.7544mPa.s，CO

2

粘度为0.044 mPa.s，气油相渗透率比可根据油气相对渗透率实验获得（范围为1--10），混相时油气流度比为M=55。按照斯托克厄普(Stalkup,1984)根据忽略横向混合作用的

设想设计的一个横向线形井网的体积扫油效率,富14断块E

2s

1

5-8，9的CO

2

9

驱替过程主要受粘滞力的影响，流动受粘性指进的控制。CO

2

的注入速度已

经超过了临界流速，在流体波及前缘CO

2

与原油接触处，二次粘性指进形成，驱油效率随粘滞力和重力比的增加迅速增加。

3.2.2 指进长度，指进宽度,产生粘性指进的临界流速

（1）指进长度

粘性指进是由于地层的非均质性引起的。当油气粘度比和粘滞力重力比足够高时，就产生了粘性指进。Crane et al. 等人（1963）指出，如果

C=2392066(27940-54 X

f

)-2

Ε=exp[2392066(27940-54 X

f

)-2 ]

由此式可以明显看出，指进长度随CO

2

前缘的突进而呈指数增加。

（2）临界流速和稳定流速

V

c

=0.00011548 ft/d

Vs=0.00001643 ft/d

对于目标油藏，由于油藏倾角较小，无法形成重力稳定驱。CO

2

注入速度肯定大于临界流速，因而，发生粘性指进不可避免。

3.3 CO

2

驱流管法数值模拟研究

在开展全组分数值模拟前先用较简单的流管法模型进行CO2驱初步数值模拟研究，以确定可能的敏感性因素，并确定各因素的敏感程度。

经过调研，确定影响CO

2驱的工艺因素主要为：累计CO

2

注入量，注入方式，

注入速度（注气速度和注水速度），水气交替比，注入时地层压力等。表7为EORPM计算结果。

5-8，9

10 4 数值模拟研究

本次利用COMPⅣ组分数模软件模拟计算CO

2

混相或非混相驱过程。

4.1 实验数据拟合

4.1.1 油藏流体代表组份的确定

本次研究中代表组份

确定主要基于下面几条

原则：

1）性质相近的组份尽可能地拟化合并。

2）对CO

2

混相过程影响显著的组份重点考虑。

3）计算值与实验值之间较好的一致性，能反映油藏流体原始组份之间的相态变化特征。

根据前两条原则，对油藏油相流体组份进行分析，初步确定油藏油相流

体的代表组份为CO

2、 PC

1

、 C

2

、 PC

2

、PC

3

、C

7

+、C

11

+，它们与油藏原始组份

之间的对应关系见表8。

油藏油相流体的代表组份与油藏油相流体

用饱和压力的计算和实验结果检验选定的油藏流体代表组份能否反映油藏油相流体原始组份之间的相态变化特征，研究认为两者之间差异很小（图23），因此可作为数值模拟计算中油藏油相流体的代表组份。

4.2 油藏地质模型建立

4.2.1 区域、维数、网格、分层

根据富14断块特点，模型区域基本是一个矩形，矩形北边与富5号断层重合，处理为封闭边界，切去部分网格为非有效网格，矩形南边尽量与油水边界重合，处理为定压边界。

在网格之间上坚持以下原则:

a、网格边界尽可能与天然边界重合，并包括全部实际井位；

b、网格方向设油藏内天然势梯度方向；

c、目标系统平行于渗透率主轴；

d、保持两口井之间至少有两个空间网格。

11 根据CO

2

驱替目标区的选择及含油特点，其模拟层系分为两层:第一

层:E

2s

1

5-8敤；第二层:E

2

s

1

5-9敤。

该断块采用不等距三角形网格布井，井距300m左右。在设定网格时，采用稀疏结合的网格，共有45*16*2个网格。网格尺寸最大为80m，最小为20m。

模拟特征详见表9。

4.2.2 油藏参数

通过岩心资料回归，反映出平面渗透率与垂向渗透率相关关系为:

K z ＝56.3385＋0.7193K

x

γ＝0.9839

砂岩厚度选自小层等厚图。

各网格块顶面深度相对于基准面，由井口海拔高度算术平均求得。

原始地层压力与油水分布由平衡区参数定义，富14断块按2个平衡区处理，各模拟层系为独立平衡体系，给定两个不同油水界面。

4.3 水驱历史拟合

富14断块为层状油藏，部分井网上下连通，具有非统一油水界面，其范围为2105.0-2120.0m，根据初始化计算结果，表明该断块第一模拟层

(E

2s

1

5-8)和第二模拟层(E

2

s

1

5-9)，油水界面深度分别为2105m、2110m。

该断块目前采用探明地质储量32×104t，模型初始化计算结果为30.8

×104t。

历史拟合主要指标分别为综合含水、平均地层压力、年产油量及采出程度。按1983投产时间最早的富14断块计算至1997年底，计算年限15年。模拟计算期末平均地层压力16.5MPa，采出程度为39.4％。其它指标的实际值与拟合值详见其对比曲线(图24-1～24-2),表10。

12

4.4

根据注CO

2提高采收率技术要求，必须尽可能恢复地层压力以接近CO

2

与原油最低混相压力(21.8MPa)。在历史拟合基础上，为恢复地层压力，获得CO

2

驱的合理压力水平，对注水时机和注水量进行了模拟计算。

方案恢复时机为1998年元月，对富96井、富65井2口注水井模拟注水，各井的注量分别为300，200m3／d，生产井为富117井，其最大采液量定为20t／d。模拟计算180天(1998年6月底)，油藏压力可达到22MPa。

因此，确定富65井、富96井98年元月投入注水作为油藏压力恢复的主要途径。

4.5 水驱预测

在历史拟合及油藏压力恢复预测的基础上，进行水驱预测(所有生产井全部投产，即7口生产井，3口注水井[含富61井])，地层压力稳定在21Mpa 上。其预测结果为:

预测水驱期末(含水为98%，预测时间为2012年)，累积生产原油14.9×104t，平均年产原油1714t，平均单井日注水量100m3／d左右，到预测期末累积产油量采出程度45.7％，综合含水98％，详见图25-1，25-2，表11、12。

5-8,9

13

5-8,9

4.6 CO

2

驱数值模拟研究

4.6.1 敏感性因素及其变化范围的确定

根据室内实验结果和EORPM模型初步测算，确定如下影响因素和影响范围：

（1）注入方式水气交替注入（注入比分别为1：1 ，2：1，3：1），连续注入

（2）注入位臵高部位注入（富61井），低部位注入（富65井）（3）注入时地层压力 18MPa，20 MPa，21MPa ，22 MPa，24 MPa

（4）累计注入气量（CO

2

总段塞尺寸） 0.05HCPV ，0.10HCPV，0.15HCPV，

0.20HCPV，0.25HCPV，0.30HCPV。0.35HCPV

（5）注气速度 50 ，75 ， 100 ， 120 ksm3/d

（6）注水速度 75 ，100 ， 150 m3/d

4.6.2影响因素的敏感性数值模拟研究

为评价各影响因素对驱油效果的敏感程度，用提高采收率、CO

2

换油率、综合效益指数同时进行分析。提高采收率定义为在油藏预冲洗的基础上从

1998年7月进行CO

2驱的最终采收率与水驱最终采收率的差值。CO

2

换油率定

义为注入的每千标准立方米CO

2

所增产的油量。综合效益指数是提高采收率

与CO

2

换油率的乘积，该值综合考虑了增量规模与经济效益的最佳配对。

共设计了49套方案。计算结果见表13，图26-1～26-10。

14

15

(1) 累积注入量的敏感性

注入量为CO2驱所波及或覆盖到的油藏烃类孔隙体积。保持油藏压力在

累计注入量从0.05HCPV增至0.35HCPV时，提22MPa, 高部位连续注入，CO

2

高采收率幅度从1.5%升至16.5%；换油率由1.84t/ksm3升至3.52t/ksm3，后又降至2.96 t/ksm3；综合效益指数由2.76升至49.28后略有降低，。累计注入量为0.25HCPV时，CO

换油率和综合效益指数最大，而提高采收率幅度

2

为14%。

在同样的油藏压力下，由低部位注入相同累计注入量时，三个评价指数都有不同程度的增加：提高采收率幅度从 1.6%升至17.8%；换油率由2.73t/ksm3升至4.06t/ksm3，后又降至3.29t/ksm3；综合效益指数由4.37

换油率和综合效益升至63.34后略有降低。累计注入量为0.25HCPV时，CO

2

指数最大，而提高采收率幅度为15.6%。图26-1～26-2。

(2) 注入时油藏压力的敏感性

目前油藏压力为20.02MPa ,油藏原油最低混相压力为21.8 MPa，因此模拟了自18 MPa到24 MPa范围的5个点的驱油效果。计算结果见表27 ，图37-1，37-2。由图表表明，在低于MMP时，油藏压力水平的维持程度极大的影响了驱油效果；而在MMP以上，注入时油藏压力影响不大，基本无影响。在低于MMP时，CO

驱为非混相驱。当由高部位注入，油藏压力每增加1 MPa

2

提高采收率幅度增加1.325%、2.125%（注气量分别为0.2HCPV、0.25HCPV）。而由低部位注入，则为1.55%/ MPa（注气量分别为0.2HCPV）。由此说明，换油率增加恢复油藏压力是至关重要的。一般油藏压力可以通过努力得到恢复。（图26-3～26-4）

(3)注入速度

包括注水速度和注气速度。

在注水速度为100 m3/d、注入量为0.20HCPV高部位注入时，当注气速度从50ksm3/d（0.213HCPV/a）升至120 ksm3/d（0.51HCPV/a），提高采收率幅度由11.4%升至11.7%，换油率由3.50增至3.65t/ksm3，综合效益指数（ΔE

×换油率）由39.2增至42.71。根据现场装备能力，注气速度可以保持在R

40——60ksm3/d。而当由低部位注入时，注气速度较明显的影响了驱油效果：注气速度由75ksm3/d（0.32HCPV/a）升至120 ksm3/d（0.51HCPV/a），提高采收率幅度由10.8%升至12.2%，换油率由3.38增至3.81t/ksm3，综合效益指数由36.50增至46.48（图26-5～26-6）。

在注气速度为75 m3/d、注入量为0.20HCPV高部位注入时，当注水速度从75m3/d升至150 m3/d，提高采收率幅度由11.2%升至12.3%，换油率由3.50增至3.83t/ksm3，综合效益指数由39.2增至47.11。可见，注水速度越大，增油效果越明显。根据现场装备能力，注水速度可以保持在100——

120m3/d（图26-7～26-8）。

16 (4)水气交替注入比的敏感性

将连续注入与不同交替比的方案进行对比，连续注入效果最差，水气比越高效果越差。

高部位注入时，连续注入可获得11.8%的提高采收率幅度，而1：1的注入可获得12.4%的采收率增幅，此时，3：1的水气比采收率增幅为11.8%（图40-1）。低部位注入时，连续注入可获的提高采收率幅度相同（为11.8%），而1：1与3：1的注入比可获得相同的提高采收率幅度12.3%（图40-2）。分析认为，富民油田为一低倾角油藏，利用重力稳定驱的潜力较小。无论高部位或低部位注入，水气交替注入法均可使注入气的粘性指进程度降低，减小对驱油效果的不良影响；而由高部位注入时水气比越高将导致水的重力突进和水气重力分离程度增加，进而导致注入气的波及体积降低，部分抵消了因粘性指进降低增加的驱油效果（图26-9～26-10）。

根据以上研究结果得出，影响富14断块E

2s

1

5-8,9 CO

2

驱效果的最主要因

素为累积注入体积和注入时油藏压力。

5 CO

2

方案优化设计及生产特征预测

5.1 原则

根据油藏压力恢复状况，采取相应的注入方案。考虑目前油藏压力，以近混相或混相为最终目标。

5.2 方案优化设计

根据数值模拟和经济评价结果，优选现场CO

2

驱方案为：

注入井：富61井。层位：E

2S

1

5-8.9；井段： 2069.8-2080.8m

注入体积：0.25HCPV（占有效烃类孔隙体积25%，12500×104sm3，合约25000t）

注入方式：水气交替注入

（每周期平均25-35天注气，25—30天注水）

水气比： 1：1（地下体积）

周期数： 10个（每周期平均注入CO

2

2500t）

注入速度：注入气大于 40000 nm3/d（相当大于80t/d）

注入水大于110m3/d

（该值高有利，实际设计时取150 m3/d）

注入时油藏压力：

方案一为18MPa,方案二为20MPa,方案三为22MPa,见表14。

17