低滲透油藏水平井注CO2井網(wǎng)優(yōu)化與影響因素

曹振義，劉鵬程，趙廣民，洪　垚，姜　凱

(1.中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京　100083；2.非常規(guī)天然氣地質(zhì)評價(jià)及開發(fā)工程北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京　100083;3.長慶油田分公司 油氣工藝研究院，陜西 西安　710065)

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低滲透油藏水平井注CO2井網(wǎng)優(yōu)化與影響因素

曹振義1,2，劉鵬程1,2，趙廣民3，洪垚1,2，姜凱1,2

(1.中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京100083；2.非常規(guī)天然氣地質(zhì)評價(jià)及開發(fā)工程北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100083;3.長慶油田分公司 油氣工藝研究院，陜西 西安710065)

針對低滲透油藏直井井網(wǎng)CO2驅(qū)油的不足，以大慶某低滲區(qū)塊為例，建立反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)CO2驅(qū)油地質(zhì)模型。在物性參數(shù)相態(tài)擬合的基礎(chǔ)上，對反七點(diǎn)水平井和五點(diǎn)直井兩種不同井網(wǎng)模式的開發(fā)效果進(jìn)行了對比，對反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，同時(shí)對儲層非均質(zhì)(滲透率、儲層非均質(zhì)性、裂縫的發(fā)育情況等)進(jìn)行了影響因素分析。研究表明：利用水平井注CO2可以適當(dāng)?shù)卦龃缶唷⑴啪?，減少井的數(shù)量，降低鉆井成本；在生產(chǎn)制度相同的情況下水平井井網(wǎng)的開發(fā)效果要比直井井網(wǎng)的開發(fā)效果好；在水平井井網(wǎng)中，采出程度隨著油井到水平井的垂直距離的比值變化而變化，當(dāng)比值為1.4時(shí)采出程度最大；水平井注CO2更適合低滲透正韻律儲層；在儲層裂縫發(fā)育的情況下，裂縫條數(shù)越多，CO2在儲層中的不均勻推進(jìn)現(xiàn)象越明顯，最終采出程度越低。

低滲透油藏；水平井；CO2驅(qū)油；儲層非均質(zhì)；數(shù)值模擬

0　引　言

CO2由于其特殊的物理化學(xué)性質(zhì)——在油藏中易于與原油溶解，相對于水驅(qū)有較高的驅(qū)油效率。因此，CO2驅(qū)油技術(shù)在低滲透油田有很好的適用性[1]。為了高效開發(fā)低滲透油藏，國內(nèi)外研究人員對低滲透油藏注CO2進(jìn)行了一系列的研究[2-4]。

20世紀(jì)50年代，美國最早進(jìn)行了CO2驅(qū)油的實(shí)驗(yàn)研究，并取得一定成果，1958年，殼牌公司首先在Permian盆地嘗試注CO2進(jìn)行驅(qū)油，并取得成功，1972年，首個商業(yè)化的CO2驅(qū)項(xiàng)目在美國德克薩斯州西部的Kelly-Snyder油田的Sacroc區(qū)塊實(shí)施[5]。我國的CO2驅(qū)油技術(shù)始于上世紀(jì)60—70年代，2000年以后，針對低滲透油藏，大慶、勝利、吉林、華東和中原油田先后開展了CO2現(xiàn)場試驗(yàn)，在注CO2方面取得了初步成果[6-12]。以上針對低滲油藏的開發(fā)，大多采用的CO2驅(qū)油的井網(wǎng)模式是直井注CO2、直井采油，雖然也有一些油田在開發(fā)后期井網(wǎng)調(diào)整時(shí)利用水平井進(jìn)行采油，但大都集中在CO2驅(qū)油機(jī)理、驅(qū)油效率以及最小混相壓力實(shí)驗(yàn)與計(jì)算等。

利用水平井注CO2能明顯加快低滲透油藏CO2的注入速度、增大CO2的注入量，使得地層壓力得到了及時(shí)的補(bǔ)充。1986年加拿大Weybum 單元，嘗試引入了水平井注入CO2驅(qū)油，并取得一定的成果[13]；隨后，美國優(yōu)尼科公司在Platong區(qū)塊建立了實(shí)驗(yàn)區(qū)來研究水平井CO2驅(qū)，最終確定了水平井注CO2的可行性[14]；2010年，我國研究人員在鄂爾多斯盆地選擇了低滲透實(shí)驗(yàn)區(qū)塊，采用了水平井反七點(diǎn)井網(wǎng)水平井注CO2驅(qū)進(jìn)行了研究[15]。但是大都針對水平井替代常規(guī)直井的基礎(chǔ)上展開研究，有關(guān)水平井井網(wǎng)模式、儲層參數(shù)、裂縫的發(fā)育等情況對水平井井網(wǎng)的開發(fā)影響研究較少。隨著鉆井技術(shù)的成熟與完善，目前打一口水平井成本已降低到直井的1.5～2倍，水平井注CO2驅(qū)油已成為低滲透油藏開發(fā)的趨勢[16-20]。

本文以大慶某低滲區(qū)塊為例，建立相應(yīng)的地質(zhì)模型，在相態(tài)擬合的基礎(chǔ)上進(jìn)行三維三相組分模型的數(shù)值模擬研究，對低滲透油藏中CO2驅(qū)反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)與五點(diǎn)直井井網(wǎng)進(jìn)行對比，在此基礎(chǔ)上，對反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)其他參數(shù)進(jìn)行分析與優(yōu)化，進(jìn)而分析儲層滲透率、縱向非均質(zhì)性以及裂縫對其開發(fā)效果的影響，該研究成果可以指導(dǎo)類似低滲透油藏水平井注CO2的高效開發(fā)。

1　數(shù)值模擬模型的建立

1.1基本模擬參數(shù)

所選區(qū)塊為大慶某低滲區(qū)塊，油藏類型為斷塊-巖性油藏。油層頂面深度為1 740 m左右，研究區(qū)的有效厚度4～20 m，儲層劃分為7個小層。原始地層壓力為23.76 MPa，該區(qū)的最小混相壓力為39 MPa，高于原始地層壓力，因此原始條件下達(dá)不到混相。

據(jù)油層巖心資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，該區(qū)塊巖心孔隙度為8.1%～14.2%，平均為11%，平均滲透率為1.2×10-3μm2。地層原油密度0.812 g/cm3，地層原油粘度6.4 mPa·s，飽和壓力5.13 MPa，體積系數(shù)1.1，原始?xì)庥捅?8.7 m3/t；地面條件下的平均原油密度0.868 g/cm3，凝固點(diǎn)35.0 ℃，含膠量15.8%，含蠟量25.9%，平均原油粘度為46.3 mPa·s。

1.2儲層地質(zhì)模型建立

為了排除不確定因素的影響，根據(jù)所選區(qū)塊特點(diǎn)，建立均質(zhì)理想模型。井距為400 m，排距為200 m。x方向劃分41個網(wǎng)格，y方向上劃分31個網(wǎng)格，x和y方向上網(wǎng)格步長為50 m，z方向上劃分7層，網(wǎng)格步長為1 m，網(wǎng)格總數(shù)為8 897個。

1.3相態(tài)擬合

根據(jù)該區(qū)塊原油的實(shí)際資料，利用ECLIPSE的PVTi模塊進(jìn)行組分劈分，根據(jù)性質(zhì)相近原則進(jìn)行組分合并，最終確定原油的擬組分(表1)。

表1　不同擬組分及摩爾組成

2　井網(wǎng)模式的優(yōu)化

2.1井網(wǎng)模型設(shè)計(jì)

為了研究水平井井網(wǎng)模式對注CO2的影響，在面積一定的基礎(chǔ)上分別設(shè)計(jì)了直井井網(wǎng)與水平井井網(wǎng)進(jìn)行對比。為了和直井井網(wǎng)相比(圖1(A))，水平井井網(wǎng)(圖1(B))是將直井井網(wǎng)中的兩口直井注氣井轉(zhuǎn)化成一口水平井進(jìn)行注氣(圖1)，井網(wǎng)模式的具體參數(shù)見表2。

圖1　兩種井網(wǎng)形式示意圖Fig.1　Schematic diagram of two kinds of well patterns

井網(wǎng)模式網(wǎng)格數(shù)網(wǎng)格大小五點(diǎn)直井井網(wǎng) 41×31×750m×50m×1m反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)41×31×750m×50m×1m井網(wǎng)模式注氣井井?dāng)?shù)/口生產(chǎn)井井?dāng)?shù)/口水平井井?dāng)?shù)/口五點(diǎn)直井井網(wǎng) 12200反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)7207

在兩種井網(wǎng)中所有注氣井為定井底壓力(30 MPa)注入，生產(chǎn)井為定井底壓力(10 MPa)生產(chǎn)，進(jìn)行模擬計(jì)算10年。結(jié)果表明：對于開發(fā)10年的采出程度，反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)高于五點(diǎn)直井井網(wǎng)(圖2)；水平井井網(wǎng)模式下的地層壓力高于直井井網(wǎng)(圖3)，在生產(chǎn)過程中由于水平井水平段與地層接觸面大，相同時(shí)間內(nèi)注氣量大，使得地層能量得到很好的補(bǔ)充，這也導(dǎo)致了水平井井網(wǎng)的氣驅(qū)控制程度大于直井井網(wǎng)。

圖2　不同井網(wǎng)采出程度對比Fig.2　Comparison of different well pattern exploitation degree

圖3　不同井網(wǎng)模式下平均地層壓力變化Fig.3　Variation of average formation pressure of different well patterns

2.2反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化

由于模擬計(jì)算過程中生產(chǎn)井O2、O5距離水平井距離較近，過早見氣，嚴(yán)重影響了CO2的驅(qū)替效果。因此，選取單一井組進(jìn)行水平井井網(wǎng)參數(shù)的優(yōu)化。在面積一定、水平井長度一定的基礎(chǔ)上，以提高采出程度、降低油井見氣時(shí)間、提高CO2的利用率為目標(biāo)設(shè)立6種優(yōu)化方案(表3)分別進(jìn)行模擬計(jì)算，對比不同方案下最終采出程度及油井見氣時(shí)間的變化。井網(wǎng)調(diào)整過程中O1(O1′)、O2(O2′)到水平井的垂直距離分別為a、b(圖4，其中實(shí)線井組為初始井組，虛線井組為調(diào)整過程中的井組)。

表3同一采油面積下a與b的值

Table 3Under the same production area of the value ofaandb

方案a/mb/mb/a12002001.022002401.232002801.442003201.652003601.862004002.0

圖4　水平井CO2驅(qū)井網(wǎng)Fig.4　CO2 horizontal well pattern

設(shè)計(jì)注氣井的定注入量為10 000 m3/d，生產(chǎn)井的定井底流壓為10 MPa，關(guān)井氣油比設(shè)為1 500 m3/m3，對以上6種方案進(jìn)行模擬計(jì)算，結(jié)果顯示：隨b/a值增大，生產(chǎn)井O2、O5離水平井的距離變遠(yuǎn)，因此見氣時(shí)間向后推遲，b/a的值為1時(shí)CO2在突進(jìn)過程中出現(xiàn)明顯指進(jìn)現(xiàn)象，b/a的值為1.4時(shí)CO2在地層中能夠均勻推進(jìn)，b/a的值為2時(shí)由于此時(shí)O2、O5離水平井的距離水平井距離較遠(yuǎn)注氣受效慢(圖5)；采出程度隨著b/a的值增大而先增大后減小，當(dāng)b/a的值為1.4時(shí)采出程度最高(圖6)。

圖6　采出程度隨b/a比值變化Fig.6　Recovery rate varies with the values of b/a

3　影響因素分析

在以上反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)優(yōu)化的基礎(chǔ)上，儲層非均質(zhì)是影響反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)開發(fā)效果的重要因素，為了研究儲層非均質(zhì)對水平井注CO2開發(fā)效果的影響，選取儲層的滲透率、縱向非均質(zhì)性、裂縫發(fā)育情況作為研究對象進(jìn)行研究。

3.1儲層滲透率對開發(fā)效果的影響

在單一水平井井網(wǎng)模式下，設(shè)定注入井為定注入量注入，注氣速度為10 000 m3/d，生產(chǎn)井為定壓力生產(chǎn)，井底流壓為10 MPa。在注入量不變的前提下，改變儲層的滲透率。分別模擬計(jì)算滲透率為2×10-3μm2、6×10-3μm2、10×10-3μm2、14×10-3μm2時(shí)的生產(chǎn)效果，計(jì)算此時(shí)的采出程度和換油率(標(biāo)準(zhǔn)條件下：1 atm和20 ℃，注入CO2的累積體積與累積產(chǎn)油體積的比值單位是m3/m3。)。

模擬結(jié)果如圖7所示，可以看出，在注入量一定的條件下，采出程度隨著儲層滲透率的增加而逐漸增加，但是增幅逐漸變??；換油率隨著儲層滲透率的增加而逐漸降低，這說明儲層滲透率變化對水平井CO2驅(qū)的影響較大，因此，要在儲層滲透率范圍合適的情況下選擇利用水平井注CO2。

圖7　滲透率對采出程度及換油率的影響Fig.7　Permeability effect on the degree of recovery and the oil rate

3.2儲層縱向非均質(zhì)性對開發(fā)效果的影響

儲層共有7層，分三種類型進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算。第一類為均質(zhì)儲層，x方向和y方向滲透率為10×10-3μm2；第二類為正韻律儲層，從上到下，7層的滲透率值為2×10-3μm2、4×10-3μm2、8×10-3μm2、16×10-3μm2、32×10-3μm2、64×10-3μm2、128×10-3μm2；第三類為反韻律儲層，從上到下，7層的滲透率值為128×10-3μm2、64×10-3μm2、32×10-3μm2、16×10-3μm2、8×10-3μm2、4×10-3μm2、2×10-3μm2，三種情況的垂面滲透率KV為0.15×10-3μm2。

三種不同類型的模型在570 m×910 m的井網(wǎng)方案下進(jìn)行模擬計(jì)算。結(jié)果表明：CO2在非均質(zhì)儲層中不均勻推進(jìn)，導(dǎo)致低滲層位CO2的波及程度小，高滲層位與低滲層位的殘余油飽和度差別較大。注氣開發(fā)時(shí)，由于密度差異產(chǎn)生的浮力作用使得CO2快速沿儲層上部推進(jìn)。在正韻律儲層中儲層上部滲透率小，減緩了CO2在地層上部推進(jìn)的速度，同時(shí)CO2會優(yōu)先進(jìn)入滲透率較高的儲層下部，因此CO2在正韻律儲層中不同層內(nèi)的推進(jìn)速度差異減小，最終提高原油采收率。三種情況中正韻律儲層的采出程度最大，均質(zhì)儲層次之，反韻律儲層最低(圖8)。

圖8　不同儲層類型采出程度與生產(chǎn)時(shí)間關(guān)系Fig.8　Different of reservoir recovery degree’s relationship with the time of production

3.3裂縫對開發(fā)效果的影響

低滲透油藏的一個重要地質(zhì)特征是伴隨有天然裂縫，這也是油氣滲流的一個主要通道，為了描述天然裂縫對于水平井CO2驅(qū)油開發(fā)效果的影響，假設(shè)天然裂縫在模型中分布均勻。分別在570 m×910 m井網(wǎng)模型中設(shè)定0行、1行、2行、4行網(wǎng)格為天然裂縫，進(jìn)行模擬計(jì)算。

圖9　裂縫條數(shù)對采出程度的影響Fig.9　Number of fractures influence on the recovery degree

模擬結(jié)果：天然裂縫的存在導(dǎo)致開發(fā)前期采油速度較快；從采出程度上看，均質(zhì)儲層的采出程度最高，4行網(wǎng)格為天然裂縫的模型采出程度最低，裂縫的條數(shù)越多，最終的采出程度越低(圖9)。原因是CO2在儲層中的流動性相對較大，天然裂縫的存在為CO2的突進(jìn)提供了通道，隨著裂縫的增加，CO2在地層中突進(jìn)速度加快，從而導(dǎo)致油井過早見氣而影響最終的采出程度。因此，在應(yīng)用水平井CO2驅(qū)油開發(fā)儲層時(shí)要明確天然裂縫的發(fā)育程度及裂縫的相關(guān)參數(shù)，避免開發(fā)過程中CO2的過早突進(jìn)。

4　結(jié)　論

(1)利用水平井注CO2可以適當(dāng)?shù)卦龃缶唷⑴啪?，減少井的數(shù)量，在一定程度上降低了鉆井成本。

(2)在生產(chǎn)制度相同的情況下,反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)CO2驅(qū)的采出程度及地層壓力保持程度高于直井井網(wǎng)。利用水平井注CO2加快了注氣速度，增大CO2的注入量使得地層壓力得到了及時(shí)的補(bǔ)充，實(shí)現(xiàn)了CO2的大量埋存。

(3)井網(wǎng)優(yōu)化結(jié)果顯示，在采油面積一定、水平井長度一定的基礎(chǔ)上，反七點(diǎn)水平井井網(wǎng)的采出程度隨b/a的值變大而先增大后減小，當(dāng)b/a為1.4時(shí)采出程度最大。

(4)模擬研究表明，低滲透油田儲層性質(zhì)及天然裂縫的發(fā)育程度對油田的開發(fā)效果影響較大，水平井CO2驅(qū)更適用于裂縫不發(fā)育的正韻律儲層。

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Well Pattern Optimization and Influencing Factors for CO2Injection of Horizontal Wells in Low Permeability Reservoir

CAO Zhenyi1,2，LIU Pengcheng1,2， ZHAO Guangmin3，HONG Yao1,2，JIANG Kai1,2

(1.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China；2.BeijingKeyLaboratoryofUnconventionalNaturalGasGeologyEvaluationandDevelopmentEngineering,Beijing100083,China；3.OilandGasTechnologyInstituteofChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710065,China)

According to the existing weakness of oil displacement by CO2with vertical well pattern in low-permeability reservoir, the article first takes some low-permeability blocks in Daqing as an example to build a geologic model of oil displacement by CO2with inverted seven-spot horizontal well pattern. Based on the phase behavior matching of physical parameters, comparative study is demonstrated between the development effects of inverted seven-spot horizontal well pattern and five-spot vertical well pattern, and the other parameters of inverted seven-spot horizontal well pattern are optimized, meanwhile, the influential factors of the reservoir heterogeneity (e.g. permeability, heterogeneity of the reservoir, fracture development state and so on) are also analyzed. Results show that: the development effects of the horizontal wells pattern are better than that of the vertical wells pattern under the same conditions; In the horizontal wells pattern, the recovery varies with the vertical distance ratio of production to injection, and the recovery is the highest when the ratio is 1.4; Horizontal wells pattern with CO2injecting is more suitable for low permeability positive rhythm reservoir; In the case of the reservoirs with fracture development, the more the number of fractures is in the reservoir, the more obvious the phenomenon of non-uniform advancing is, the lower the ultimate recovery is.

low permeability reservoir； horizontal well；CO2flooding；heterogeneous； numerical simulation

2015-05-10；改回日期：2015-06-30；責(zé)任編輯：孫義梅。

國家科技重大專項(xiàng)“國內(nèi)油氣開發(fā)發(fā)展戰(zhàn)略研究”(2016ZX05016-006); 國家科技重大專項(xiàng)“CO2驅(qū)油與埋存潛力評價(jià)及戰(zhàn)略規(guī)劃”(2011ZX05016-006)。

曹振義，男，碩士研究生，1988年出生，油藏工程專業(yè)，主要從事低滲透油氣田的開發(fā)、CO2驅(qū)油等方面的研究工作。Email: 747780708@qq.com。

劉鵬程，男，副教授，1969年出生，油藏工程專業(yè)，主要從事油氣田開發(fā)的教學(xué)和科研工作。

Email：liupengcheng8883@sohu.com。

TE32

A

1000-8527(2016)02-0382-06