低滲透平面非均質(zhì)油藏注采井布井方式對(duì)CO2驅(qū)開發(fā)效果的影響

李 政 呂文峰 王宏志 李 敏 陳天戈 鄭自剛

（1. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2. 提高油氣采收率全國(guó)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；3. 中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司井下作業(yè)分公司，黑龍江 大慶 163458；4. 中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；5. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018）

0 引 言

近年來(lái)碳捕集、利用與封存（CCUS）產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，注CO2驅(qū)油作為碳利用的核心環(huán)節(jié)逐漸得到各大油田重視，并被廣泛應(yīng)用于低滲透油藏的開發(fā)中，其不僅是低滲透油藏提高采收率的重要途徑，也是石油企業(yè)實(shí)現(xiàn)碳中和的托底技術(shù)，有著巨大的經(jīng)濟(jì)社會(huì)效益和廣闊的發(fā)展前景［1-6］。

中國(guó)陸相沉積低滲透油藏在平面上因?yàn)槭艿匠练e微相分布的影響多呈現(xiàn)出一定的平面非均質(zhì)性特征，而CO2驅(qū)的開發(fā)效果受儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性的影響較大，采用合理的注采井平面相對(duì)位置布井方式對(duì)CO2驅(qū)開發(fā)至關(guān)重要（即根據(jù)儲(chǔ)層厚度、滲透率在平面上的變化設(shè)計(jì)注采井的相對(duì)位置，確定平面驅(qū)替方向。例如：在高（低） 滲端注入-在低（高）滲端采油、在厚（?。┒俗⑷?在薄（厚）端采油）。前期有很多學(xué)者進(jìn)行過(guò)類似研究，分別針對(duì)水驅(qū)、聚合物驅(qū)、蒸汽驅(qū)等開發(fā)方式，探索了不同平面非均質(zhì)性特征下的合理注采井布井方式［7-14］，但未見針對(duì)CO2驅(qū)的相關(guān)研究。

因此，本文以大慶榆樹林油田某注CO2試驗(yàn)區(qū)的基本地質(zhì)油藏參數(shù)和注采參數(shù)為依據(jù)建立平面非均質(zhì)儲(chǔ)層理論模型，通過(guò)數(shù)值模擬與理論分析相結(jié)合的方式開展CO2驅(qū)開發(fā)過(guò)程研究，探索在2 類主要儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性（滲透率、有效厚度）影響下的合理注采井布井方式，并分析不同布井方式對(duì)實(shí)施CO2驅(qū)后的儲(chǔ)層壓力保持水平、油氣混相程度和整體開發(fā)效果的影響。

1 平面非均質(zhì)儲(chǔ)層CO2驅(qū)模型設(shè)計(jì)

榆樹林油田位于大慶長(zhǎng)垣東南部，屬于特低滲透油田，通過(guò)注水很難進(jìn)行有效開發(fā)，其主力油層為扶楊油層，未動(dòng)用儲(chǔ)量主要集中在南區(qū)，適合直接采用注CO2的方式進(jìn)行開發(fā)。由于受到以河流相為主的沉積環(huán)境影響，榆樹林油田扶楊油層具有較強(qiáng)的平面非均質(zhì)性，在河道主體附近儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，而往河道側(cè)緣、河道間方向的儲(chǔ)層物性則逐漸變差。

南區(qū)某先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量為125.9×104t，于2007 年開始陸續(xù)投注生產(chǎn)，當(dāng)前共有注采井23 口，其中注氣井9 口，采油井14 口，累計(jì)注氣量為35.8×104t，累計(jì)產(chǎn)油量為11.7×104t，整體采出程度為9.3%，換油率為0.33。該區(qū)塊原始地層壓力為22 MPa，原始地層溫度為98.5 ℃，地層原油黏度為3.6 mPa·s，平均孔隙度為11%，平均滲透率為1×10-3μm2，平均含油飽和度為58%，平均單井有效厚度為10 m。試驗(yàn)區(qū)內(nèi)的儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在滲透率和砂體有效厚度的平面差異性上，滲透率主要為0.13×10-3~4.43×10-3μm2，有效厚度主要為5~25 m。本文分別針對(duì)這2 類參數(shù)的平面非均質(zhì)性進(jìn)行研究，使用廣泛應(yīng)用的商業(yè)油氣藏?cái)?shù)值模擬軟件Eclipse，依據(jù)試驗(yàn)區(qū)的典型地質(zhì)油藏特征和注采井網(wǎng)井距參數(shù)（表1），分別建立滲透率平面非均質(zhì)和有效厚度平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型，探索適合于CO2驅(qū)開發(fā)的合理注采井布井方式。根據(jù)試驗(yàn)區(qū)相關(guān)資料，模型采用五點(diǎn)法注采井網(wǎng)，依據(jù)其對(duì)稱性原理，簡(jiǎn)化為一注一采，分別位于模型斜對(duì)角（圖1、圖2）。

圖1 滲透率平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型（級(jí)差5）Fig. 1 Model of reservoir with areal heterogeneity of permeability (with contrast of 5)

圖2 有效厚度平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型（級(jí)差5）Fig. 2 Model of reservoir with areal heterogeneity of net pay thickness(with contrast of 5)

表1 試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)油藏和井網(wǎng)井距基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of geological , reservoir , well pattern and spacing in test area

如圖1 所示，針對(duì)儲(chǔ)層滲透率平面非均質(zhì)性特征，分別模擬“高滲注低滲采”和“低滲注高滲采”2 種不同的注采井布井方式，測(cè)試注入端與采出端之間儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為2、3、5 不同非均質(zhì)性強(qiáng)度下的CO2驅(qū)開發(fā)效果。在不同級(jí)差的模型中，注采井間的儲(chǔ)層滲透率分別由0.5×10-3μm2變化為1.0×10-3、1.5×10-3、2.5×10-3μm2，儲(chǔ)層有效厚度均為10 m。

如圖2 所示，針對(duì)儲(chǔ)層有效厚度平面非均質(zhì)性特征，分別模擬“厚注薄采”和“薄注厚采”2 種不同的注采井布井方式，測(cè)試注入端與采出端之間的儲(chǔ)層有效厚度級(jí)差為2、3、5 不同非均質(zhì)性強(qiáng)度下的CO2驅(qū)開發(fā)效果。在不同級(jí)差模型中，注采井間的儲(chǔ)層有效厚度分別由5 m 變化為10、15、25 m，儲(chǔ)層的滲透率均為1.0×10-3μm2。

模擬開發(fā)方式為CO2驅(qū)水氣交替（WAG），開發(fā)周期為20 a。依據(jù)CO2驅(qū)在油田現(xiàn)場(chǎng)的應(yīng)用情況，考慮CO2成本因素，在模擬開發(fā)過(guò)程中保持不同方案中注入的CO2總量一致以便得到合理的對(duì)比結(jié)果，因此采用注入井定量注入的控制模式，根據(jù)注入量角度劈分原則計(jì)算模型中設(shè)定的日注入量應(yīng)為現(xiàn)場(chǎng)單井實(shí)際日注入量的1/4，結(jié)合試驗(yàn)區(qū)相關(guān)資料，對(duì)于滲透率平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型，注入井注水時(shí)保持日注水量為2.5 m3，注氣時(shí)保持日注CO2量為1 250 m3（地面條件下）；對(duì)于有效厚度平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型，根據(jù)不同級(jí)差模型中的儲(chǔ)量等比例調(diào)整日注入量，級(jí)差為2、3、5 時(shí)的日注入量調(diào)整倍率分別為0.75、1、1.5。注入過(guò)程中保持水氣交替周期為3 個(gè)月，最大井底流壓不超過(guò)40 MPa。生產(chǎn)井保持井底流壓為5 MPa 生產(chǎn)，含水率上限為98%，氣油比上限為1 500 m3/m3，氣油比或含水率突破上限值后停止生產(chǎn)。

2 平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型CO2驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果

2.1 滲透率平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型

通過(guò)數(shù)值模擬方法分別得到了儲(chǔ)層平面滲透率級(jí)差為2、3、5 時(shí)，不同注采井布井方式下的CO2驅(qū)20 a 采出程度和氣油比變化曲線（圖3），并對(duì)開發(fā)周期內(nèi)獲得的最終采出程度進(jìn)行了對(duì)比（圖4）。

圖3 不同儲(chǔ)層平面滲透率級(jí)差、注采井布井方式下的CO2驅(qū)采出程度和氣油比Fig. 3 Recovery of OOIP and GOR of CO2 flooding with different areal permeability contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

圖4 不同儲(chǔ)層平面滲透率級(jí)差、注采井布井方式下的CO2驅(qū)開發(fā)20 a最終采出程度對(duì)比Fig. 4 Comparison of ultimate recovery of OOIP of 20 a CO2 flooding with different areal permeability contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

從采出程度變化曲線上看（圖3 （a） —（c）），采用“低滲注高滲采”在開發(fā)前期采出程度上升較快，但在開發(fā)后期采出程度較低；相反，采用“高滲注低滲采”在開發(fā)前期采出程度上升較慢，但在開發(fā)后期采出程度較高。從模擬開發(fā)周期內(nèi)的最終采出程度上看（圖4），采用“高滲注低滲采”可獲得的最終采出程度高于“低滲注高滲采”，且儲(chǔ)層的平面滲透率級(jí)差越大，不同注采井布井方式下獲得的最終采出程度差異也越大，當(dāng)級(jí)差為2 時(shí)兩者相差1.1 百分點(diǎn)，差異性相對(duì)較??；而當(dāng)級(jí)差為3、5 時(shí)兩者之差分別達(dá)到5.3、9.9 百分點(diǎn)，差異性顯著增大。

從氣油比變化曲線上看（圖3（d）—（f）），采用“低滲注高滲采”時(shí)生產(chǎn)井見氣相對(duì)較早，氣油比上升相對(duì)較快，在級(jí)差為3、5 的模型中，開發(fā)時(shí)間未達(dá)20 a 時(shí)氣油比已突破1 500 m3/m3，造成生產(chǎn)井關(guān)停；相反，采用“高滲注低滲采”時(shí)生產(chǎn)井見氣相對(duì)較晚，氣油比上升相對(duì)較慢，在全開發(fā)周期內(nèi)氣油比均低于“低滲注高滲采”，可有效延緩氣竄并延長(zhǎng)生產(chǎn)周期。儲(chǔ)層平面滲透率級(jí)差越大，不同注采井布井方式下的生產(chǎn)井見氣時(shí)間和氣油比差異也越大。綜合上述指標(biāo)，從CO2驅(qū)整體開發(fā)效果上看，“高滲注低滲采”的布井方式優(yōu)于“低滲注高滲采”。

2.2 有效厚度平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型

通過(guò)數(shù)值模擬方法分別得到了儲(chǔ)層平面有效厚度級(jí)差為2、3、5 時(shí)，不同注采井布井方式下的CO2驅(qū)20 a 的采出程度和氣油比變化曲線（圖5），并對(duì)開發(fā)周期內(nèi)獲得的最終采出程度進(jìn)行了對(duì)比（圖6）。

圖5 不同儲(chǔ)層平面有效厚度級(jí)差、注采井布井方式下的CO2驅(qū)采出程度和氣油比Fig. 5 Recovery of OOIP and GOR of CO2 flooding with different net pay thickness contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

圖6 不同儲(chǔ)層平面有效厚度級(jí)差、注采井布井方式下的CO2驅(qū)開發(fā)20 a最終采出程度對(duì)比Fig. 6 Comparison of ultimate recovery of OOIP of 20 a CO2 flooding with different net pay thickness contrasts of reservoir and different well patterns of injector-producer

從采出程度變化曲線上看（圖5 （a） —（c）），采用“薄注厚采”在開發(fā)前期采出程度上升較快，但在開發(fā)后期采出程度較低；相反，采用“厚注薄采”在開發(fā)前期采出程度上升較慢，但在開發(fā)后期采出程度較高。從模擬開發(fā)周期內(nèi)的最終采出程度上看（圖6），采用“厚注薄采”可獲得的最終采出程度高于“薄注厚采”，且儲(chǔ)層平面有效厚度級(jí)差越大，不同注采井布井方式下獲得的最終采出程度差異也越大，級(jí)差為2、3、5 時(shí)“厚注薄采”比“薄注厚采”分別高2.4、7.2、11.7 百分點(diǎn)。

從氣油比變化曲線上看（圖5（d）—（f）），采用“薄注厚采”時(shí)生產(chǎn)井見氣相對(duì)較早，氣油比上升相對(duì)較快，在3 種不同有效厚度級(jí)差的模型中，開發(fā)時(shí)間未達(dá)20 a 時(shí)氣油比均已突破1 500 m3/m3，造成生產(chǎn)井關(guān)停；相反，采用“厚注薄采”時(shí)生產(chǎn)井見氣相對(duì)較晚，氣油比上升相對(duì)較慢，在全開發(fā)周期內(nèi)氣油比均低于“薄注厚采”，可有效延緩氣竄并延長(zhǎng)生產(chǎn)周期。儲(chǔ)層平面有效厚度級(jí)差越大，不同注采井布井方式下的生產(chǎn)井見氣時(shí)間和氣油比差異也越大。

綜合上述指標(biāo)，從CO2驅(qū)整體開發(fā)效果上看，“厚注薄采”的布井方式優(yōu)于“薄注厚采”。

3 模擬結(jié)果分析與討論

3.1 開發(fā)前期產(chǎn)油量差異

由于該試驗(yàn)區(qū)是未經(jīng)過(guò)水驅(qū)開發(fā)的新區(qū)，在CO2驅(qū)開發(fā)前期儲(chǔ)層中的含油飽和度相對(duì)較高，此時(shí)生產(chǎn)井附近區(qū)域的儲(chǔ)層物性和供液能力是影響產(chǎn)油量的主導(dǎo)因素。根據(jù)達(dá)西徑向流公式，生產(chǎn)井產(chǎn)油量可表示為

式中：qo——產(chǎn)油量，m3/d；h——儲(chǔ)層有效厚度，m；K——儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2；Kro——油相相對(duì)滲透率；pe和pw——距井眼re處的油層壓力和生產(chǎn)井井底壓力，MPa；μo——儲(chǔ)層油相黏度，mPa·s；re和rw——滲流半徑和生產(chǎn)井井眼半徑，m；α——單位換算系數(shù)。

在開發(fā)前期，滲流半徑相對(duì)較小，產(chǎn)出流體的流動(dòng)主要發(fā)生在生產(chǎn)井附近的儲(chǔ)層中。在不同的注采井布井方式下，生產(chǎn)井所處位置不同，其附近的儲(chǔ)層物性也不同。對(duì)于滲透率平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，采用“低滲注高滲采”時(shí)生產(chǎn)井附近儲(chǔ)層的滲透率高于“高滲注低滲采”；對(duì)于有效厚度平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，采用“薄注厚采”時(shí)生產(chǎn)井附近儲(chǔ)層的有效厚度高于“厚注薄采”。因此，根據(jù)式（1），“低滲注高滲采”和“薄注厚采”在開發(fā)前期的產(chǎn)油量較高，采出程度上升較快，而隨著開發(fā)過(guò)程的進(jìn)行，滲流半徑逐漸擴(kuò)大，因近生產(chǎn)井儲(chǔ)層物性差異而造成的影響逐漸減弱，產(chǎn)油量差異也逐漸減小。

3.2 開發(fā)后期驅(qū)油效果差異

在開發(fā)后期，儲(chǔ)層中的含油飽和度已大幅度降低，此時(shí)影響CO2驅(qū)采出程度進(jìn)一步提高的關(guān)鍵在于其驅(qū)替儲(chǔ)層殘余油的能力（模型中通過(guò)與油氣混相相關(guān)的動(dòng)態(tài)的油相相對(duì)滲透率Kro進(jìn)行量化）。礦場(chǎng)實(shí)踐表明，儲(chǔ)層的壓力保持水平嚴(yán)重影響著CO2驅(qū)后期開發(fā)效果［15］。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究也表明，在非混相驅(qū)條件下，流體壓力越高，則油氣相間界面張力越低，油氣之間混合程度越高，CO2驅(qū)替殘余油的效果也越好，直到壓力達(dá)到CO2與地層原油的最低混相壓力并實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)［16-18］。

模擬結(jié)果表明，在CO2驅(qū)全周期開發(fā)過(guò)程中，相同注入量、不同注采井布井方式下儲(chǔ)層的壓力保持水平有著明顯差異（圖7），采用“高滲注低滲采”時(shí)的平均地層壓力高于“低滲注高滲采”，采用“厚注薄采”時(shí)的平均地層壓力高于“薄注厚采”。

圖7 不同注采井布井方式下CO2驅(qū)平均地層壓力對(duì)比Fig. 7 Comparison of average formation pressures of CO2 flooding with different injector-producer patterns

以級(jí)差5 為例，對(duì)于滲透率平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，采用“高滲注低滲采”在開發(fā)后期的平均地層壓力為21.3 MPa，而采用“低滲注高滲采”在開發(fā)后期的平均地層壓力為14.5 MPa；對(duì)于有效厚度平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，采用“厚注薄采”在開發(fā)后期平均地層壓力為24.1 MPa，而采用“薄注厚采”在開發(fā)后期平均地層壓力為15.0 MPa。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明該區(qū)塊地層原油與CO2的最低混相壓力為28 MPa，因此在不同注采井布井方式下均無(wú)法實(shí)現(xiàn)油氣完全混相，但地層壓力水平越高，越接近于最低混相壓力，則油氣混相程度越高，在開發(fā)后期CO2進(jìn)一步驅(qū)替地層原油的效果越好。

如圖8 所示，對(duì)于滲透率平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，當(dāng)級(jí)差為5 時(shí)，采用“高滲注低滲采”CO2驅(qū)后儲(chǔ)層平均含油飽和度為16.5%，而采用“低滲注高滲采”CO2驅(qū)后儲(chǔ)層平均含油飽和度為22.9%，“高滲注低滲采”的驅(qū)油效果明顯優(yōu)于“低滲注高滲采”；類似的，對(duì)于有效厚度平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，當(dāng)級(jí)差為5 時(shí)，采用“厚注薄采”CO2驅(qū)后儲(chǔ)層平均含油飽和度為16.2%，而采用“薄注厚采”CO2驅(qū)后儲(chǔ)層平均含油飽和度為22.5%，“厚注薄采”的驅(qū)油效果明顯優(yōu)于“薄注厚采”。上述結(jié)果與地層壓力的分析結(jié)果吻合。

圖8 不同注采井布井方式下CO2驅(qū)開發(fā)末期含油飽和度場(chǎng)對(duì)比Fig. 8 Comparison of oil saturation fields at the end of CO2 flooding with different injector-producer patterns

3.3 氣油比和動(dòng)態(tài)埋存量差異

在開發(fā)過(guò)程中，不同注采井布井方式下地層壓力保持水平的差異造成了地層中CO2濃度差異，也導(dǎo)致了注入的CO2滯留在地層中的量（動(dòng)態(tài)埋存量）出現(xiàn)差異。如圖9、圖10 所示，以級(jí)差5 為例，對(duì)于滲透率平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，采用“高滲注低滲采”在開發(fā)末期地層中的CO2平均濃度為2.37 kmol/m3，總滯留量為121.9 Mmol，而采用“低滲注高滲采”在開發(fā)末期地層中的CO2平均濃度為1.96 kmol/m3，總滯留量為96.1 Mmol，“高滲注低滲采”時(shí)CO2地層滯留量明顯高于“低滲注高滲采”；類似的，對(duì)于有效厚度平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，采用“厚注薄采”在開發(fā)末期地層中的CO2平均濃度為2.38 kmol/m3，總滯留量為184.3 Mmol，而采用“薄注厚采”在開發(fā)末期地層中的CO2平均濃度為1.99 kmol/m3，總滯留量為148.5 Mmol，“厚注薄采”時(shí)CO2地層滯留量明顯高于“薄注厚采”。

圖9 不同注采井布井方式下CO2驅(qū)開發(fā)末期儲(chǔ)層CO2濃度場(chǎng)對(duì)比Fig. 9 Comparison of CO2-molar concentration fields of reservoir at the end of CO2 flooding with different injector-producer patterns

圖10 不同注采井布井方式下CO2驅(qū)全開發(fā)周期地層滯留量（動(dòng)態(tài)埋存量）對(duì)比Fig. 10 Comparison of formation retention (dynamic storage) of CO2 during CO2 flooding with different injector-producer patterns

由于不同布井方式下的CO2注入量相同，結(jié)合其地層滯留量的差異進(jìn)行分析，采用“高滲注低滲采”和“厚注薄采”時(shí)生產(chǎn)井產(chǎn)出的CO2量較“低滲注高滲采”和“薄注厚采”時(shí)少，氣油比上升相對(duì)較慢，在滿足生產(chǎn)井限制條件下可高效開發(fā)的時(shí)間更長(zhǎng)（圖3、圖5）。

4 兩類儲(chǔ)層平面非均質(zhì)特征對(duì)CO2驅(qū)開發(fā)效果的影響對(duì)比

如圖11 所示，兩類平面非均質(zhì)儲(chǔ)層CO2驅(qū)模型中，隨著非均質(zhì)性強(qiáng)度的增大，因不同注采井布井方式而導(dǎo)致的模擬開發(fā)周期內(nèi)的最終采出程度之差也隨之增大，在級(jí)差為2~5 的范圍內(nèi)，變化規(guī)律近似符合對(duì)數(shù)曲線關(guān)系。在相同級(jí)差下，儲(chǔ)層有效厚度平面非均質(zhì)性對(duì)開發(fā)效果的影響程度高于儲(chǔ)層滲透率平面非均質(zhì)性。

圖11 兩類平面非均質(zhì)儲(chǔ)層模型中不同注采井布井方式下CO2驅(qū)全開發(fā)周期最終采出程度差值Fig. 11 The difference of ultimate recovery of OOIP of the whole CO2-flooding cycle under different well patterns of injector-producer in the two areal-heterogeneity reservoir models

5 結(jié) 論

（1）在相同注氣量下，采用“高滲注低滲采”和“厚注薄采”時(shí)，在開發(fā)過(guò)程中油氣混相程度更高，模擬開發(fā)周期內(nèi)的最終采出程度更高，注入CO2在地層中的動(dòng)態(tài)埋存量更大，生產(chǎn)井見氣更晚，氣油比上升更慢，可高效開發(fā)的時(shí)間更長(zhǎng)，整體開發(fā)效果優(yōu)于“低滲注高滲采”和“薄注厚采”。

（2）儲(chǔ)層的平面滲透率級(jí)差、平面有效厚度級(jí)差越大，不同注采井布井方式對(duì)CO2驅(qū)開發(fā)效果的影響也越大；在相同級(jí)差下，儲(chǔ)層有效厚度平面非均質(zhì)性對(duì)CO2驅(qū)開發(fā)效果的影響程度高于儲(chǔ)層滲透率平面非均質(zhì)性。