四川盆地蓮池致密油藏注CO2開發(fā)數值模擬研究及方案優(yōu)選

曹毅 孔玲 劉義成 盧曉敏 梁華 羅瑜

四川盆地蓮池致密油藏注CO2開發(fā)數值模擬研究及方案優(yōu)選

曹毅1孔玲1劉義成1盧曉敏1梁華2羅瑜1

（1.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院2.中國石油集團東南亞管道有限公司）

四川盆地蓮池油田屬于超低孔（孔隙度3%左右）、超低滲（滲透率0.000 1～0.1 mD）致密油藏，一次采收率僅為2.51%，開發(fā)難度大，針對該油藏目前的開發(fā)現狀探索性地提出了注CO2提高蓮池致密油藏采收率的研究思路。依據蓮池致密油藏大安寨段的儲層特征、流體特性和原油高溫高壓物性參數擬合結果，建立了蓮7井區(qū)CO2驅雙重孔隙介質的組分模型。依據CO2換油率和采收率增加量評價了蓮池致密油藏注CO2開發(fā)的效果，結果表明：蓮池油田注CO2開發(fā)的最佳注氣方式為循環(huán)吞吐；最佳燜井時間為3個月，合理注采周期為4年。最終通過對比分析確定了最佳注氣方案，為四川盆地致密油藏注CO2開發(fā)提供了技術支撐。圖6表4參13

致密油藏注CO2實驗擬合數值模擬換油率方案優(yōu)選

0 引言

近年來，致密油已成為非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的一個戰(zhàn)略性突破領域[1]。致密油是指以吸附或游離狀態(tài)賦存于生油巖、與生油巖互層或緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，未經過大規(guī)模長距離運移的石油聚集[2-3]。國外開發(fā)比較成功的致密油藏是北美的Bakken致密油藏和eagle ford致密油藏，Bakken致密油藏資源量達到566×108t，孔隙度為5%～13%，滲透率為0.1～1.0 mD，目前年產油超過3 000× 104t[4-6]。國內的鄂爾多斯盆地、新疆準格爾盆地和四川盆地致密油儲量豐富，其中鄂爾多斯盆地的致密油主要發(fā)育在上三疊統(tǒng)長(4+5)、長6、長7、長8、長9油層組等原始湖盆中心的致密砂巖中，孔隙度4%～11%，滲透率0.03～0.91 mD，預測地質資源量為（35～40）× 108t[7-10]。而四川盆地蓮池致密油藏中朱羅系下統(tǒng)大安寨段儲層孔隙度僅為3.0%左右、滲透率為1×104～0.1 mD、儲層縱向薄互層分布、孔縫發(fā)育及搭配非均質性強。對比Bakken致密油藏和鄂爾多斯盆地致密油藏的儲層特征可以看出，蓮池致密油藏儲層孔隙度和滲透率更低，決定了其開發(fā)難度更大。目前蓮池致密油藏主要采用的是衰竭式開采方式，儲層能量和產油量衰減速度快，采收率低，一次采收率僅為2.51%。

目前國內外致密油藏比較成功的開發(fā)手段是水平井結合體積壓裂的開發(fā)方式[11-12]，但是蓮池致密油藏地質特征復雜，沒有規(guī)則的開發(fā)井網，水平井結合體積壓裂、注水等開發(fā)方式在蓮池致密油藏開發(fā)中并沒有取得根本性突破。鑒于CO2在提高油藏采收率方面的優(yōu)勢[13]，探索性地提出了四川盆地蓮池致密油藏注CO2提高采收率研究思路，通過數值模擬方法從油藏工程角度研究了注CO2開發(fā)蓮池致密油藏的效果。

1 建立目標區(qū)域數值模型

1.1 構建數值化油藏地質模型

蓮池油田蓮7井區(qū)大安寨段儲層埋深1900～2060 m，沉積厚度85～100 m，自下而上可劃分為大三、大二、大一3個小層，其中大三段和大一段為主產層，有效厚度為14～25 m，大二段為封隔層。大安寨段儲層巖性組合由一套淺湖—半深水湖相沉積的黑色頁巖夾生物灰?guī)r組成，在油田范圍內巖性及儲層厚度比較穩(wěn)定。原油相對密度0.836 g/cm3，油藏壓力23.0 MPa，油藏溫度66.0℃，原油泡點壓力18.5 MPa，地層原油體積系數為1.452，地層原油平均溶解氣體系數8.173（m3·m－3）/MPa，溶解氣油比178 m3/m3。以蓮池大一段底界構造解釋和蓮池大安寨段油藏儲層預測解釋成果為基礎，利用Eclipse軟件的FloGrid模塊構建了蓮7井區(qū)雙重介質地質模型（圖1），模型網格類型為三維角點網格系統(tǒng)，采用均勻網格步長（X方向：50 m，Y方向：50 m），網格系統(tǒng)總格塊數為41 580個，其中有效網格數為12 920個。模型中基質有效孔隙度0.810%，裂縫有效孔隙度0.256%，基質含油飽和度84.4%，裂縫含油飽和度95.0%。

1.2 擬合蓮池原油高溫高壓物性實驗結果

通過室內實驗測得蓮池致密原油高溫高壓物性結果（表1），利用Eclipse軟件中PVTi模塊對蓮池原油的溶解氣油比、體積系數、密度、相對體積和黏度進行了擬合（圖2）。

圖1 蓮7井區(qū)數值模型平面圖

表1 蓮池原油高溫高壓物性實驗結果

圖2 蓮池原油高溫高壓物性擬合結果

從圖2a～圖2e的擬合結果可以看出，擬合曲線和實驗數據點的變化趨勢基本一致，誤差很??；擬合的油藏飽和壓力為18.59 MPa，對比油藏實際飽和壓力18.50 MPa，相對誤差僅為4.86‰，達到了數值模擬的誤差要求，確保了擬合結果的可靠性。同時得到了完整的蓮池原油相態(tài)圖版（圖1f），為建立蓮7井區(qū)組分模型提供了必要條件。

1.3 建立蓮7井區(qū)CO2驅組分模型

以蓮7井雙重介質地質模型和原油高溫高壓物性擬合結果為基礎，建立了蓮7井區(qū)CO2驅雙重介質的組分模型（圖3），模型中蓮7，蓮28，蓮51、蓮30井雖處于同一個壓力系統(tǒng)，但是蓮30井距離其他3口井的距離較大，前期注水開發(fā)時蓮30井的響應特征也不明顯，而且該井目前已經停產，因此后續(xù)注CO2數值模擬研究過程中，只考慮其他3口井的響應特征。

圖3 蓮7井區(qū)含油飽和度分布數值模型

2 CO2驅替效果討論

依照目前的開采方式，預測蓮7井區(qū)未來20年累積產油量為2.022×104t，以此為參照對比分析了注氣時間和日注氣量對開發(fā)效果的影響規(guī)律，設計了25個注氣方案。從各方案的指標可以看出（表2），注氣后各方案的原油采收率均有提高，但是提高幅度不大，最大采收率增加量僅為0.925%；在相同的日注氣量下，注氣時間越長則增油效果越好；在相同的注氣時間內，日注氣量越大則增油效果越好；各方案的換油率都很低且差別較小。分析認為注CO2能夠提高致密油藏采收率，但是由于蓮池致密油藏裂縫比較發(fā)育，注入地層的CO2氣體容易沿著裂縫方向朝著生產井迅速突進，造成CO2竄流問題，導致CO2的利用率很低。

3 CO2吞吐效果分析

表2 蓮7井區(qū)25個CO2驅替方案指標對比

為了提高CO2利用率，研究了CO2吞吐模式在蓮7井區(qū)的開發(fā)效果。為了減少層間干擾對模擬結果的影響，以蓮池油田主產層大一段儲層為研究對象，設計了6套CO2吞吐方案（表3）。預測蓮7井區(qū)大一段20年累積產油量為1.852×104t，可以看出6套CO2吞吐方案均產生了一定的增油效果，但是換油率和采收率增加量隨著燜井時間的延長不再發(fā)生變化。CO2吞吐模式換油率（表3）是CO2驅替模式換油率（表2）的兩倍左右。方案1的增油量和換油率最小，表明CO2和原油在短期內接觸不充分，并不能產生明顯的增油效果。方案2至方案6的換油率和采收率增加量幾乎無差別，表明燜井時間對增油效果影響不大。

表3 CO2吞吐方案指標對比

從6套注氣方案換油率的變化規(guī)律（圖4），可以看出換油率隨開采時間延長先增大而后緩慢降低，每條曲線存在一個最大換油率值，其對應的開采時間即為CO2氣體在油藏中發(fā)揮增油作用的有效期；依據圖中最大換油率值可以確定CO2在蓮池油藏中的有效期為4年，最佳燜井時間為3個月。

4 CO2循環(huán)吞吐方案優(yōu)選

圖4 不同燜井方案的換油率

表4 CO2循環(huán)吞吐優(yōu)選方案的設計參數及開采效果

為了進一步提高CO2的換油率，設計了4套循環(huán)吞吐注氣方案，各方案模擬生產時間均為20年，方案2的一燜兩采指的是蓮28井采用周期性注氣-燜井的方式，燜井后不開井生產，蓮7井和蓮51井采用周期性注氣-燜井-開采的方式，方案設計參數和開采效果如表4和圖5所示。從表4中可以看出，CO2循環(huán)吞吐的換油率比CO2吞吐和CO2驅替的換油率均大幅提高，方案4注氣后的地層壓力達到了25.2 MPa，超過了油藏原始地層壓力23.5 MPa，考慮到現場施工的安全性，排除方案4。在其余的3個方案中，方案2的換油率和采收率增加量最大（圖5），所以可以確定蓮池致密油藏注CO2開發(fā)的最佳方案為方案2。即采用循環(huán)吞吐注采模式、蓮7井、蓮28井和蓮51井同時注氣，然后燜井3個月，之后開蓮7井和蓮51井生產，而蓮28井一直處于燜井狀態(tài)，生產4年后，按照相同方式進行下一輪CO2氣體注入。

圖5 循環(huán)注氣方案的換油率和采收率增加量

圖6顯示了一燜兩采方案的注氣速度、采氣速度、采油速度和井底壓力的變化規(guī)律這四個參數均具有非常明顯的循環(huán)周期性，在每個注采周期內，采氣速度和采油速度迅速增大而后緩慢降低，但是采氣速度增加幅度大于采油速度，進一步說明蓮池油田大安寨儲層致密、裂縫比較發(fā)育，容易導致CO2氣體沿著裂縫迅速突進，對CO2增油效果有一定影響。

圖6 一燜兩采循環(huán)注氣方案生產動態(tài)特征

5 結論

（1）依據蓮池致密油藏大安寨段儲層的地質特征、流體特性和原油高溫高壓物性擬合結果建立了能夠反映蓮7井區(qū)實際生產特征的CO2驅替雙重孔隙介質的組分模型。數值模擬結果表明，CO2驅替能夠發(fā)揮提高蓮池致密油藏采收率的作用，但是CO2換油率和利用率很低；CO2吞吐模式的換油率是CO2驅替模式的2倍左右，但是原油采收率并沒有大幅提高；CO2循環(huán)吞吐模式的換油率最高，且原油采收率明顯增加，確定蓮池致密油藏注CO2開發(fā)的有效方式為CO2循環(huán)吞吐。

（2）確定了蓮池致密油藏注CO2開發(fā)的合理注采周期為4年；最佳燜井時間為3個月；通過方案優(yōu)選確定的最佳注氣方案是蓮7井、蓮28井和蓮51井同時注CO2，燜井3個月，之后開蓮7井和蓮51井生產，蓮28井一直處于燜井狀態(tài)，生產4年后，按照相同方式進行下一輪注采循環(huán)。

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（修改回稿日期2015-12-30編輯文敏）

中國石油重大科技專項(2012E-2601-04)“四川盆地侏羅系非常規(guī)石油勘探開發(fā)關鍵技術研究”；中國石油西南油氣田公司科研項目（20130305-07）“川中侏羅系致密油藏注CO2開發(fā)的可行性數值模擬研究”。

曹毅，男，1983年出生，博士，工程師；2012年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲博士學位。主要從事致密油藏開發(fā)和生物礁氣藏提高采收率方面的研究工作。地址：（610041）成都市天府大道北段12號西南油氣田科技大廈919室。電話：（028）86015657。E-mail：jackycao311@petrochina.com.cn