吉木萨尔页岩油CO2吞吐方案优化及试验效果评价

唐维宇，黄子怡，陈 超，丁振华，盛家平,3，王秀坤，乐 平

(1.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 8340003.Texas Tech University，Texas Lubbock 43111)

0 引 言

中国页岩油藏资源丰富，分布范围广，具有极大的开发潜力。页岩油藏储层物性较差，弹性开发采收率低于10%，提高采收率潜力巨大。现阶段页岩油提高采收率的开发方式处于探索阶段，主要包括注气、注水、空气泡沫驱等[1]。与水相比，气体具有较强的压缩性，能够提高储层压力，有效提高采收率[2]。国内外致密油区块注气开发均取得了较好效果[3-9]。在多种注入气体中，CO2能够溶解于原油中，降低原油黏度，使其体积膨胀，随着压力的升高可与原油达到混相状态，表现出了较强的提高采收率能力[10-16]。与此同时，将CO2注入地层能够将其封存于地层中，是控制大气中CO2最科学有效的手段之一[17-21]。

吉木萨尔页岩油藏弹性开发采收率较低，CO2吞吐是当前最具潜力的提高采收率措施之一。然而现阶段适用于工区的CO2吞吐工作制度尚不明确，难以制订有效的开发方案。文中借助数值模拟方法，优选了适用于CO2吞吐的开发井，并针对CO2吞吐的工作制度进行了优化，跟踪评价了现场CO2吞吐试验效果，分析了现场试验存在的主要问题，为页岩油藏矿场注CO2吞吐提高采收率的进一步实施提供了参考。

1 油藏概况

吉木萨尔凹陷致密油层富集区位于新疆准噶尔盆地东部，构造形态表现为东高西低的西倾单斜，储层埋深为800～4 800 m，平均孔隙度为10.99%，渗透率为0.012 mD[12-14]，整体水敏性较弱，润湿性体现为中性—弱亲油性。吉木萨尔页岩油黏度较高(31.0～218.8 mPa·s)，流动性差，具有高密度、高黏度、低流度、低气油比的特点，属于含蜡易凝油。

自2011年投产以来，该区块采取直井常规压裂以及水平井体积压裂综合开发的方式，实现了对目标区域的初步开发。工区整体非均质性强，单井初期日产油为3.0～108.5 t/d，产量差异较大，截至2021年年底，吉木萨尔页岩油井区共有水平井86口，平均日产油为14.3 t/d，直井12口，平均日产油为9.7 t/d。弹性开发过程中，整体地层压力衰减较快，每产出百方液压降为0.1 MPa，生产4 a后递减率下降至20%左右，弹性开发采收率仅为3.2%～5.1%。目前，针对该区块提高采收率技术仍处于试验阶段，亟需探索适用于工区的提高采收率手段以实现对该区块的进一步开发。

2 CO2吞吐矿场试验方案设计

2.1 基础模型建立

文中应用数值模拟手段，分析了工区CO2吞吐的增产潜力，并针对CO2吞吐工作制度进行了优化研究。在室内PVT实验基础上，完成了储层流体模型建立。将原始地层流体的组成划分为8个拟组分，通过调整流体的回归变量进一步校准流体模型，得到能够反映地层流体实际性质变化的流体PVT参数场(表1)，并结合地质建模完成了区块数值模拟模型的建立，部分基础参数见表2。

表1 储层流体组分模型参数

表2 模型基本参数

2.2 CO2吞吐方案优化研究

在数值模拟模型的基础上，进行了CO2吞吐优化研究。文中首先针对水平段长度与油层厚度进行了优化，为吞吐井的选择提供了依据，并在实际注入速度的基础上，优选出每周期吞吐的最佳注入量，明确了不同注入强度下的开发效果，最终分析评价了闷井时间对开发效果的影响。优化过程中的模型约束条件见表3。

表3 优化模型约束条件

2.2.1 水平井段长度优化

水平井长度与油层厚度是衡量井控储量的重要因素，直接影响着CO2吞吐提高采收率开发效果。在当前注入条件下，首先针对水平井段长度与油层厚度进行了优化，以平衡井控储量与注入压力对产油量的影响。开发过程中，以产油速度为标准，确定生产时间，综合考虑钻井及操作成本因素，当采油速度降低至极限产量时，关闭生产井。

以净产油量为标准，确定了不同水平段长度水平井的经济吞吐周期。经过4个周期吞吐，4种水平段长度的净产量较高，在此基础上继续增加吞吐周期会明显降低开发的经济性。因此，文中对比分析了不同水平段长度下经过4个周期吞吐后的增产效果(表4)，以筛选合适的水平段长度。结果表明，水平段长度越大，其井控储量越大，有效开发时间越长，对应累计产油量及采收率越高。同时，较长的水平段意味着更高的钻进成本，因此，扣除成本因素，4种水平段长的净产油量分别为2 932、3 323、3 834、3 781 t，水平段长度为1 300 m时能够取得最高的收益。由此可见，水平段长度为1 300 m时能够在保证井控储量的前提下，更经济有效的开发井控区域内的原油。不同水平段长度4周期CO2吞吐结束后的含油饱和度分布如图1所示。可以看出，CO2吞吐能够有效开发的范围有限，其大小主要取决于SRV区域的范围。因此，实际开发选井过程中，应综合分析相邻开发井的储层改造程度以更高效地开发页岩油储层。

表4 水平段长度优化结果

图1 吞吐后含油饱和度分布

2.2.2 油层厚度优化

油层厚度是直接影响单井产量的重要因素，对于厚度较小的储层，注入阶段对油层压力的恢复效果较好，而厚度较大的储层具有更高的原始储量，因此，油层厚度对提高采收率潜力的影响尚不明确。文中以4.8 t/d为生产井关井的极限产量，对比分析了4种油层厚度条件下的增产情况(表5)。随着油层厚度的增大，吞吐有效开发时间随之增长，整体产量增幅较为明显，净产油量与采收率也随之增加，表明整体开发效果随油层厚度的增加而提高(图2)。相较于水平段长度，油层厚度对油层供液能力影响更大，对吞吐增产量的影响更为显著。综合分析工区储层发育情况，优选水平段长度为1 300 m左右，井控储层发育厚度为10 m左右的水平井进行进一步参数优化研究。

表5 油层厚度优化结果

图2 不同油层厚度下吞吐开发效果

and puff at different reservoir thickness

2.2.3 注入量优化

注入量影响着CO2吞吐增产的成本，是决定CO2吞吐经济可行性的关键因素。以极限产量4.8 t/d为生产井关井标准，针对注入井的注入量进行了优化。在注入井注入速度为160 t/d的基础上，比较了周期注入量为2 000、4 000、6 000、8 000 t下的开发效果。4种方案CO2吞吐的增产量分别为11 060、11 620、11 896、12 136 t，累计产量随累计注入量的增加逐渐增加(表6)。然而，扣除注入气体成本后的净产油量并未体现出与累计产量相同的增长趋势。当周期注入量小于4 000 t时，净产油量与注入量呈正相关。当注入量超过4 000 t后，随着注气量的增加，净产油量逐渐降低(图3)，此时继续注入气体所能够带来的收益难以弥补气体的成本，净产油量随之下降。因此，每周期的最佳的注入量为4 000 t，可以获得最大的经济效益。

表6 注入量优化结果

图3 不同周期注入量下的净产油量

2.2.4 注入强度优化

注入强度为单位油层厚度下的日注气量，在累计注入量一定的情况下，注入强度决定了注入阶段的注入时间及注入压力，直接影响着CO2吞吐的工作制度及开发效果。在4 000 t周期注入量基础上，以极限产量4.8 t/d为关井标准分析了注入强度为8、12、16、20 t/(d·m)条件下的增产能力，4种注入强度下的注入时间分别为50、33、25、20 d，井底压力分别为32.9、33.7、34.6、35.2 MPa。可以看出，注入强度越大，井底注入压力越高，其稳产开发时间越长(表7)。4种注入强度下的累计产量分别为11 247、11 513、11 620、11 681 t(图4)，当注入强度超过16 t/(d·m)时，继续增大注入速度对最终产量的提升有限，综合考虑现场注入能力，应选择16 t/(d·m)的注入强度注入CO2。

2.2.5 闷井时间优化

在优化注入量、注入强度基础上，以4.8 t/d的极限产量为关井标准,分析了不同闷井时间下的开发效果(图5)。随着吞吐的进行，闷井对开发效果的影响逐渐减弱。闷井20、40、60 d条件下的累计产量分别为11 733、11 875、11 938 t。当闷井时间由20 d延长至40 d时，总产量增加了142 t；而当闷井时间由40 d延长至60 d时，总产量仅增加63 t，增产幅度较小(表8)。

表7 注入强度优化结果

图4 注入强度优化结果

图5 不同闷井时间下的开发效果

闷井过程中，扩散是CO2在地层中传质的主要方式。而CO2在页岩储层中的扩散系数较小[15]，使其所能够取得的增产效果有限。为尽可能减少CO2在生产阶段产出造成的环境影响，经40 d闷井后注入CO2可保证其与储层流体充分作用，降低其在生产阶段的直接产出量，同时能够在一定程度上提高原油产量。因此推荐以16 t/(d·m)的注入强度注入4 000 t CO2，闷井40 d后开井生产，经过4个周期吞吐，预计可提高采收率3.8%。

3 现场试验效果

经过对现场已有生产井的筛选，拟选取JHW020井进行吞吐试验，其水平段长度为1 305 m，平均油层厚度为10 m，油层钻遇率较高，体积压裂较充分，累计排液量相对较高，有利于吞吐增能置换。该井前期衰竭式开发共计产油1 438 d，采收率约为3.5%，具有较大提高采收率潜力。按照优化方案进行1周期CO2吞吐试验，总注入时间为22 d，平均日注入速度为160 t/d，实际总注入量为3 889 t，闷井40 d后生产无液体产出，继续闷井57 d后下泵生产。现场注气试验效果不佳，仅在开井7 d内出现了短暂的产量增幅，且提高幅度较小，其后产油量稳定在7 m3/d左右，产油速度及含水率与注气前相似，截至2020年1月，吞吐后日产油为6.5 t/d，累计产油量为1 848 t，阶段采收率为0.71%，注气阶段对产油速度的提升有限，未达到预期目标。

表8 闷井时间优化结果

借助数值模拟分析增产效果较差的原因。油藏条件下，1个周期吞吐过程中裂缝和基质中原油体积的变化如图6所示。在注入阶段，裂缝中的压力较高，压力梯度作用下部分裂缝中的原油进入基质，导致裂缝中原油减少，而基质中的原油与CO2相互作用体积迅速膨胀，原油体积增加。闷井阶段，基质与裂缝的压力趋于平衡，此时基质中的部分原油在体积膨胀的作用下进入裂缝，裂缝中原油体积增加，在此过程中，由于基质进入裂缝的原油量较少且仍有CO2进入更深层的基质中，因此，基质中的原油体积仍有小幅上升。生产阶段累计产油为6 867 m3，其中，裂缝产油量为189 m3，为总产量的2.7%；基质产油量为6 678 m3，为总产量的97.3%，大部分原油产自基质，裂缝仅产出了小部分原油。由此可见，CO2与基质中原油的传质交换是页岩油吞吐增产开发的重点。CO2进入基质，与其中的原油相互作用抽提其中的轻质组分，促进原油体积膨胀产出，降低原油黏度，提高地层压力，建立足够的注采压差，使地层中的原油在生产阶段流出地层。在JHW020井实际注入阶段，邻井保持生产状态，且于套管中检测到CO2含量迅速上升，表明注入气体已窜入临井，未有效进入基质，导致增产效果较差。

图6 吞吐过程中基质及裂缝中的含油量变化

4 结 论

(1) 天然裂缝在开发过程中主要起渗流通道的作用，吞吐阶段所产出的原油主要来源于基质，因此，在开发过程中应为注入气体进入基质营造良好的条件。

(2) 当前注入条件下，每周期应以16 t/(d·m)的注入强度注入4 000 t的CO2，闷井20 d后生产，可获得最佳开发效果。

(3) 未气窜条件下，CO2吞吐可有效提高吉木萨尔页岩油藏采收率，经过4个周期的吞吐，采收率提高3.8个百分点，随着周期的增加，开发效果逐渐减弱。

(4) 吉木萨尔区块CO2吞吐受气窜影响严重，整体增油效果不明显，区块井间裂缝窜扰严重，同时吞吐井注入阶段应避免临井生产，以降低气窜影响。