致密储层二氧化碳吞吐工作参数优化设计

华文静, 李治平

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083； 2.中国地质大学(北京)非常规天然气地质评价与开发北京市重点实验室，北京 100083)

中国致密储层分布广泛，储量丰富，其勘探开发对中国能源行业有着重要意义[1-2]，但也广泛存在着注水开发注不进、采不出等问题。延长油田作为中国最大的低渗透油田，历经多年勘探开发，天然能量衰竭，大部分地区进入注水开发中后期阶段，油水渗流能力下降，产能低，需要采取有效措施补充地层能量。CO2驱油最先在美国、加拿大等地取得成功[3]，中国也在吉林油田、大庆油田等地取得多次矿场先导性试验的成功[4]。广泛的研究表明，CO2驱油技术对于低渗透和稠油油藏有良好的增产作用，为水驱效果不明显或水驱施行难的致密油藏提供了解决方案。

随着对CO2驱油技术的研究，其局限性也逐渐呈现。不同的驱替方式，如气水交替驱、连续气驱与CO2吞吐，其驱油结果不尽相同，即使在同一驱替方式下，工作制度的不同，也极大地影响着CO2驱替的效果[5-8]。注入量、注入时机、焖井时间以及吞吐轮次是CO2吞吐开采的重要参数，其取值将直接影响油藏开发以及最终的CO2吞吐效果。因此，确定合理的CO2吞吐工作参数，对于提高油田采收率有着重要的意义。

文献[9]利用Elm Coulee Field油田的数据进行了不同注气方式的对比研究，发现混相驱替能极大程度提高致密油的采收率；文献[10]采用数值模拟的方法对巴肯油田进行注气开发研究，认为井网设计是提高采收率的关键；文献[11]同样采用数值模拟方法，对致密油的不同的注气方式进行研究，并研究了水平井中CO2吞吐参数对开采效果的影响。文献[12]通过某区块某口井CO2吞吐实验与数值模拟的方法，得到了5个敏感因素对吞吐效果的影响与现场实施应选取的参数范围；文献[13]结合模糊综合评判方法与神经网络技术，进行CO2吞吐候选井的优选与综合评价，并从CO2吞吐实例中优选油藏参数及最优参数组合。

这些研究已经证实CO2驱油工作制度以及地层因素是影响CO2驱油效果的重要因素，将直接影响开发效益以及最终的采收率。目前主要通过室内实验和数值模拟两种方式进行参数优化。室内实验多是利用岩心驱替实验，既可以使用人造岩心，也可利用实际岩心，对不同条件下CO2驱油效果进行观察，对比驱油结果，从而进行驱替方式以及工作参数等的优选[14-16]。数值模拟方法是根据油田实际数据建立数值模型，控制变量对开发指标进行计算对比，从而得到各因素对CO2驱油效果的影响[17-20]，这两种方法适用于不同类型的油藏。许多学者结合二者进行相互验证，并应用到矿场实际，提出现场实施应选取的参数范围。近年也有学者利用试井分析等方法进行研究[21-23]。

以延长致密油藏吴定地区SHH区块长8储层为研究对象，该区储层厚度分布稳定，构造为由东向西倾斜的平缓单斜，地层走向北北东(NNE)，北部区域发育小型低幅度鼻状隆起，与区域整体地势相吻合。该区长8储层油源岩为三叠系湖侵形成的厚层深湖暗色泥岩，储层受水下分流河道控制，属于扇三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、席状砂、分流间湾等沉积微相，扇三角洲前缘亚相是主要储集层。研究区长8面孔率一般为3%～7%，样品中最大面孔率为7%，平均面孔率为3.7%，孔隙直径大部分分布在0.03～0.15 mm，平均喉道半径分布在0.1～0.54 μm，孔隙大，分选不好，分选系数分布在1.41～5.22。长8裂缝产状为垂直裂缝与高角度裂缝，裂缝宽度小于1 mm，裂缝缝长大多分布在10～30 cm，高度在10 m左右，多有充填。

根据储层资料，建立该区SHH区块地质模型，通过组分模型模拟CO2吞吐，采用正交试验设计方法设计模拟方案，以累积产油量为评价指标，对工作参数进行优化设计。

1 因素水平与正交试验方案设计

对4个主要注采因素进行优化，分别如下。

1.1 注入速度

注入速度越快，指进现象越严重。较快的注入速度有利于深入油藏内部，与更多原油接触，有利于进行反应。但当注入速度过快时，CO2与原油接触时间过短，原油膨胀、萃取等作用机理降低，同时对注入压力的要求增大，注入压力也受到地层破裂压力的限制。设计注入速度为10 000、20 000、30 000 m3/d 3个水平。

1.2 注气时长

随着CO2注入时间增长，注入量增多，驱油效果先增强，注入时间过长时，CO2将油推离井底较远，增产量将降低，并且CO2注入量受经济效益约束。

注气时长共设计了15 d、1个月、2个月、3个月、4个月5水平，初始优化所选水平为2个月、3个月、4个月。

1.3 焖井时间

焖井时间过短，CO2不能与原油充分接触，不能充分溶于原油之中，原油膨胀与酸化解堵效果不明显，轻质组分萃取效果不佳，会降低CO2吞吐效果，采收率提升不大；焖井时间过长，CO2会扩散到更远的地层中去，能量散失，产能降低，从而导致产量降低甚至无法产油。

涉及焖井时间的水平有5 d、7 d、15 d、1个月、2个月、3个月、4个月，初始方案设计所选3水平为2个月、3个月、4个月。

1.4 吞吐轮次

随着周期数的增加，累积产油量会相应增加，但是每一周期累积产油量的增速会放缓，因此并不是周期数越多经济效益就会越高，应计算各轮次的累积产油量，找出采收率较高同时每一轮次的累积产油量较大的周期数。吞吐轮次设计为2周期、3周期、4周期。

以上参数范围是根据长8储层实际参数水平确定的。各实验因素与设计水平值如表1所示。

表1 CO2吞吐参数与水平

采用正交试验设计方法设计方案，正交试验以概率论、数理统计等为理论基础，从综合测试中选择一些具有均匀分散性和均质性特点的点组合成方案进行测试，这些方案具有代表性、科学性，能正确分析试验结果，定性定量地确定参数对指标的影响趋势、主次顺序及显著程度。根据四因素三水平正交试验设计表格，得到工作参数的实验方案，共9个实验方案，如表2所示。

表2 工作参数正交试验方案

2 CO2吞吐数值模拟

CO2吞吐涉及油、气、水三相，采用Eclipse组分模型进行模拟。采用延长SHH区块粗化所得地层模型，如图1所示，网格维数为129×155×18，平面网格尺寸为18 m×7 m。设定油藏压力为100 MPa，达不到该区混相压力190 MPa，采用吞吐开发与定井底压力的方式进行开采。根据物性测试结果，将长8的油藏流体拟合并为8个组分：CO2、C1、C2、C3、C4-6、C7+1、C7+2、C7+3，各组分初始含量如表3所示。并在实验室条件下测得各组分的临界温度、临界压力、压缩因子、偏差因子、质量分数、组分比容等物性参数，采用三参数彭-罗宾逊(Peng Robinson，PR)方程进行相平衡计算。根据长8储层原油组成和流体性质，通过室内模拟实验获取油水相对渗透率、油气相对渗透率、传导率等参数。进行参数优化的模型不考虑天然裂缝与人工压裂的情形。

图1 模拟所用地质模型Fig.1 The geological model used in the simulation

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

根据以上条件进行CO2吞吐组分模型建立，通过E300模块模拟计算。

3 工作参数设计

将以上设计好的实验方案输入Eclipse的生产制度模块，在Excel中统计各方案运行得到的累积产油量，各方案结果如表4所示。采用直观评价法进行参数的初步优化，即绘制方案与产油量关系曲线，优选出产量最高的一组方案。在该方案的基础上，继续运用Eclipse进行研究，控制除所要研究的变量以外参数为最优方案参数值，对研究参数进行修改，统计运行结果，绘制各参数与累积产油量关系曲线，找出累积产油量变化明显的参数值，并考虑时间成本，优选单一工作参数，作为参数最优值，获得最佳的生产制度。

表4 累积产油量

根据以上各方案的累积产油量结果，首先优选出累积产油量最高的方案4作为进一步优化的基础工作制度。

控制注气时长2个月、焖井时间3个月、吞吐轮次2轮，依次设计注入速度为10 000、20 000、30 000 m3/d。根据累积产油量结果(图2)，注入速度从10 000 m3/d变动到20 000 m3/d时，累积产油量上升很快，从388 842.742 m3增长到61 353.156 m3，当注入速度增大到30 000 m3/d时，累积产油量不再增加，甚至略微下降，累积产油量为60 919.195 m3，因此最优的注气速度是20 000 m3/d。

图2 注入速度与累积产油量关系曲线Fig.2 Relationship curve between injection rate and cumulative oil production

研究注气时长时，控制注入速度为20 000 m3/d，焖井时间为3个月，吞吐轮次为2周期，注气时长依次设计为2个月、3个月、4个月，累积产油量数值在60 000 m3浮动，数值较为稳定，没有突变的趋势。增加注气1个月与注气15 d两个工作制度，绘制累积产油量关系曲线(图3)。当注气15 d变化到注气1个月时，累积产油量的数值有较大幅度的上升，约10 000 m3。因此最佳注气时长为1个月。由图3可知，注气时长小于1个月，地层能量补充不足，当注气时长大于3个月时，由于注气量比较大，油被推离井底较远，生产效果并不会随之变好。

图3 注气时长与累积产油量关系曲线Fig.3 Relationship curve between gas injection time and cumulative oil production

控制注入速度为20 000 m3/d，注气时长为2个月，吞吐轮次2周期不改变，焖井时间为2、3个月的累积产油量结果差别不大，焖井时间4个月时产油量反而下降很快，即焖井时间过长，地层能量散失。初始三水平无法得到最佳焖井时间，增加1个月、15 d、7 d、5 d 4个水平，统计数值模拟结果(图4)。焖井时间从5 d增加到7 d时累积产油量数值增加明显，达到62 271.004 m3/d，此后随着时间的延长，累积产油量围绕该水平上下浮动，没有较大幅度改善。因此焖井时间选择7 d是一个合理的值。

图4 焖井时间与累积产油量关系曲线Fig.4 Relationship curve between well time and cumulative oil production

将生产制度设定为在注入速度为20 000 m3/d、注气2个月、焖井3个月的条件生产4个周期，导出Eclipse中累积产油量的数据与曲线(图5)，将各个轮次下截至各年的累积产油量统计成表格(表5)，分析数据可知，前两轮的产油量增加明显，而进入第3轮时，因为产能逸失严重，累积产油量开始停滞不前，而第4轮虽然产油量增加，但是增幅过小，3、4两周期明显无法达到盈利目的，因此吞吐周期数在两轮比较合适。

图5 吞吐轮次与累积产油量关系曲线Fig.5 Relationship curve between throughput and cumulative oil production

周期累积产油量/m3周期累积产油量/m3134 639.350 218.9360 830.760 830.7255 985.460 823.2462 798.965 112.2

4 结论

(1)从累积产油量与工作参数关系可知，累积产油量的值随CO2吞吐工作参数变化有明显的变化，工作参数对CO2吞吐效果具有重要影响作用。

(2)基于Eclipse数值模拟结果，得出长8储层注入速度最优值为20 000 m3/d，注气时长最优值为1个月，焖井时间最优值为7 d，吞吐轮次以2周期最为合适。