致密油藏CO2吞吐数值模拟研究新进展

孟 展, 杨胜来, 王 璐, 王智林, 钱 坤, 马铨峥, 韩 伟

(中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

致密油藏CO2吞吐数值模拟研究新进展

孟 展, 杨胜来, 王 璐, 王智林, 钱 坤, 马铨峥, 韩 伟

(中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

CO2吞吐作为常规油藏的一种有效增产方式，在致密油藏中尚未普及。为研究CO2吞吐在致密油藏的新特征，采用数值模拟的方法，对扩散系数、渗透率、储层非均质性及吞吐周期进行了研究。研究表明,CO2扩散系数在致密油藏中不能忽略，扩散系数的大小影响了最终采收率。对于渗透率越低，储层非均质性越强的致密油藏，采用CO2吞吐增油效果更加明显,而随着吞吐轮次增加，增油效果逐渐减弱。研究新进展对致密油藏优选CO2吞吐增油措施具有一定参考价值。

致密油藏; CO2吞吐; 扩散系数; 数值模拟

随着常规石油能源开发程度的提高和开发技术的不断发展，致密油逐渐成为石油勘探与开发的新贵[1-2]。目前，得益于水平井完井技术和分段多簇体积压裂工艺，国内外许多致密油区块已经投入商业开发。

由致密油藏的生产动态数据表明[3]：体积压裂水平井具有初期产能高、产量递减快的特征。从油田长期稳定高效的生产目标来看，急需寻找一种可行的增油措施。国内外研究表明，CO2吞吐是一种具有较大潜力、经济有效的增油措施[4-8]。本文利用CMG数值模拟软件，研究了CO2吞吐在致密油藏的新特征。在新的CO2吞吐数值模型中，对常规油藏中往往被忽略的扩散系数进行了详细的研究；利用数值模拟软件可重复性的优势，针对致密油藏储层渗透率低、储层非均质性强的特征，分析了不同级别的渗透率及非均质性对CO2吞吐增油效果的影响；另外，对不同吞吐轮次下的CO2吞吐增油效果进行了对比研究，此研究结果有助于加深致密油藏CO2吞吐增油效果的认识，也为致密油藏优选CO2吞吐增油措施提供了理论依据。

1 单井数值模型

1.1 模拟区块特征

所选区块是新疆吉木萨尔凹陷主要的勘探致密油层段—二叠系芦草沟组地层，该地层厚度大、分布广，厚度大于200 m的面积达806 km2，表现为源储一体、近源成藏、纵向上整体含油的特征[9-10]。目前，全区总计钻完井40口，分布在上甜点和下甜点，上甜点平均厚度38.4 m，下甜点平均厚度24.8 m。

1.2 数值模型概况

分段多簇体积压裂增产工艺在施工过程中会产生大量剪切、滑移、张开，但是没有支撑的微裂缝，建模中将这部分微裂缝等效为天然裂缝，用双渗模型来模拟，即模型中每一个网格同时具有基质和裂缝的双重属性。为进一步准确描述水力压裂裂缝周围压力分布，采用对数间距局部加密的处理方法。该方法既能保证数值模拟精度，又能节省模拟时间。

综合考虑吉木萨尔油田的实际情况，模型网格数取值为100×50×5，网格大小取值Dx=10 m，Dy=10 m，Dz=6 m。DK-LS-LGR(双渗-对数间距-局部网格加密)的CO2吞吐单井模型如图1所示。

图1 CO2吞吐单井模型

Fig.1 Single well model for CO2huff and puff stimulation

在满足模拟精度基础上，对原始流体组分进行合并。经劈分和合并重新组合处理，减少所求解方程组数目，提高计算效率。将原始流体划分为CO2、C1、C2-C4、C5-C6、C7+、C11+和C14+，共7个拟组分。油藏及流体有关参数见表1。

表1 油藏及流体的物理参数表

2 CO2吞吐生产模拟

CO2吞吐增油作为油田现场一种有效提高采收率的方法[11-13]，现场操作一般分为三个阶段：第一个阶段是利用高压将CO2气体注入到生产井井底；然后将生产井关闭并焖井一段时间，在这一阶段让CO2与储层原油进行充分的接触，这是“吞”的过程；第三个阶段重新开启生产井生产，在这一阶段原先注入的CO2气体和储层原油一起产出，这是“吐”的过程。在数值模拟模型中，单井模型自然衰竭开发三年，接着注入CO2气体，注入量为30 000 m3/d，连续注入一年，然后焖井三个月，最后重新开井生产一年，若有多个吞吐轮次，则重复CO2吞吐的三个阶段。

2.1 扩散系数

气体的分子扩散系数表示了它的扩散能力，是物质的物理性质之一。 根据菲克定律，扩散系数是沿扩散方向，在单位时间每单位浓度梯度的条件下，垂直通过单位面积所扩散某物质的质量或摩尔数。

在常规油藏CO2吞吐模型中，常常忽略扩散系数的影响，但在致密油藏CO2吞吐增油过程中却发挥着重要作用[14-15]。对比不同扩散系数下的CO2吞吐增油效果，结果表明,扩散系数影响了最终原油采收率。当扩散系数从0.000 1 cm2/s增大到0.01 cm2/s时，最终原油采收率逐渐变大,如图2所示。模拟结果表明,在实验数据范围内，CO2扩散系数越大，越有利于提高CO2吞吐增油效果。

图2 不同扩散系数下CO2吞吐原油采收率对比

Fig.2 Comparison of oil recovery factor with

different CO2diffusion

2.2 渗透率

根据致密油定义，储层覆压基质渗透率小于0.1 mD。改变储层基质块渗透率，取值分别为0.1、0.01、0.001 mD，对比不同渗透率条件下的CO2吞吐原油采收率和衰竭开发的原油采收率，计算不同渗透率条件下CO2吞吐增油效果，30 a增产分别为1.63%,4.68%和11.54%，如图3所示。模拟结果表明，当孔隙度、含油饱和度、注气时机、注汽量等参数相同时，储层渗透率越低，CO2吞吐增油效果越好。

图3 不同基质渗透率下原油采收率对比

Fig.3 Effect of reservoir permeability on comparison of oil recovery factor

2.3 非均质性

强非均质性是致密油储层特征之一，但非均质性对CO2吞吐增油效果影响研究较少。通过改变储层基质渗透率分布变化，得到不同级别非均质性，结果如图4所示。

图4 不同级别的非均质性

Fig.4 Different cases of reservoir heterogeneity

在孔隙度、含油饱和度、注气时机、注汽量等参数相同的情况下，对比CO2吞吐原油采收率和衰竭开发的原油采收率，并计算CO2吞吐增油效果。模拟结果表明，储层弱、中、强非均质性下，30 a CO2吞吐增油依次为7.86% 、14.80%和17.01%，如图5所示。结果表明，储层非均质性越强的致密储层，采用CO2吞吐增油措施更加有效。

2.4 吞吐轮次

采用CO2吞吐增油措施，吞吐轮次越多，原油采收率越高，但是随着吞吐轮次增加，原油采收率增加幅度不一定一直增加。从整体经济效益考虑，存在一个合理的吞吐轮次。模拟结果表明，随着吞吐轮次增加，最终原油采收率变大，但是每一轮次增加,原油采收率百分比逐渐变小，如图6所示。研究结果表明，致密油藏若采取CO2吞吐增油措施，应尽可能减少吞吐轮次。

图5 不同程度非均质性下原油采收率对比

Fig.5 Comparison of oil recovery factor with different degree of heterogeneity

图6 不同吞吐轮次原油采收率对比

Fig.6 Effect of number of cycle on comparison of oil recovery factor

3 结论

(1) 扩散系数在致密油藏CO2吞吐增油过程中不能忽略，扩散系数的大小影响了最终采收率。随着扩散系数变大，原油最终采收率变大。在实际致密油藏CO2吞吐方案设计中应该考虑扩散系数的影响。

(2) 在致密油藏开发范围内，渗透率越低，储层非均质性越强，采用CO2吞吐增油效果更加明显。随着渗透率变小，非均质性增强，原油采收率增加比例逐渐变大。

(3) 随着吞吐轮次增加，CO2吞吐增油效果逐渐减弱，综合经济效益，致密油藏实施CO2吞吐增油措施应尽可能减少吞吐轮次。针对模拟的区块，在孔隙度10%，基质渗透率0.1 mD，含油饱和度0.78，原始地层压力43 MPa的条件下，若采取CO2吞吐增油措施，保持在两个吞吐周期之内较为适宜。

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(编辑 王戬丽)

Investigation on Numerical Simulation of CO2Huff and Puff in Tight Oil Reservoirs

Meng Zhan, Yang Shenglai, Wang Lu, Wang Zhilin, Qian Kun, Ma Quanzheng, Han Wei

(KeyLaboratoryforPetroleumEngineeringoftheMinistryofEducation,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249，China)

CO2huff and puff is an effective way to increase production in conventional reservoirs, however, this technology has not been applied to the tight oil reservoirs. With the numerical simulation software CMG, new characteristics of CO2huff and puff in tight oil reservoirs were studied, including the CO2diffusion coefficient, permeability, reservoir heterogeneity and huff-n-puff cycle. The results show that CO2diffusion coefficient can't be ignored in the tight oil reservoir, and the size of the diffusion coefficient plays an important role on the oil ultimate recovery. For the lower permeability, the stronger the reservoir heterogeneity of the tight oil reservoir is, the more obvious the effect of CO2huff and puff measure is. Additionally, the incremental oil recovery decreases with an increase in the number of cycle. This work can provide a better understanding of CO2huff and puff for enhanced oil recovery in the tight oil formation.

Tight oil reservoir; CO2huff-n-puff; Diffusion coefficient; Numerical simulation

1006-396X(2016)06-0039-04

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-10-03

2016-11-08

国家自然科学基金资助项目“致密油储层基质渗吸规律及原油动用机理研究”(51574257)。

孟展(1990-)，男，博士研究生，从事油气田开发等方面的研究；E-mail：mengzhan1990@126.com。

杨胜来(1961-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油气田开发方面的研究；E-mail：yangsl@cup.edu.cn。

TE377

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.06.008