低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

2022-02-03何登辉屈亚光万翠蓉张晶晨马国庆雷梦李明亮

科学技术与工程 2022年33期

何登辉，屈亚光*，万翠蓉，张晶晨，马国庆，雷梦，李明亮

(1.长江大学石油工程学院，武汉 430100； 2. 油气钻采工程湖北省重点实验室，武汉 430100； 3. 中国石油西南油气田公司重庆气矿，重庆 400021； 4. 新疆油田公司勘探开发研究院，克拉玛依 834000； 5. 中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300450)

随着CO2驱技术的发展，现如今CO2驱已成为低渗储层的一种主流驱油技术[1]。CO2由于其独特的性质对低渗储层有着较好的驱油效果。同时水平井技术的发展使得水平井在油藏的开发中得到大规模的应用，水平井注入CO2使地层在较短的时间内补充足够的地层能量从而达到增产的效果。基于CO2是造成温室效应的气体，注气开发注入地层也达到了环保减排的效果[2]。CO2的驱油机理在于改变原油界面张力降低原油黏度、使原油膨胀、溶解气驱和改善油水流度比等[3-10]。综合CO2驱技术与水平井技术，李士伦等[11]通过分析案例考虑油田CO2驱项目得出气水交替和水平井等多种应用CO2驱提高采收率的方法。局限于各油藏储层物性的差异，水平井注气技术处在着各种未知的问题，在气水交替及直井+水平井技术的基础上，采用前期注水后期水气同驱的组合开发模式以达到提高采收率的目的[12-19]。现以新疆油田典型砾岩油藏A区块为基础，建立数值模型。模型油藏储层分为上下两大层，上层为低渗储层，下层为高渗储层对该储层进行初期注水开发。研究注水开发一定年限后，对现有井网进行加密调整井网模式，加密水平井使用直井+水平井的开发模式进行二次开发；对比分析不同加密井网模式对开采效果的提高程度和地层压力的恢复能力。在此基础下，研究井网的排布方式、储层模型的物性参数和注气井的注入压力等因素对储层开发效果的影响，确定井网优化最优方案。

1 油藏概况和油藏模型的建立

1.1 油藏概况

A油藏为砂砾岩、砾岩为主的储层，储层内部结构复杂。油藏平均渗透率6.1×10-3μm2，强非均质性，地层强水敏、速敏、盐敏。受地层敏感性影响，该油藏前期注水开发且大部分注水井注不进，油藏地层压力较低，油井产量大幅度递减，开发效果较差，亟须找出更优的提高油藏开发效果的方法。

1.2 油藏数值模拟模型的建立

目标油藏构造顶面深度为2 350 m，原始地层压力31.6 MPa，该区最小混相压力为28.4 MPa，原始含水饱和37.5%，储层厚度60 m，有效厚度18.9 m。储层主力油层含油2个油层组，又细分为6个小层：地质模型中1～3层为低渗层，孔隙度22.5%，平均渗透率0.4×10-3μm2。地质模型中4～6层为高渗层，孔隙度25.5%，平均渗透率4×10-3μm2。

由以上基础参数建立概念地质模型图如图1所示，井距810 m，排距410 m。x轴方向划分81个网格，y方向划分41个网格，x和y方向上网格长度为10 m，z方向上划分6层，网格长度为10 m，网格总数19 926个。为保证油藏模拟计算的收敛，数值模型中的其他流体、相渗曲线和高压物性等参数均来自目标油藏。

图1 油藏模型图Fig.1 Reservoir model diagram

2 CO2驱注采调整井网研究

2.1 初期水驱注采井网

油藏开发初期采用注水开发，注水井与采油井都是直井，采用排状注采井网，注采井距较大，井距810 m，排距410 m。因此，在以上油藏地质模型的基础上，建立了两注两采的油藏单元模型，油藏单元首先进行初期的注水开发，采用定注采压差的工作制度，注入井井底压力设置为35 MPa，生产井井底压力设置为20 MPa，油藏单元水驱模拟时间为10年。

根据油藏模型10年的注水开发模拟计算，可以得到油藏单元的采出程度，达到26.4%。从模型水驱结束后的含水饱和度分布可以看出，油藏单元中下部高渗储层基本上已被注水波及，上部低渗储层采油仅波及1/5左右；可知水驱对高渗层驱替效果好，对低渗层驱替效果差。同时经过10年的水驱模拟计算，油藏单元地层压力由31.6 MPa下降到20.7 MPa，随着地层压力的下降，模拟计算的日产油量由26.9 m3/d大幅下降为8.6 m3/d，开发效果并不理想。

2.2 CO2驱注采加密井网模式研究

由于存在注水开发效果差、低渗层注水开发不充分的问题，考虑到注CO2对低渗储层的开发具有较好的效果，因此对油藏单元井网模式进行加密优化处理，在原有基础上增加一口水平注气井和两口直/水平产油井，使油藏单元进行水气同驱的二次开发。于低渗层增加两口直井采油(1～3小层位)/两口水平产油井(第2小层位)和一口水平注气井。水平注气井位于低渗层第3小层位，并将水平注气井置于初期水驱波及范围终点，加密井网模式如图2(a)与图2(b)所示。运用以上加密井网对油藏单元进行二次的水气同驱开发，仍然采用定注采压差的工作制度，注水井井底压力设置为24 MPa，注气井井底压力设置为25 MPa，生产井井底压力设置为20 MPa，油藏单元井网加密后二次水气同驱模拟时间为5年。

图2 加密优化井网模式图Fig.2 Infill optimized well pattern

根据油藏模型5年的加密井网水气同驱模拟计算，对比两种加密井网模式条件下油藏单元的采出程度，可以发现水平生产井井网加密模式对油藏单元的采出程度高于直生产井的井网加密模式对油藏单元的采出程度(图3)。对比两种加密井网模式油藏单元的地层压力，可以看出水平生产井的地层压力高于直生产井的地层压力(图4)。水平井注CO2可以恢复地层压力，使地层能量得到补充,随着油藏单元地层压力的上升，采收程度得到提高。其次采用水平生产井，水平生产井与油藏单元储层的接触面积大，生产范围较比直井的广，即采出程度高于直井生产井。所以采用加密水平井生产井的井网模式对采出程度的提高优于采用加密直井生产井的井网模式。

图3 两种井网的油藏采出程度对比Fig.3 Comparison of reservoir recovery degree of two well patterns

图4 两种井网的地层压力对比Fig.4 Formation pressure comparison of two well patterns

2.3 CO2驱加密注采井网优化

以上油藏单元模拟计算结果表明加密水平生产井的井网模式优于直生产井的井网模式。选择加密水平生产井这种井网模式进行优化调整。由于二次加密后井网水平生产井置于低渗层第2小层，水平注气井置于低渗层第3小层。固定水平生产井位置，仍使水平生产井处于低渗层第2小层，使生产井与低渗层接触充分。对水平注气井位置进行调整优化，因水平注气井原位于低渗第2小层位，分别将水平注气井调整至低渗层第1小层和第2小层，继续进行油藏模型的5年水气同驱模拟计算，得到水平注气井在不同低渗小层位时油藏单元的采出程度。

3种不同小层位的水平注气井对油藏模型的模拟计算结果表明，水平注气井置于低渗层第3小层位对油藏单元的采出程度最高，当置于低渗层第1小层位的水平注气井对油藏单元的采出程度最低(图5)；水平井置于低渗层第3小层位时，水气同驱后油藏单元地层压力最高(图6)。在层位不同情况下，油藏模型的采出程度和地层压力说明当水平井注入CO2后地层压力恢复、地层压力上升，而CO2的气体性质使得气向上部汇集，油藏储层低渗层中的油被气驱动向上部推进得到开采，注入的CO2部分推动着水在储层中进行驱替，使水进行更有效的驱替，CO2溶于水中增加水的黏度，改善了油水的流度比，使驱替范围再次增大。并且第3小层位临近高渗层的第4小层位，由于高渗层渗透率与低渗层级差为10，注气开采时存在部分气注入至高渗层第4小层，使得第4小层有得到水气同驱，使得第4小层部分得到更加充分开发。

图5 层位变化对油藏采出程度的影响Fig.5 Influence of horizon change on recovery degree of oil reservoir

图6 层位变化对地层压力的影响Fig.6 Influence of horizon change on formation pressure

加密后井网模式优化方案：选取两口加密水平生产井与一口水平注气井，水平生产井置于油藏单元低渗层第2小层位，水平注气井置于油藏单元低渗层第3小层位。

3 CO2驱注采井网开发效果影响因素研究

基于以上选定的井网加密优化方案，考虑到储层性质及井控数据是影响油藏单元采出程度的重要因素。为研究储层性质及井控数据对水平井注CO2对油藏单元开发效果的影响，选取井距、储层渗透率和注入压力为对象进行研究。

3.1 注采井、排距之比

加密优化后水平井井距对油藏单元的开发效果存在影响，对水平生产井位置进行调整，定水平井注气井位置仍为低渗层水驱波及终点，仍选用上述油藏模型及生产参数，只改变水平生产井与水平注气井井位。分别调至井距与排距之比为0.1、0.4、0.7、1.0和1.3对油藏单元进行模拟开发，研究不同水平井井距与排距对油藏单元开发效果的影响。

由图7可以看出，随着井距与排距之比增大，累产油量减小，油藏单元总采出程度都在58.9%～59.1%，总体采出程度并无太大差异。当井距与排距之比大于1时，采出程度和累采油量大幅度下降。当生产井与注气井距离变大时，造成有效驱替距离可能达不到的情况而使油藏单元采出程度下降，而当排距较小时，油藏单元采出程度增加，说明当注入井与生产井临近时，该区块可以得到充分地开采。对于井距较大生产井来说，油藏单元的采收程度提高，当生产井井距增大时，可以有效地充分接触储层，不局限于定区域的重复开发。针对该油藏单元，控制井距与排距之比为0.4可以达到较好的开发效果。

图7 不同井排距条件下的累产油量与采出程度Fig.7 Tired oil production and recovery degree under different well spacing conditions

3.2 储层渗透率

选定井网的优化加密模式，仍选择原油藏模型，采用定注采压差的工作制度，注水井定压力注入，注入压力为24 MPa，水平注气井定压力注入，注入压力为25 MPa，直/水平生产井定压力生产，井底压力为20 MPa。通过改变油藏单元储层的渗透率，研究储层渗透率对油藏单元开发效果的影响。固定垂向渗透率为水平渗透率0.1倍，分别调整油藏单元储层渗透率为渗透率低渗层(0.2×10-3μm2)高渗层(2×10-3μm2)、低渗层(0.4×10-3μm2)高渗层(4×10-3μm2)、低渗层(0.6×10-3μm2)高渗层(6×10-3μm2)、低渗层(0.8×10-3μm2)高渗层(8×10-3μm2)和低渗层(1×10-3μm2)高渗层(10×10-3μm2)。调整渗透率后，对油藏模型进行10年的水驱以及5年的水气同驱模拟计算，总计15年。

油藏模型模拟计算结果表明，随着油藏单元储层高渗层渗透率的增大，油藏单元底部储层得到充分开采，水驱采出程度不断增大，采收率平稳增长；低渗层随渗透率增大油藏单元的开采程度并无明显差异(图8)。水驱对油藏单元低渗层开发效果差。加密井网后水气同驱模拟结果见表1，随着低/高储层渗透率的不断增大，采出程度随之增大，当渗透率增大至一定程度，增大的幅度逐渐变小。这是由于CO2从高渗向低渗驱替，渗透率越大，驱替效果越明显范围越广。由此可见油藏单元储层低渗层渗透率的变化对水气同驱的采出程度影响较大，合理选择油藏储层低渗层渗透率进行加密水平井井网可以达到较好的增产效果。

图8 低渗层水驱后含油饱和度Fig.8 Oil saturation of low permeability layer after water flooding

表1 不同渗透率采出程度Table 1 Different permeability recovery degree

油藏模型分为非均质的低高渗上下两大层，考虑到其可能产生的渗透率级差问题。由于油藏模型为分层模型，加密水平井井网仅设立于油藏单元上部低渗透层，而当低高渗两层级差越大时，油藏单元底部高渗层初期水驱采收程度随级差的增大而增大，水驱时低渗层并无太大差异，待加密井网后由上诉渗透率规律可知，上部低渗层仅随着渗透率增大而使采出程度增大。

3.3 渗透率各向异性

仍采用以上优化井网模式，对该非均质油藏单元储层渗透率进行调整，分别以水平方向x和水平方向y不同渗透率比值Kx/Ky为1、5、10和20构建油藏模型，进行模拟计算，通过各水平渗透率条件下地层压力和采出程度对比研究水平方向渗透率对油藏单元开发效果的影响。由图9可以看出，随着x方向水平渗透率与y方向水平渗透率比值不断增大，采出程度不断减小。说明随着y方向渗透率不断减小，CO2的驱油难度在不断增加，波及范围不断缩小，开采程度随之下降。

图9 不同水平渗透率对采出程度与地层压力影响Fig.9 Influence of different levels of permeability on recovery degree and formation pressure

对比表2中各水平渗透率比值情况下的水驱后油藏单元地层压力，发现随着比值的不断增大，y方向渗透率不断减小，水驱后油藏单元地层压力随之减小，油藏地层能量损失严重采出程度变低。待转至加密对油藏单元进行水气同驱，驱替后油藏单元地层压力随着y方向渗透率的减小在增大。在一定渗透率范围内，注入CO2可以有效地恢复地层压力，为后续对油藏的持续开发提供良好条件。对比不同水平渗透率条件下水气同驱阶段时油藏单元的采出程度，可以发现在4种不同y方向渗透率情况下，加密的水平生产井开采效果并无很大的差异，油藏单元采出程度基本相同。所以考虑到渗透率的各向异性，可以调整水平井的方位，使其于置立于渗透率较小方向，降低油藏储层渗透率对开发效果的影响。

表2 不同水平渗透率开采效果Table 2 Production effect at different levels of permeability

3.4 注入压力

为了研究加密后水平注气井定压注入对开发效果的影响，在保证不超过混相压力的情况下，适当调整注入压力对油藏单元进行开发。设置注入压力分别为24.0、24.5、25.0、25.5、26.0、26.5和27.0 MPa进行模拟计算，通过不同注入压力下该油藏单元的采出程度和地层压力来判断注入压力对开发效果的影响。

油藏模型模拟计算结果(图10)表明，在未达到混相压力前，地层压力随着注气井注入压力的增大而增大，地层能量得到较好的补充，油藏单元采出程度也随之增大，但采出程度差异不大，采出程度只有小幅度的提高。注入压力增大，注入CO2使储层原油膨胀，在孔隙中能够更有效地被推移驱替。水气同驱时，注入压力越大，地层压力恢复得越高，为后续持续生产提供良好的地层压力条件。

图10 不同注入压力下采出程度和地层压力Fig.10 Recovery degree and formation pressure under different injection pressures

4 试验井组分析

A油藏试验区储层非均质性强，上下分层严重，存在复杂的渗流屏障和渗流差异，前期注水高渗层开发效果理想低渗层存在注水注不进的问题，导致生产井产量大幅下降，影响日常产能。针对该问题，对现有井网进行优化，采用水气同驱的驱替方式对其进一步开发。A井组进行井网优化常规注水开发，B井组进行井网优化注水注气开发。

由油藏试验区实际井组生产数据(表3)可知，井网及开发方式得到优化后开采效率得到提高。初期阶段两区块井组皆为注水开发，平均日产油量近似相同。井网优化后，B井组平均日产量由初期的1.13 t/d增至3.25 t/d，增产效果明显。并且调整后注水注气的开发方式较常规注水开发产量增加了1 953.24 t。对比可知，井网优化后，水气同驱的开发方式对渗透率分层严重的油藏能起到良好的效果。