吉木薩爾頁巖油CO2吞吐方案優(yōu)化及試驗(yàn)效果評價(jià)

唐維宇，黃子怡，陳 超，丁振華，盛家平,3，王秀坤，樂 平

(1.中國石油大學(xué)(北京)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249；2.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 8340003.Texas Tech University，Texas Lubbock 43111)

0 引 言

中國頁巖油藏資源豐富，分布范圍廣，具有極大的開發(fā)潛力。頁巖油藏儲(chǔ)層物性較差，彈性開發(fā)采收率低于10%，提高采收率潛力巨大?，F(xiàn)階段頁巖油提高采收率的開發(fā)方式處于探索階段，主要包括注氣、注水、空氣泡沫驅(qū)等[1]。與水相比，氣體具有較強(qiáng)的壓縮性，能夠提高儲(chǔ)層壓力，有效提高采收率[2]。國內(nèi)外致密油區(qū)塊注氣開發(fā)均取得了較好效果[3-9]。在多種注入氣體中，CO2能夠溶解于原油中，降低原油黏度，使其體積膨脹，隨著壓力的升高可與原油達(dá)到混相狀態(tài)，表現(xiàn)出了較強(qiáng)的提高采收率能力[10-16]。與此同時(shí)，將CO2注入地層能夠?qū)⑵浞獯嬗诘貙又?，是控制大氣中CO2最科學(xué)有效的手段之一[17-21]。

吉木薩爾頁巖油藏彈性開發(fā)采收率較低，CO2吞吐是當(dāng)前最具潛力的提高采收率措施之一。然而現(xiàn)階段適用于工區(qū)的CO2吞吐工作制度尚不明確，難以制訂有效的開發(fā)方案。文中借助數(shù)值模擬方法，優(yōu)選了適用于CO2吞吐的開發(fā)井，并針對CO2吞吐的工作制度進(jìn)行了優(yōu)化，跟蹤評價(jià)了現(xiàn)場CO2吞吐試驗(yàn)效果，分析了現(xiàn)場試驗(yàn)存在的主要問題，為頁巖油藏礦場注CO2吞吐提高采收率的進(jìn)一步實(shí)施提供了參考。

1 油藏概況

吉木薩爾凹陷致密油層富集區(qū)位于新疆準(zhǔn)噶爾盆地東部，構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為東高西低的西傾單斜，儲(chǔ)層埋深為800～4 800 m，平均孔隙度為10.99%，滲透率為0.012 mD[12-14]，整體水敏性較弱，潤濕性體現(xiàn)為中性—弱親油性。吉木薩爾頁巖油黏度較高(31.0～218.8 mPa·s)，流動(dòng)性差，具有高密度、高黏度、低流度、低氣油比的特點(diǎn)，屬于含蠟易凝油。

自2011年投產(chǎn)以來，該區(qū)塊采取直井常規(guī)壓裂以及水平井體積壓裂綜合開發(fā)的方式，實(shí)現(xiàn)了對目標(biāo)區(qū)域的初步開發(fā)。工區(qū)整體非均質(zhì)性強(qiáng)，單井初期日產(chǎn)油為3.0～108.5 t/d，產(chǎn)量差異較大，截至2021年年底，吉木薩爾頁巖油井區(qū)共有水平井86口，平均日產(chǎn)油為14.3 t/d，直井12口，平均日產(chǎn)油為9.7 t/d。彈性開發(fā)過程中，整體地層壓力衰減較快，每產(chǎn)出百方液壓降為0.1 MPa，生產(chǎn)4 a后遞減率下降至20%左右，彈性開發(fā)采收率僅為3.2%～5.1%。目前，針對該區(qū)塊提高采收率技術(shù)仍處于試驗(yàn)階段，亟需探索適用于工區(qū)的提高采收率手段以實(shí)現(xiàn)對該區(qū)塊的進(jìn)一步開發(fā)。

2 CO2吞吐礦場試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

2.1 基礎(chǔ)模型建立

文中應(yīng)用數(shù)值模擬手段，分析了工區(qū)CO2吞吐的增產(chǎn)潛力，并針對CO2吞吐工作制度進(jìn)行了優(yōu)化研究。在室內(nèi)PVT實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上，完成了儲(chǔ)層流體模型建立。將原始地層流體的組成劃分為8個(gè)擬組分，通過調(diào)整流體的回歸變量進(jìn)一步校準(zhǔn)流體模型，得到能夠反映地層流體實(shí)際性質(zhì)變化的流體PVT參數(shù)場(表1)，并結(jié)合地質(zhì)建模完成了區(qū)塊數(shù)值模擬模型的建立，部分基礎(chǔ)參數(shù)見表2。

表1 儲(chǔ)層流體組分模型參數(shù)

表2 模型基本參數(shù)

2.2 CO2吞吐方案優(yōu)化研究

在數(shù)值模擬模型的基礎(chǔ)上，進(jìn)行了CO2吞吐優(yōu)化研究。文中首先針對水平段長度與油層厚度進(jìn)行了優(yōu)化，為吞吐井的選擇提供了依據(jù)，并在實(shí)際注入速度的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出每周期吞吐的最佳注入量，明確了不同注入強(qiáng)度下的開發(fā)效果，最終分析評價(jià)了悶井時(shí)間對開發(fā)效果的影響。優(yōu)化過程中的模型約束條件見表3。

表3 優(yōu)化模型約束條件

2.2.1 水平井段長度優(yōu)化

水平井長度與油層厚度是衡量井控儲(chǔ)量的重要因素，直接影響著CO2吞吐提高采收率開發(fā)效果。在當(dāng)前注入條件下，首先針對水平井段長度與油層厚度進(jìn)行了優(yōu)化，以平衡井控儲(chǔ)量與注入壓力對產(chǎn)油量的影響。開發(fā)過程中，以產(chǎn)油速度為標(biāo)準(zhǔn)，確定生產(chǎn)時(shí)間，綜合考慮鉆井及操作成本因素，當(dāng)采油速度降低至極限產(chǎn)量時(shí)，關(guān)閉生產(chǎn)井。

以凈產(chǎn)油量為標(biāo)準(zhǔn)，確定了不同水平段長度水平井的經(jīng)濟(jì)吞吐周期。經(jīng)過4個(gè)周期吞吐，4種水平段長度的凈產(chǎn)量較高，在此基礎(chǔ)上繼續(xù)增加吞吐周期會(huì)明顯降低開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性。因此，文中對比分析了不同水平段長度下經(jīng)過4個(gè)周期吞吐后的增產(chǎn)效果(表4)，以篩選合適的水平段長度。結(jié)果表明，水平段長度越大，其井控儲(chǔ)量越大，有效開發(fā)時(shí)間越長，對應(yīng)累計(jì)產(chǎn)油量及采收率越高。同時(shí)，較長的水平段意味著更高的鉆進(jìn)成本，因此，扣除成本因素，4種水平段長的凈產(chǎn)油量分別為2 932、3 323、3 834、3 781 t，水平段長度為1 300 m時(shí)能夠取得最高的收益。由此可見，水平段長度為1 300 m時(shí)能夠在保證井控儲(chǔ)量的前提下，更經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)井控區(qū)域內(nèi)的原油。不同水平段長度4周期CO2吞吐結(jié)束后的含油飽和度分布如圖1所示?？梢钥闯?，CO2吞吐能夠有效開發(fā)的范圍有限，其大小主要取決于SRV區(qū)域的范圍。因此，實(shí)際開發(fā)選井過程中，應(yīng)綜合分析相鄰開發(fā)井的儲(chǔ)層改造程度以更高效地開發(fā)頁巖油儲(chǔ)層。

表4 水平段長度優(yōu)化結(jié)果

圖1 吞吐后含油飽和度分布

2.2.2 油層厚度優(yōu)化

油層厚度是直接影響單井產(chǎn)量的重要因素，對于厚度較小的儲(chǔ)層，注入階段對油層壓力的恢復(fù)效果較好，而厚度較大的儲(chǔ)層具有更高的原始儲(chǔ)量，因此，油層厚度對提高采收率潛力的影響尚不明確。文中以4.8 t/d為生產(chǎn)井關(guān)井的極限產(chǎn)量，對比分析了4種油層厚度條件下的增產(chǎn)情況(表5)。隨著油層厚度的增大，吞吐有效開發(fā)時(shí)間隨之增長，整體產(chǎn)量增幅較為明顯，凈產(chǎn)油量與采收率也隨之增加，表明整體開發(fā)效果隨油層厚度的增加而提高(圖2)。相較于水平段長度，油層厚度對油層供液能力影響更大，對吞吐增產(chǎn)量的影響更為顯著。綜合分析工區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育情況，優(yōu)選水平段長度為1 300 m左右，井控儲(chǔ)層發(fā)育厚度為10 m左右的水平井進(jìn)行進(jìn)一步參數(shù)優(yōu)化研究。

表5 油層厚度優(yōu)化結(jié)果

圖2 不同油層厚度下吞吐開發(fā)效果

and puff at different reservoir thickness

2.2.3 注入量優(yōu)化

注入量影響著CO2吞吐增產(chǎn)的成本，是決定CO2吞吐經(jīng)濟(jì)可行性的關(guān)鍵因素。以極限產(chǎn)量4.8 t/d為生產(chǎn)井關(guān)井標(biāo)準(zhǔn)，針對注入井的注入量進(jìn)行了優(yōu)化。在注入井注入速度為160 t/d的基礎(chǔ)上，比較了周期注入量為2 000、4 000、6 000、8 000 t下的開發(fā)效果。4種方案CO2吞吐的增產(chǎn)量分別為11 060、11 620、11 896、12 136 t，累計(jì)產(chǎn)量隨累計(jì)注入量的增加逐漸增加(表6)。然而，扣除注入氣體成本后的凈產(chǎn)油量并未體現(xiàn)出與累計(jì)產(chǎn)量相同的增長趨勢。當(dāng)周期注入量小于4 000 t時(shí)，凈產(chǎn)油量與注入量呈正相關(guān)。當(dāng)注入量超過4 000 t后，隨著注氣量的增加，凈產(chǎn)油量逐漸降低(圖3)，此時(shí)繼續(xù)注入氣體所能夠帶來的收益難以彌補(bǔ)氣體的成本，凈產(chǎn)油量隨之下降。因此，每周期的最佳的注入量為4 000 t，可以獲得最大的經(jīng)濟(jì)效益。

表6 注入量優(yōu)化結(jié)果

圖3 不同周期注入量下的凈產(chǎn)油量

2.2.4 注入強(qiáng)度優(yōu)化

注入強(qiáng)度為單位油層厚度下的日注氣量，在累計(jì)注入量一定的情況下，注入強(qiáng)度決定了注入階段的注入時(shí)間及注入壓力，直接影響著CO2吞吐的工作制度及開發(fā)效果。在4 000 t周期注入量基礎(chǔ)上，以極限產(chǎn)量4.8 t/d為關(guān)井標(biāo)準(zhǔn)分析了注入強(qiáng)度為8、12、16、20 t/(d·m)條件下的增產(chǎn)能力，4種注入強(qiáng)度下的注入時(shí)間分別為50、33、25、20 d，井底壓力分別為32.9、33.7、34.6、35.2 MPa?？梢钥闯觯⑷霃?qiáng)度越大，井底注入壓力越高，其穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)時(shí)間越長(表7)。4種注入強(qiáng)度下的累計(jì)產(chǎn)量分別為11 247、11 513、11 620、11 681 t(圖4)，當(dāng)注入強(qiáng)度超過16 t/(d·m)時(shí)，繼續(xù)增大注入速度對最終產(chǎn)量的提升有限，綜合考慮現(xiàn)場注入能力，應(yīng)選擇16 t/(d·m)的注入強(qiáng)度注入CO2。

2.2.5 悶井時(shí)間優(yōu)化

在優(yōu)化注入量、注入強(qiáng)度基礎(chǔ)上，以4.8 t/d的極限產(chǎn)量為關(guān)井標(biāo)準(zhǔn),分析了不同悶井時(shí)間下的開發(fā)效果(圖5)。隨著吞吐的進(jìn)行，悶井對開發(fā)效果的影響逐漸減弱。悶井20、40、60 d條件下的累計(jì)產(chǎn)量分別為11 733、11 875、11 938 t。當(dāng)悶井時(shí)間由20 d延長至40 d時(shí)，總產(chǎn)量增加了142 t；而當(dāng)悶井時(shí)間由40 d延長至60 d時(shí)，總產(chǎn)量僅增加63 t，增產(chǎn)幅度較小(表8)。

表7 注入強(qiáng)度優(yōu)化結(jié)果

圖4 注入強(qiáng)度優(yōu)化結(jié)果

圖5 不同悶井時(shí)間下的開發(fā)效果

悶井過程中，擴(kuò)散是CO2在地層中傳質(zhì)的主要方式。而CO2在頁巖儲(chǔ)層中的擴(kuò)散系數(shù)較小[15]，使其所能夠取得的增產(chǎn)效果有限。為盡可能減少CO2在生產(chǎn)階段產(chǎn)出造成的環(huán)境影響，經(jīng)40 d悶井后注入CO2可保證其與儲(chǔ)層流體充分作用，降低其在生產(chǎn)階段的直接產(chǎn)出量，同時(shí)能夠在一定程度上提高原油產(chǎn)量。因此推薦以16 t/(d·m)的注入強(qiáng)度注入4 000 t CO2，悶井40 d后開井生產(chǎn)，經(jīng)過4個(gè)周期吞吐，預(yù)計(jì)可提高采收率3.8%。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)效果

經(jīng)過對現(xiàn)場已有生產(chǎn)井的篩選，擬選取JHW020井進(jìn)行吞吐試驗(yàn)，其水平段長度為1 305 m，平均油層厚度為10 m，油層鉆遇率較高，體積壓裂較充分，累計(jì)排液量相對較高，有利于吞吐增能置換。該井前期衰竭式開發(fā)共計(jì)產(chǎn)油1 438 d，采收率約為3.5%，具有較大提高采收率潛力。按照優(yōu)化方案進(jìn)行1周期CO2吞吐試驗(yàn)，總注入時(shí)間為22 d，平均日注入速度為160 t/d，實(shí)際總注入量為3 889 t，悶井40 d后生產(chǎn)無液體產(chǎn)出，繼續(xù)悶井57 d后下泵生產(chǎn)?，F(xiàn)場注氣試驗(yàn)效果不佳，僅在開井7 d內(nèi)出現(xiàn)了短暫的產(chǎn)量增幅，且提高幅度較小，其后產(chǎn)油量穩(wěn)定在7 m3/d左右，產(chǎn)油速度及含水率與注氣前相似，截至2020年1月，吞吐后日產(chǎn)油為6.5 t/d，累計(jì)產(chǎn)油量為1 848 t，階段采收率為0.71%，注氣階段對產(chǎn)油速度的提升有限，未達(dá)到預(yù)期目標(biāo)。

表8 悶井時(shí)間優(yōu)化結(jié)果

借助數(shù)值模擬分析增產(chǎn)效果較差的原因。油藏條件下，1個(gè)周期吞吐過程中裂縫和基質(zhì)中原油體積的變化如圖6所示。在注入階段，裂縫中的壓力較高，壓力梯度作用下部分裂縫中的原油進(jìn)入基質(zhì)，導(dǎo)致裂縫中原油減少，而基質(zhì)中的原油與CO2相互作用體積迅速膨脹，原油體積增加。悶井階段，基質(zhì)與裂縫的壓力趨于平衡，此時(shí)基質(zhì)中的部分原油在體積膨脹的作用下進(jìn)入裂縫，裂縫中原油體積增加，在此過程中，由于基質(zhì)進(jìn)入裂縫的原油量較少且仍有CO2進(jìn)入更深層的基質(zhì)中，因此，基質(zhì)中的原油體積仍有小幅上升。生產(chǎn)階段累計(jì)產(chǎn)油為6 867 m3，其中，裂縫產(chǎn)油量為189 m3，為總產(chǎn)量的2.7%；基質(zhì)產(chǎn)油量為6 678 m3，為總產(chǎn)量的97.3%，大部分原油產(chǎn)自基質(zhì)，裂縫僅產(chǎn)出了小部分原油。由此可見，CO2與基質(zhì)中原油的傳質(zhì)交換是頁巖油吞吐增產(chǎn)開發(fā)的重點(diǎn)。CO2進(jìn)入基質(zhì)，與其中的原油相互作用抽提其中的輕質(zhì)組分，促進(jìn)原油體積膨脹產(chǎn)出，降低原油黏度，提高地層壓力，建立足夠的注采壓差，使地層中的原油在生產(chǎn)階段流出地層。在JHW020井實(shí)際注入階段，鄰井保持生產(chǎn)狀態(tài)，且于套管中檢測到CO2含量迅速上升，表明注入氣體已竄入臨井，未有效進(jìn)入基質(zhì)，導(dǎo)致增產(chǎn)效果較差。

圖6 吞吐過程中基質(zhì)及裂縫中的含油量變化

4 結(jié) 論

(1) 天然裂縫在開發(fā)過程中主要起滲流通道的作用，吞吐階段所產(chǎn)出的原油主要來源于基質(zhì)，因此，在開發(fā)過程中應(yīng)為注入氣體進(jìn)入基質(zhì)營造良好的條件。

(2) 當(dāng)前注入條件下，每周期應(yīng)以16 t/(d·m)的注入強(qiáng)度注入4 000 t的CO2，悶井20 d后生產(chǎn)，可獲得最佳開發(fā)效果。

(3) 未氣竄條件下，CO2吞吐可有效提高吉木薩爾頁巖油藏采收率，經(jīng)過4個(gè)周期的吞吐，采收率提高3.8個(gè)百分點(diǎn)，隨著周期的增加，開發(fā)效果逐漸減弱。

(4) 吉木薩爾區(qū)塊CO2吞吐受氣竄影響嚴(yán)重，整體增油效果不明顯，區(qū)塊井間裂縫竄擾嚴(yán)重，同時(shí)吞吐井注入階段應(yīng)避免臨井生產(chǎn)，以降低氣竄影響。