致密儲(chǔ)層二氧化碳吞吐工作參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

華文靜, 李治平

(1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京 100083； 2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)非常規(guī)天然氣地質(zhì)評(píng)價(jià)與開發(fā)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083)

中國(guó)致密儲(chǔ)層分布廣泛，儲(chǔ)量豐富，其勘探開發(fā)對(duì)中國(guó)能源行業(yè)有著重要意義[1-2]，但也廣泛存在著注水開發(fā)注不進(jìn)、采不出等問(wèn)題。延長(zhǎng)油田作為中國(guó)最大的低滲透油田，歷經(jīng)多年勘探開發(fā)，天然能量衰竭，大部分地區(qū)進(jìn)入注水開發(fā)中后期階段，油水滲流能力下降，產(chǎn)能低，需要采取有效措施補(bǔ)充地層能量。CO2驅(qū)油最先在美國(guó)、加拿大等地取得成功[3]，中國(guó)也在吉林油田、大慶油田等地取得多次礦場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)的成功[4]。廣泛的研究表明，CO2驅(qū)油技術(shù)對(duì)于低滲透和稠油油藏有良好的增產(chǎn)作用，為水驅(qū)效果不明顯或水驅(qū)施行難的致密油藏提供了解決方案。

隨著對(duì)CO2驅(qū)油技術(shù)的研究，其局限性也逐漸呈現(xiàn)。不同的驅(qū)替方式，如氣水交替驅(qū)、連續(xù)氣驅(qū)與CO2吞吐，其驅(qū)油結(jié)果不盡相同，即使在同一驅(qū)替方式下，工作制度的不同，也極大地影響著CO2驅(qū)替的效果[5-8]。注入量、注入時(shí)機(jī)、燜井時(shí)間以及吞吐輪次是CO2吞吐開采的重要參數(shù)，其取值將直接影響油藏開發(fā)以及最終的CO2吞吐效果。因此，確定合理的CO2吞吐工作參數(shù)，對(duì)于提高油田采收率有著重要的意義。

文獻(xiàn)[9]利用Elm Coulee Field油田的數(shù)據(jù)進(jìn)行了不同注氣方式的對(duì)比研究，發(fā)現(xiàn)混相驅(qū)替能極大程度提高致密油的采收率；文獻(xiàn)[10]采用數(shù)值模擬的方法對(duì)巴肯油田進(jìn)行注氣開發(fā)研究，認(rèn)為井網(wǎng)設(shè)計(jì)是提高采收率的關(guān)鍵；文獻(xiàn)[11]同樣采用數(shù)值模擬方法，對(duì)致密油的不同的注氣方式進(jìn)行研究，并研究了水平井中CO2吞吐參數(shù)對(duì)開采效果的影響。文獻(xiàn)[12]通過(guò)某區(qū)塊某口井CO2吞吐實(shí)驗(yàn)與數(shù)值模擬的方法，得到了5個(gè)敏感因素對(duì)吞吐效果的影響與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施應(yīng)選取的參數(shù)范圍；文獻(xiàn)[13]結(jié)合模糊綜合評(píng)判方法與神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)技術(shù)，進(jìn)行CO2吞吐候選井的優(yōu)選與綜合評(píng)價(jià)，并從CO2吞吐實(shí)例中優(yōu)選油藏參數(shù)及最優(yōu)參數(shù)組合。

這些研究已經(jīng)證實(shí)CO2驅(qū)油工作制度以及地層因素是影響CO2驅(qū)油效果的重要因素，將直接影響開發(fā)效益以及最終的采收率。目前主要通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬兩種方式進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)多是利用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，既可以使用人造巖心，也可利用實(shí)際巖心，對(duì)不同條件下CO2驅(qū)油效果進(jìn)行觀察，對(duì)比驅(qū)油結(jié)果，從而進(jìn)行驅(qū)替方式以及工作參數(shù)等的優(yōu)選[14-16]。數(shù)值模擬方法是根據(jù)油田實(shí)際數(shù)據(jù)建立數(shù)值模型，控制變量對(duì)開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行計(jì)算對(duì)比，從而得到各因素對(duì)CO2驅(qū)油效果的影響[17-20]，這兩種方法適用于不同類型的油藏。許多學(xué)者結(jié)合二者進(jìn)行相互驗(yàn)證，并應(yīng)用到礦場(chǎng)實(shí)際，提出現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施應(yīng)選取的參數(shù)范圍。近年也有學(xué)者利用試井分析等方法進(jìn)行研究[21-23]。

以延長(zhǎng)致密油藏吳定地區(qū)SHH區(qū)塊長(zhǎng)8儲(chǔ)層為研究對(duì)象，該區(qū)儲(chǔ)層厚度分布穩(wěn)定，構(gòu)造為由東向西傾斜的平緩單斜，地層走向北北東(NNE)，北部區(qū)域發(fā)育小型低幅度鼻狀隆起，與區(qū)域整體地勢(shì)相吻合。該區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層油源巖為三疊系湖侵形成的厚層深湖暗色泥巖，儲(chǔ)層受水下分流河道控制，屬于扇三角洲前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、席狀砂、分流間灣等沉積微相，扇三角洲前緣亞相是主要儲(chǔ)集層。研究區(qū)長(zhǎng)8面孔率一般為3%～7%，樣品中最大面孔率為7%，平均面孔率為3.7%，孔隙直徑大部分分布在0.03～0.15 mm，平均喉道半徑分布在0.1～0.54 μm，孔隙大，分選不好，分選系數(shù)分布在1.41～5.22。長(zhǎng)8裂縫產(chǎn)狀為垂直裂縫與高角度裂縫，裂縫寬度小于1 mm，裂縫縫長(zhǎng)大多分布在10～30 cm，高度在10 m左右，多有充填。

根據(jù)儲(chǔ)層資料，建立該區(qū)SHH區(qū)塊地質(zhì)模型，通過(guò)組分模型模擬CO2吞吐，采用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方法設(shè)計(jì)模擬方案，以累積產(chǎn)油量為評(píng)價(jià)指標(biāo)，對(duì)工作參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

1 因素水平與正交試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

對(duì)4個(gè)主要注采因素進(jìn)行優(yōu)化，分別如下。

1.1 注入速度

注入速度越快，指進(jìn)現(xiàn)象越嚴(yán)重。較快的注入速度有利于深入油藏內(nèi)部，與更多原油接觸，有利于進(jìn)行反應(yīng)。但當(dāng)注入速度過(guò)快時(shí)，CO2與原油接觸時(shí)間過(guò)短，原油膨脹、萃取等作用機(jī)理降低，同時(shí)對(duì)注入壓力的要求增大，注入壓力也受到地層破裂壓力的限制。設(shè)計(jì)注入速度為10 000、20 000、30 000 m3/d 3個(gè)水平。

1.2 注氣時(shí)長(zhǎng)

隨著CO2注入時(shí)間增長(zhǎng)，注入量增多，驅(qū)油效果先增強(qiáng)，注入時(shí)間過(guò)長(zhǎng)時(shí)，CO2將油推離井底較遠(yuǎn)，增產(chǎn)量將降低，并且CO2注入量受經(jīng)濟(jì)效益約束。

注氣時(shí)長(zhǎng)共設(shè)計(jì)了15 d、1個(gè)月、2個(gè)月、3個(gè)月、4個(gè)月5水平，初始優(yōu)化所選水平為2個(gè)月、3個(gè)月、4個(gè)月。

1.3 燜井時(shí)間

燜井時(shí)間過(guò)短，CO2不能與原油充分接觸，不能充分溶于原油之中，原油膨脹與酸化解堵效果不明顯，輕質(zhì)組分萃取效果不佳，會(huì)降低CO2吞吐效果，采收率提升不大；燜井時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，CO2會(huì)擴(kuò)散到更遠(yuǎn)的地層中去，能量散失，產(chǎn)能降低，從而導(dǎo)致產(chǎn)量降低甚至無(wú)法產(chǎn)油。

涉及燜井時(shí)間的水平有5 d、7 d、15 d、1個(gè)月、2個(gè)月、3個(gè)月、4個(gè)月，初始方案設(shè)計(jì)所選3水平為2個(gè)月、3個(gè)月、4個(gè)月。

1.4 吞吐輪次

隨著周期數(shù)的增加，累積產(chǎn)油量會(huì)相應(yīng)增加，但是每一周期累積產(chǎn)油量的增速會(huì)放緩，因此并不是周期數(shù)越多經(jīng)濟(jì)效益就會(huì)越高，應(yīng)計(jì)算各輪次的累積產(chǎn)油量，找出采收率較高同時(shí)每一輪次的累積產(chǎn)油量較大的周期數(shù)。吞吐輪次設(shè)計(jì)為2周期、3周期、4周期。

以上參數(shù)范圍是根據(jù)長(zhǎng)8儲(chǔ)層實(shí)際參數(shù)水平確定的。各實(shí)驗(yàn)因素與設(shè)計(jì)水平值如表1所示。

表1 CO2吞吐參數(shù)與水平

采用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方法設(shè)計(jì)方案，正交試驗(yàn)以概率論、數(shù)理統(tǒng)計(jì)等為理論基礎(chǔ)，從綜合測(cè)試中選擇一些具有均勻分散性和均質(zhì)性特點(diǎn)的點(diǎn)組合成方案進(jìn)行測(cè)試，這些方案具有代表性、科學(xué)性，能正確分析試驗(yàn)結(jié)果，定性定量地確定參數(shù)對(duì)指標(biāo)的影響趨勢(shì)、主次順序及顯著程度。根據(jù)四因素三水平正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)表格，得到工作參數(shù)的實(shí)驗(yàn)方案，共9個(gè)實(shí)驗(yàn)方案，如表2所示。

表2 工作參數(shù)正交試驗(yàn)方案

2 CO2吞吐數(shù)值模擬

CO2吞吐涉及油、氣、水三相，采用Eclipse組分模型進(jìn)行模擬。采用延長(zhǎng)SHH區(qū)塊粗化所得地層模型，如圖1所示，網(wǎng)格維數(shù)為129×155×18，平面網(wǎng)格尺寸為18 m×7 m。設(shè)定油藏壓力為100 MPa，達(dá)不到該區(qū)混相壓力190 MPa，采用吞吐開發(fā)與定井底壓力的方式進(jìn)行開采。根據(jù)物性測(cè)試結(jié)果，將長(zhǎng)8的油藏流體擬合并為8個(gè)組分：CO2、C1、C2、C3、C4-6、C7+1、C7+2、C7+3，各組分初始含量如表3所示。并在實(shí)驗(yàn)室條件下測(cè)得各組分的臨界溫度、臨界壓力、壓縮因子、偏差因子、質(zhì)量分?jǐn)?shù)、組分比容等物性參數(shù)，采用三參數(shù)彭-羅賓遜(Peng Robinson，PR)方程進(jìn)行相平衡計(jì)算。根據(jù)長(zhǎng)8儲(chǔ)層原油組成和流體性質(zhì)，通過(guò)室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)獲取油水相對(duì)滲透率、油氣相對(duì)滲透率、傳導(dǎo)率等參數(shù)。進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化的模型不考慮天然裂縫與人工壓裂的情形。

圖1 模擬所用地質(zhì)模型Fig.1 The geological model used in the simulation

組分含量/%組分含量/%CO2C1C2C30.017.2110.6719.7C4-6C7+1C7+2C7+320.5914.7516.0111.06

根據(jù)以上條件進(jìn)行CO2吞吐組分模型建立，通過(guò)E300模塊模擬計(jì)算。

3 工作參數(shù)設(shè)計(jì)

將以上設(shè)計(jì)好的實(shí)驗(yàn)方案輸入Eclipse的生產(chǎn)制度模塊，在Excel中統(tǒng)計(jì)各方案運(yùn)行得到的累積產(chǎn)油量，各方案結(jié)果如表4所示。采用直觀評(píng)價(jià)法進(jìn)行參數(shù)的初步優(yōu)化，即繪制方案與產(chǎn)油量關(guān)系曲線，優(yōu)選出產(chǎn)量最高的一組方案。在該方案的基礎(chǔ)上，繼續(xù)運(yùn)用Eclipse進(jìn)行研究，控制除所要研究的變量以外參數(shù)為最優(yōu)方案參數(shù)值，對(duì)研究參數(shù)進(jìn)行修改，統(tǒng)計(jì)運(yùn)行結(jié)果，繪制各參數(shù)與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線，找出累積產(chǎn)油量變化明顯的參數(shù)值，并考慮時(shí)間成本，優(yōu)選單一工作參數(shù)，作為參數(shù)最優(yōu)值，獲得最佳的生產(chǎn)制度。

表4 累積產(chǎn)油量

根據(jù)以上各方案的累積產(chǎn)油量結(jié)果，首先優(yōu)選出累積產(chǎn)油量最高的方案4作為進(jìn)一步優(yōu)化的基礎(chǔ)工作制度。

控制注氣時(shí)長(zhǎng)2個(gè)月、燜井時(shí)間3個(gè)月、吞吐輪次2輪，依次設(shè)計(jì)注入速度為10 000、20 000、30 000 m3/d。根據(jù)累積產(chǎn)油量結(jié)果(圖2)，注入速度從10 000 m3/d變動(dòng)到20 000 m3/d時(shí)，累積產(chǎn)油量上升很快，從388 842.742 m3增長(zhǎng)到61 353.156 m3，當(dāng)注入速度增大到30 000 m3/d時(shí)，累積產(chǎn)油量不再增加，甚至略微下降，累積產(chǎn)油量為60 919.195 m3，因此最優(yōu)的注氣速度是20 000 m3/d。

圖2 注入速度與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.2 Relationship curve between injection rate and cumulative oil production

研究注氣時(shí)長(zhǎng)時(shí)，控制注入速度為20 000 m3/d，燜井時(shí)間為3個(gè)月，吞吐輪次為2周期，注氣時(shí)長(zhǎng)依次設(shè)計(jì)為2個(gè)月、3個(gè)月、4個(gè)月，累積產(chǎn)油量數(shù)值在60 000 m3浮動(dòng)，數(shù)值較為穩(wěn)定，沒(méi)有突變的趨勢(shì)。增加注氣1個(gè)月與注氣15 d兩個(gè)工作制度，繪制累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線(圖3)。當(dāng)注氣15 d變化到注氣1個(gè)月時(shí)，累積產(chǎn)油量的數(shù)值有較大幅度的上升，約10 000 m3。因此最佳注氣時(shí)長(zhǎng)為1個(gè)月。由圖3可知，注氣時(shí)長(zhǎng)小于1個(gè)月，地層能量補(bǔ)充不足，當(dāng)注氣時(shí)長(zhǎng)大于3個(gè)月時(shí)，由于注氣量比較大，油被推離井底較遠(yuǎn)，生產(chǎn)效果并不會(huì)隨之變好。

圖3 注氣時(shí)長(zhǎng)與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.3 Relationship curve between gas injection time and cumulative oil production

控制注入速度為20 000 m3/d，注氣時(shí)長(zhǎng)為2個(gè)月，吞吐輪次2周期不改變，燜井時(shí)間為2、3個(gè)月的累積產(chǎn)油量結(jié)果差別不大，燜井時(shí)間4個(gè)月時(shí)產(chǎn)油量反而下降很快，即燜井時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，地層能量散失。初始三水平無(wú)法得到最佳燜井時(shí)間，增加1個(gè)月、15 d、7 d、5 d 4個(gè)水平，統(tǒng)計(jì)數(shù)值模擬結(jié)果(圖4)。燜井時(shí)間從5 d增加到7 d時(shí)累積產(chǎn)油量數(shù)值增加明顯，達(dá)到62 271.004 m3/d，此后隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，累積產(chǎn)油量圍繞該水平上下浮動(dòng)，沒(méi)有較大幅度改善。因此燜井時(shí)間選擇7 d是一個(gè)合理的值。

圖4 燜井時(shí)間與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.4 Relationship curve between well time and cumulative oil production

將生產(chǎn)制度設(shè)定為在注入速度為20 000 m3/d、注氣2個(gè)月、燜井3個(gè)月的條件生產(chǎn)4個(gè)周期，導(dǎo)出Eclipse中累積產(chǎn)油量的數(shù)據(jù)與曲線(圖5)，將各個(gè)輪次下截至各年的累積產(chǎn)油量統(tǒng)計(jì)成表格(表5)，分析數(shù)據(jù)可知，前兩輪的產(chǎn)油量增加明顯，而進(jìn)入第3輪時(shí)，因?yàn)楫a(chǎn)能逸失嚴(yán)重，累積產(chǎn)油量開始停滯不前，而第4輪雖然產(chǎn)油量增加，但是增幅過(guò)小，3、4兩周期明顯無(wú)法達(dá)到盈利目的，因此吞吐周期數(shù)在兩輪比較合適。

圖5 吞吐輪次與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線Fig.5 Relationship curve between throughput and cumulative oil production

周期累積產(chǎn)油量/m3周期累積產(chǎn)油量/m3134 639.350 218.9360 830.760 830.7255 985.460 823.2462 798.965 112.2

4 結(jié)論

(1)從累積產(chǎn)油量與工作參數(shù)關(guān)系可知，累積產(chǎn)油量的值隨CO2吞吐工作參數(shù)變化有明顯的變化，工作參數(shù)對(duì)CO2吞吐效果具有重要影響作用。

(2)基于Eclipse數(shù)值模擬結(jié)果，得出長(zhǎng)8儲(chǔ)層注入速度最優(yōu)值為20 000 m3/d，注氣時(shí)長(zhǎng)最優(yōu)值為1個(gè)月，燜井時(shí)間最優(yōu)值為7 d，吞吐輪次以2周期最為合適。