油藏注入时期讨论

1 CO2驱替方式

油田开发早期利用天然能量开采原油，地层压力下降快，采收率低。开发中期利用注水补充地层能量，注水开发对中高渗透油藏的开发效果较好，但对于低渗透油藏，由于毛细管阻力和启动压力梯度的存在，注水困难，地层能量很难补充，注水开发效果不明显。我国低渗透油藏探明地质储量为60多亿吨，其中50%未动用，在目前能源需求紧张的情况下，如何高效开发低渗透油藏显得日益重要［1-3］。

20世纪80年代，CO2吞吐作为一种有效提高采收率措施得到了广泛应用［4-7］。研究表明，CO2驱比较适合低渗透油藏，因为CO2容易注入，地层能量能够迅速得到补充，采收率也比注水采收率高。吉林油田某区块属于典型的低渗透油藏，平均渗透率为10×10-3μm2。1992年开始注水开发，2005年，由于对应油井水淹，部分水井被迫停注，水驱采收率很低。吉林油田的CO2资源比较丰富，对CO2驱的研究也较早。

CO2驱提高采收率在机理上已比较清楚［8-11］，矿场应用虽然取得一定效果，但也存在很大风险。CO2的注入方式对其提高原油采收率和埋存潜力有至关重要的影响，常用的注入方式有连续注气和气水交替注入。气水交替注入是目前应用最广、实施效果最好的一种CO2驱替方式，它的优点在于，可以有效改善流度控制，延长水气突破时间。CO2驱和水驱相结合改善了储层的垂向驱替效率，可以获得较高的原油采收率，大部分油田都采用这种驱替方式。针对注入时机，以前主要研究的是不同含水阶段进行交替驱后采收率提高的幅度［7-9］，而对注水开发和交替驱整个过程总的采收率研究较少。此外，衰竭开采后进行交替驱与注水开发后进行交替驱，两者的对比研究几乎很少涉及。注水开发后，先经过一段焖井时间，再进行交替驱，焖井时间的优化也很少研究。

2数值模拟

2.1参数设置CO2驱数值模拟采用Eclipse组分模型，油藏数值模拟输入参数如表1所示；井组采用五点法布井，注采井距为300 m。根据吉林油田某区块的原油实际资料，确定数值模拟中原油的拟组分（见表2）。

2.2注入时机通过数值模拟，确定不同驱替方式下的原油采收率。数模结果发现，在不同注入方式中，气水交替驱效果最好，与相关文献中的结论一致［7-11］。不同的CO2注入时机对气水交替驱的效果也有很大影响。研究注入时机对气水交替驱的影响，分2种情况：1）先衰竭开采，再气水交替驱；2）先注水开发，再气水交替驱。用数值模拟方法分别对这2种情况进行分析研究。

2.2.1衰竭开采后气水交替驱在数值模拟方案中，注入井作为生产井先衰竭开采一段时间，然后再进行气水交替驱。改变注入时机，也就是改变注入井衰竭生产时间的长短。在衰竭开采时，井组共有5口生产井，生产井先是定产生产，定产条件不能满足时改成定井底压力生产。在气水交替驱中，首先注入气段塞，注气速度为1×104 m3/d，注气时间为180 d；然后注入水段塞，先是定量注入，定量注入条件不能满足时改成定井底压力注入，注水时间为185 d；经优化后，注入段塞个数为7个，注气段塞总体积为0.363 5 PV，交替驱后继续注水。研究衰竭开采后不同注入时机（注入井同时交替驱、注入井生产1个月后、6个月后、1 a后、2 a后，以及4 a后进行交替驱）对生产指标的影响，结果如表3所示。换油率是指从开始交替驱时，累计注气量和相同时间内的累计产油量的比值。随着注入时机的推迟，换油率逐渐增加，1月后交替驱时的采收率最高。图1、图2为不同注入时机时气油比和含水率的对比结果，由图可见，随着注入时机的推迟，无水采油期逐渐增加。

2.2.2注水开发后气水交替驱在数值模拟方案中，注入井作为注水井开始注水一段时间，然后再进行气水交替驱。改变注入时机，也就是改变注入井初始注水时间的长短。注水开发阶段，井组共有4口生产井、1口注水井。生产井先是定产生产，定产条件不能满足时改成定井底压力生产；注水井先是定量注入，定量注入条件不能满足时改成定井底压力注水。在气水交替驱中，首先注入气段塞，然后注入水段塞；注入段塞个数为7个，交替驱后继续注水，其他条件同衰竭开采后气水交替驱。研究注水开发后不同注入时机（对注入井同时交替驱，注水1 a，2 a，3 a，5 a及8 a后交替驱）对生产指标的影响，结果如表4所示。由表可以看出，随着注入时机的推迟，换油率逐渐增加，3 a后交替驱时的采收率最低。图3—5为不同注入时机采收率、气油比和含水率的对比结果，由图可知，随着注入时机的推迟，采收率先快速下降，然后逐渐缓慢上升；随着注入时机的推迟，无水采油期逐渐减小。由此可知，在含水中期进行交替驱最为不利。总体上看，与衰竭后交替驱相比，注水后交替驱的采收率下降幅度较大，主要是因为前期的注水使油层部分水淹，部分原油成为“死油”，因此降低了最终原油采收率。

2.3焖井时间优化焖井时间是指在注水开发后气水交替驱开始时，对注入井和生产井进行关井的一段时间。不同的焖井时间对气水交替驱的效果有比较复杂的影响。在数值模拟中，先是注水开发8 a，含水率为97.02%，焖井一段时间后进行气水交替驱。图6为采收率与焖井时间关系曲线，由图可见，当焖井时间为120 d时，采收率最高，为72.66%。但焖井时间与采收率关系曲线比较复杂，还需要进一步研究。

3结论1）通过对低渗透油藏CO2驱数值模拟研究，发现在不同驱替方式中，气水交替驱优于注水和连续注气方式。2）衰竭开采后进行气水交替驱，随着注入时机的推迟，采收率先是快速增加，然后逐渐降低，而采收率变化幅度较小。3）注水开发后进行气水交替驱，随着注气时间的推迟，采收率先是快速下降，然后缓慢增加。在含水中期进行交替驱，最为不利。4）注水开发后，经过一段焖井时间，再进行气水交替驱，焖井时间与采收率关系比较复杂，最佳焖井时间可以通过数值模拟得到。