CO2 吞吐改善致密油藏开采效果研究

2021-07-19史晓月夏志增杨丽娟任伟伟

石油化工应用 2021年6期

史晓月，夏志增，杨丽娟，任伟伟

（1.山东石油化工学院，山东东营 257061；2.中国石化胜利油田东胜集团股份公司，山东东营 257000）

我国致密油分布广泛于鄂尔多斯、松辽等六大盆地，地质资源量达125.8×108t[1]，是目前我国石油工业研究的热点[2，3]。依靠“水平井+体积压裂”技术[4]，致密油资源实现了规模化开采，建成产能达200×104t 以上[5]；但随着开发程度的加深，致密油藏在衰竭开采过程中存在初期产量高但递减快、地层能量补充不足等问题[6-8]，严重影响了后续的开采效果。

致密油藏的孔隙度和渗透率普遍较低，储层物性差，注CO2是改善其开发效果的一种重要方法，得到了普遍关注和研究。注CO2已经在美国Bakken 等致密油藏开采中取得了良好的试验效果，有效延长了油井寿命[9，10]。大量试验研究表明，CO2具有很强的溶解能力，向致密储层中注入CO2可以改善原油物性[11，12]，补充地层能量，提高致密油藏的开发效果[13，14]，具有很大的应用潜力。目前，注CO2改善常规油藏开采效果的研究已较为充分，而在致密油藏开采领域，相关认识尚不特别清楚。

考虑到CO2在改善致密油藏开采效果方面的巨大潜力及相关的研究工作尚不充分，本文使用数值模拟方法，建立了水平井体积压裂后，CO2吞吐开采致密油藏的模拟模型，并在此基础上分析了开采动态规律，研究了CO2注入量等生产参数对开发效果的影响规律。本文的研究工作有助于加强对CO2吞吐开采致密油藏规律的认识。

1 基础模拟模型

根据长七段典型储层参数值[15，16]，使用商业油藏数值模拟软件CMG，建立水平井体积压裂CO2吞吐开采致密油藏的数值模拟模型。模型原始地层压力为17 MPa，基质孔隙度为0.093，基质渗透率为0.17×10-3μm2，初始含油饱和度为0.65。参考长七段水平井体积压裂施工典型参数[17，18]，单井模拟区域取为1 200×580 m，储层厚度为10 m，采用直角网格系统（60×29×5），网格数共计8 700，纵向划分为5 个模拟层。水平井位于储层中部，水平段长度为1 000 m，压裂为10 段30 簇。其中段间距为100 m，簇间距为20 m，裂缝半长为150 m，裂缝等效导流能力为25×10-3μm2·m。储层体积压裂效果（见图1），模型总储量为3.19×105m3。

图1 基础模型示意图Fig.1 Sketch of the basic model

进行CO2吞吐开采致密油藏的模拟研究时，先进行2 年的天然能量衰竭开采模拟，之后进行3 年的CO2吞吐开采模拟，共计3 个吞吐周期，每个周期为1年，各周期的生产参数（见表1）。

表1 吞吐生产参数Tab.1 Production parameters of the cyclic CO2 stimulation

2 开采动态规律

2.1 产油动态

水平井的产油变化曲线（见图2）。由图2 可以看出，随生产时间增加，产油量先迅速增加至峰值后以较快速度递减至约5 m3/d；进入CO2吞吐阶段后，日产油量较衰竭开采时有明显增加，如第1 周期的峰值产油量约为25 m3/d，比衰竭开采结束时增加近4 倍；在各周期内的生产过程中，日产油量逐渐递减，但均处于相对较高水平。衰竭开采结束时，累积产油为0.966×104m3，采出程度为3.03%；吞吐阶段的累积产油为0.891×104m3，此时，储层采出程度为5.82%，相对于衰竭开采，采出程度提高2.79%，3 个周期的平均CO2换油率为0.99 m3/t。

图2 日产油及累积产油变化Fig.2 The variation of the oil rate and cumulative oil production

2.2 含油饱和度变化

开采过程中的含油饱和度分布（见图3）。以第1周期为例，在注气过程中，地层压力逐渐上升（见图4（a）），由于压力下降而分离出的部分溶解气重新溶于原油，同时注入的CO2也在原油发生溶解，导致原油体积发生膨胀，因此注气结束时含油饱和度较衰竭开采结束时有一定程度上升（见图3（b））；在焖井过程中，CO2有效波及范围扩大，压力分布更为均匀（见图4（b）），储层能量的补充效果更好；在开井生产阶段，由于原油的采出，近井压裂区域含油饱和度不断下降，当生产结束后，含油饱和度降低显著（见图3（e））。

图3 含油饱和度分布Fig.3 The distribution of oil saturation in the reservoir

图4 地层压力分布（单位：MPa）Fig.4 The distribution of the reservoir pressure

3 吞吐参数敏感性

吞吐参数对CO2吞吐的开采效果有显著影响。本部分在基础模型基础上，保持其他参数不变，选取周期注入量、焖井时间、注气速度和吞吐轮次等生产参数，研究不同参数水平下产油量和换油率的变化规律。

3.1 周期注入量

保持其他参数不变，选取CO2周期注入量分别为1 000 t、2 000 t、3 000 t、4 000 t 和5 000 t 时，开展CO2吞吐的开采模拟研究，模拟结果（见图5）。可以看出，随着CO2周期注入量增加，吞吐阶段产油量增加明显，如当CO2注入量从1 000 t 增加到2 000 t 时，产油量从5 715 m3增加到7 270 m3，增加约27%，但随着周期注入量增加，产油量增长幅度变小；换油率则随周期注入量的增加逐渐降低，表明CO2的利用效果逐渐变差。这主要是由于，注入量越高，CO2与原油间的相互作用效果越好，同时能够有效补充油藏弹性能量，提高开发效果越明显；但CO2注入量过高时，近井裂缝区域CO2饱和度过高，不能深入储层基质充分发挥作用，对开发效果的改善程度有一定影响。因此，CO2周期注入量过多或过少均不合适，应兼顾产油量和换油率确定，以获得较高的产油量和较高的换油率水平。在本研究中，CO2周期注入量取3 000 t 为宜。

图5 周期注入量对吞吐产油量和换油率的影响Fig.5 Cumulative oil production and oil exchange ratio under different CO2 injection amounts

3.2 焖井时间

保持其他参数不变，选取焖井时间分别为10 d、20 d、30 d、40 d 和50 d 时，开展CO2吞吐的开采模拟研究，模拟结果（见图6）。可以看出，焖井时间的增加有利于提高开发效果，吞吐阶段产油量和换油率均随焖井时间的增加而增加，当焖井时间由10 d 增加至30 d时，产油量增加约9%；但焖井时间较长时，产油量和换油率的增加幅度变小。在焖井过程中，CO2与原油发生溶解膨胀等作用，随焖井时间的增加，CO2由裂缝向基质深部扩散进入油相，有助于CO2与原油之间的充分作用，改善开发效果；但随着焖井时间的延长，总体作用效果增加程度有效。因此，在条件允许的情况下，应选择较长的焖井时间。在本研究中，焖井时间取50 d为宜。

图6 焖井时间对吞吐产油量和换油率的影响Fig.6 Cumulative oil production and oil exchange ratio under different soaking times

3.3 注气速度

保持其他参数不变，选取注气速度分别为50 t/d、75 t/d、100 t/d、125 t/d 和150 t/d 时，开展CO2吞吐的开采模拟研究，模拟结果（见图7）。可以看出，吞吐阶段产油量和换油率随注气速度的增加，呈现一定波动。这主要是因为，注气速度的增加伴随着注气压力增加，在一定的注气速度下，既能够有效补充地层能量，也有利于气体溶解于原油发挥作用。当注气速度很低时，有利于CO2能够充分溶解于原油，发挥扩散、膨胀等作用，改善开发效果；但当注气速度很高时，在注入量一定的条件下，注入时间变短，虽然近井地带压力上升明显，但范围有限，且有可能将裂缝附近的原油挤入基质深部，从而影响作用效果。因此，当周期注气量一定时，注气速度不能过高，且过低的注气速度虽然能获得较高的产油量，但会显著增加施工时间，因而注气速度不宜过低。在本研究中，注气速度取100 t/d 为宜。

图7 周期注入速度对吞吐产油量和换油率的影响Fig.7 Cumulative oil production and oil exchange ratio under different CO2 injection rates

3.4 吞吐轮次

保持其他参数不变，选取吞吐轮次分别为1、2、3、4 和5 时，开展CO2吞吐的开采模拟研究，模拟结果（见图8）。可以看出，吞吐轮次越多，累积产油量越高，但平均周期产油量逐渐降低；换油率随吞吐轮次的增加，呈下降趋势。这主要是由于，随着吞吐轮次的增加，压裂区域的含油饱和度下降，剩余油量逐渐变少，因此开采效果随吞吐轮次的增加逐渐变差。因此，吞吐轮次过多或过少均不合适，应综合考虑累积产油量和换油率确定，使二者均处于较高水平。在本研究中，吞吐轮次取3 为宜。