致密油注气吞吐优化

朱舟元， 王景鹤， 董志超， 李俊键

(1. 中国石油大学(北京)安全与海洋工程学院， 北京 102249； 2. 中国石油大学(北京)石油工程学院， 北京 102249)

随着水平井技术与水力压裂技术的发展，致密油商业化开发已在国内外得到了快速的发展[1-3]，目前国内提出了以水平井规模重复“压采”开发为主导技术的一体化开发模式[1]，以及推行致密油藏开发地质工程、保护改造、增渗增能、洗油驱油“多维一体化”技术思路[2]。在常规条件下，致密油的开采一般是在水平井和水力压裂过后进行衰竭式开采，这种开发方式的采收率很低[2]。如何提高致密油藏的原油采收率是如今致密油开发的一项重大挑战。石油公司最初曾尝试过在水力压裂后，进行注水开发，也曾使用过CO2和天然气这类气体进行井间注气驱替开发，这些方法在提高采收率上有一定的成效[4-7]。但致密油藏井间注水、注气生产过程中往往会发生过早见水和气窜的现象[2]。经过石油工业界的不断研究，发现CO2在溶解进入原油后可以使原油体积膨胀、黏度降低，并且可以恢复油藏压力，因此可以提高采收率[4-6]，而其他气体，如天然气、氮气也有相同的功能[7-8]。目前注气吞吐成为致密油藏的一种可行的提高采收率的方法[4，8-12]。致密油注气吞吐的方法已经在美国进行了广泛的先导试验，并且已经在Eagleford等油田得到了商业化推广，取得了较好的采收效果和经济效益[8-9，11-12]。文献报道的相关研究包括室内实验、油藏数值模拟和先导试验的生产动态分析。该技术目前在中国的长庆油田和新疆油田也在积极地进行科研攻关和先导试验[4，9]。在提高采收率过程中，CO2、CH4、C2H6、N2、贫气和富气均可作为注气吞吐过程中的注入气体[4，8，10-14]。如何优化设计致密油注气吞吐的生产制度和选择最优的注入气体的类型却一直没有很好地解答。因此，现基于最新的致密油开发模式及技术思路，通过建立国内某致密油藏典型井的组分油藏数值模拟模型，对注气吞吐过程中可能影响到最终采收率的因素(注气量、注气时长、注入气体种类和闷井时间)进行定量分析，并给出合适的优化建议。

1 注气吞吐提高致密油采收率方法及其采收机理

致密油注气吞吐即通过单口体积压裂水平井进行注气、闷井后再次开井生产的生产方式。通过对致密油注气吞吐的油藏数值模拟和室内实验研究发现，注气吞吐可以显著提高采收率[4，8-10]。并且，2013年起北美的石油公司在Bakken和Eagle Ford地区都进行了注气吞吐的先导试验[8，15-16]。其中，在Eagle Ford的先导实验中，先衰竭式开采投产29个月，之后采用了注气吞吐的方法进行生产。该先导试验井共进行了5个轮次注气吞吐，并最终使其采收率提升了1.74倍[8]，并且经济评估也证实这种方法可以等到很好的经济收益[9，17]，可以获得30%～90%的收益提升[9]。在确保注入气不会影响邻井的情况下，注气吞吐是一种提高致密油采收率的好方法[17]。

致密油藏注气吞吐涉及的提高采收率机理包括：原油体积膨胀、原油黏度降低、储层增压和轻质组分挥发。如图1所示，这些机理的加强可以增强油藏当中的二次弹性驱/溶解气驱，并发生气相挥发萃取，进而达到致密油注气吞吐提高采收率的目的[8，18]。

图1 致密油注气吞吐过程提高采收率的逻辑关系图Fig.1 Logical relationship map for enhanced oil recovery in tight oil cyclic gas injection process

2 数值模拟模型的建立

2.1 数值模拟主要参数

主要通过对该致密油藏典型井进行数值模拟。油藏模型的平面尺寸为300 m×1 330 m，油藏厚度为10.5 m，整个模型设有一口水平井，井的长度为1 200 m，水平段沿Y方向延伸，水平井处于油藏正中部位置。该油藏的天然裂缝并不发育，因此采用单重介质模型。人工裂缝半长为90 m，裂缝高为油藏厚度10.5 m，裂缝条数为30条，裂缝间距为40 m，裂缝的导流能力为240 mD·m，油藏基质的孔隙度为9%，渗透率为0.1 mD。

模型采用的是结构化网格和裂缝附近的局部网格加密。预先进行了数值模拟精度与网格密度的相关性测试，分别测试了21×67×7、63×201×7、105×335×7和147×469×7的网格密度，发现147×469×7的网格密度有利于减小数值弥散所造成的误差并确保数值模拟的精度，最终采用的网格数为147×469×7。在裂缝附近进行了对数局部网格加密，水平井射孔与局部网格加密中最狭窄的代表人工裂缝的网格相连，而水平井在其他网格中不射开。图2所示为体积压裂水平井三维数值模拟模型和创建的裂缝的加密网格，其中W2为水力压裂水平井。

图2 体积压裂水平井油藏数值模拟模型Fig.2 Reservoir simulation model for hydraulically fractured horizontal well

模型使用7组分的Peng-Robinson组分模型，原油和气体的属性都通过闪蒸计算求得。组分模型/状态方程(Equations of State，EOS)来自对室内压力-体积-温度(pressure volume temperature，PVT)实验的拟合。储层原油中各组分的初始摩尔组成和其物性见表1。

在本次创建的模型油藏初始压力为33 MPa，原油的泡点压力为29.6 MPa，原始的含水饱和度为0.455，原始的含油饱和度为0.545，油藏的原始地质储量为8.31×104t。模型还输入了传导率-压力表格以考虑应力敏感的作用。利用以上数据建立模型，并对其进行注气吞吐模拟和分析。

表1 组分模型原油中各组分摩尔分数及其物性表Table 1 Mole fractions and physical properties of each component of the crude in the compositional model

2.2 衰竭式开采和注气吞吐结果分析

首先进行衰竭式开采和基础注气吞吐的模拟。衰竭式开采中，油藏由2019年1月开始生产，止于2034年8月。注气吞吐中注入气体是CO2，油藏也从2019年1月开始生产，在2022年3月开始注气吞吐，注气速率为1.8×105m3/d，每轮次注气2个月，不闷井，生产10个月，共进行12轮次注气吞吐，至2034年8月结束。衰竭式开采中，初始为弹性驱，后期达到泡点压力后改为溶解气驱为主。

图3为衰竭式开采和注气吞吐下的累计产油量和油藏平均压力的变化。该井在衰竭式开采下，累计产量只有17 000 t。但在采用CO2注气吞吐的开发方式后，累计产油量最终达到32 000 t，有了大幅度的提升。

通过多次接触闪蒸法所计算得到的CO2与地层原始原油的最小混相压力为29.6 MPa。通过对比油藏平均压力变化发现，该气驱吞吐过程基本为非混相驱。

由图3油藏平均压力曲线可见，使用传统的衰竭式开采，地层压力衰减迅速，在没有外界能量的补充下，产油量会迅速递减下降。在使用注气吞吐的方法后，地层能量得到了补充，CO2的注入使得油藏平均压力升高，地层的弹性驱得到增强，使采收率提升。

图4所示为CO2注气吞吐后油相中CO2摩尔分数的云图。随着注气吞吐次数的增加，井和人工裂缝周围油相中的CO2的摩尔分数也随之增加，CO2大量溶解在原油中会使原油的溶解气油比增加，原油体积膨胀，原油黏度下降(原油在地层中的流动性增强)。CO2溶解在原油中，也会使原油组分发生变化，轻质组分的增加同样也能使原油体积膨胀、黏度降低。弹性驱和溶解气驱都得到了加强，使采收率提升。

图5所示为模拟结束时油藏含油饱和度云图。经过衰竭式开采后，油藏的含油饱和度下降并不明显，油藏中仍有大量原油未被采出。但相比之下，油藏在经过12轮次注CO2吞吐后，人工裂缝周围的原油几乎采收殆尽。因此，油藏数模的结果证实注气吞吐可大幅提高致密油藏采收率。

图3 注CO2吞吐与衰竭式开采累计产油量与 油藏平均压力变化Fig.3 Cumulative oil production and average reservoir pressure for cyclic CO2 injection and primary depletion

图4 不同轮次注气吞吐的原油中CO2摩尔分数分布图Fig.4 Distribution of CO2 mole fraction in oil phase for different cycles of cyclic CO2 injection

图5 结束时衰竭式开采与注气吞吐的含油饱和 度对比图(2034-08-01)Fig.5 Comparison of oil saturations between primary depletion and cyclic gas injection at the end (2034-08-01)

3 注气吞吐过程参数的影响分析

考虑注气作为致密油体积压裂水平井衰竭式开采的接替开发方式。在注气吞吐条件下，注气量、注气时长、不同注入气体类型的选择和闷井时间，为生产制度中的主要过程参数，会影响原油采收率，对其进行优化分析。

3.1 不同注气量的影响

先研究注气量对原油产量的影响。模拟中采用同样的流体类型及井和油的设置，注入气同样选择为CO2。为了优化合适的注气量，实施注气速率分别为1.2×105、1.8×105、2.4×105m3/d的注气吞吐数值模拟。生产制度与前例相同，注气2个月，生产10个月，共吞吐12个轮次。

图6为不同注气量下的累计产油量与油藏平均压力变化。可以看出，注气速率为1.2×105m3/d的最终产量为28 000 t，注气速率为1.8×105m3/d的最终产量为32 000 t，注气速率为2.4×105m3/d的最终产量为35 000 t。在地层压力允许范围内注气量越高，油藏压力提升得越高，地层原油中溶解的气体也越多，原油体积膨胀越大，其弹性驱能量越充足，累计产量也越高。

从第3轮次开始，每轮次的累计产油量开始有所下降，为找出吞吐轮次数的经济极限绘制了图7所示的每轮次累计产油量与每轮次注入CO2量的比值曲线图，其物理意义为每轮次注气吞吐期间消耗单位CO2所产出的原油的量。对于注气速率为2.4×105m3/d的案例，消耗单位CO2的产油量在初期上升迅速，在第二轮次就已经达到了峰值，在此之后消耗单位CO2的产油量下降迅速。因此，对于该注气量下的油藏，较早即会达到注气吞吐的经济极限。当注气量下降，经济极限轮次也会相对延后。因此，较高的注气量在提高产量的同时也可以快速获得经济回报和收益。

图6 不同注气量下的累计产油量与油藏平均压力变化Fig.6 Cumulative oil production and average reservoir pressure with different gas injection rates

图7 每轮次产出原油与注入的CO2的比值变化Fig.7 Ratio of crude oil production and CO2 injected in each cycle

3.2 不同注气时长的影响

模拟并研究不同的注气时长对产量的影响。数值模拟设置如第3.1节，注入气体仍为CO2。为保持累计注气量和注气吞吐的周期一定，设计为生产方式如下。

方式1：注气速率1.2×105m3/d，注3个月，生产9个月，共进行12轮次。

方式2：注气速率1.8×105m3/d，注2个月，生产10个月，共进行12轮次。

方式3：注气速率3.6×105m3/d，注1个月，生产11个月，共进行12轮次。

保证注气量一定情况下，研究注气时长为1个月，2个月和3个月对产量的影响。图8所示为不同

图8 不同注入时长下的累计产油量与 油藏平均压力变化Fig.8 Cumulative oil production and average reservoir pressure for different gas injection durations

注气时长下累计产量和油藏平均压力的变化。从图中可见，注气量一定的情况下，注气时长这一因素对累计产油量并不敏感。在保证井底流压低于地层破裂压力的情况下，可尽可能加速注气过程。

3.3 不同注入气体类型的影响

此处对不同的注入气体对气驱吞吐过程的影响进行数值模拟分析。选用的气体分别如下。

(1)CO2。

(2)烃气1。CH4：64.19%；C2H6：23.57%；C3H8：6.43%；N2：5.81%。

(3)烃气2。CH4：36.68%；C2H6：47.14%；C3H8：12.86%；N2：3.32%。

注气速率选择1.8×105m3/d，注气2个月，生产10个月，不闷井，共进行12轮次注气吞吐。图9所示为不同注入气体的累计产油量和油藏平均压力的变化。

通过多次接触闪蒸法所计算得到的CO2与原始原油的最小混相压力为29.6 MPa；烃气1与原始原油的最小混相压力为32.3 MPa；烃气2与原始原油的最小混相压力为29.5 MPa。通过对比油藏平均压力变化发现，这几种气体的气驱吞吐过程基本都为非混相驱。

可以看出，不同的注入气体在压力提升和产量的提升上有着不同的效果。烃气1的甲烷含量高，C2H6和C3H8的含量低，在压力恢复上有很大的作用，但在提高采收率方面，烃气1相较于其他两种气体有明显的不足，经过12轮次的注气吞吐，注CO2和烃气2(C2H6和C3H8的含量高)的累计产油量有了很大的提升，但对于注烃气1的油藏累计产量并未得到显著的提升。这主要因为烃气2和CO2可大量溶于原油，使得原油体积膨胀，生产阶段中的弹性驱效果强。因此，在注入气的选择上烃气2和CO2要优于烃气1。考虑到C2H6和C3H8成本的影响，在实际的生产中如拥有充足的气源CO2可作为首选注入气体。另一方面，从数值模拟的结果中看出，压力的大幅度提升不一定带来产量的大幅度提升(例如烃气1)，注入气体的组成影响很大。

图9 不同注入气体类型下的累计产油量与 油藏平均压力变化Fig.9 Cumulative oil production and average reservoir pressure for of different types injection gas

3.4 闷井的影响

此处对闷井这一因素进行数值模拟并分析其影响。流体、储层和井的设置同前，选用注入气为CO2，分为三组模型。

模型1：注气速率1.8×105m3/d，注2个月，不闷井，生产10个月。

模型2：注气速率1.8×105m3/d，注2个月，闷井1个月，生产9个月。

模型3：注气速率1.8×105m3/d，注2个月，闷井2个月，生产8个月。

图10显示了不同闷井时长下累计产油量和油藏平均压力的变化。在注气量和注入时长一定的情况下，闷井对油藏的累计产量并不敏感。气驱吞吐过程中，气体扩散的空间尺度远小于油藏尺寸，甚至小于网格尺寸。因此，闷井在有限的时间内因扩散所造成的物质混合效应有限，实际生产中可考虑不闷井，注入气体后随即开始生产。

图10 不同闷井时长下的累计产油量与 油藏平均压力变化Fig.10 Cumulative oil production and average reservoir pressure for different shut-in durations

4 注气吞吐优化建议

从注气吞吐的数值模拟敏感性分析可看出，在储层压力允许的范围内，注气量越高，该井的采收率也越高，但高轮次数情况下注入单位气体所产出的原油量也降低，根据操作成本、油价和CO2价格存在轮次数的经济极限。因此，在实际生产中，在钻采工程条件和地面工艺允许的情况下，应尽可能地提高气体注入量，可提高油藏采收率，并在较短的时间内收回投资，实现更好的经济效益。

数值模拟显示注入时长和闷井时长对生产效果影响微弱。当注气量一定时，注入时长和闷井时长对累计产油量不敏感。因此，该开发优化问题变成了纯粹的工程问题，即在钻采工程和地面工艺允许的情况下，尽可能的减小注入时间，不进行闷井，可以使油田达到快速盈利的目的。

从注入气体的敏感性分析来看，富含C2H6和C3H8的烃气及CO2的提高采收率效果要远优于富含CH4的烃气，虽然这3种气体同样起到了补充地层能力和提高地层压力的效果。从经济成本的角度而言，CO2的成本要低于富含C2H6和C3H8的烃气。因此，在气源充足的条件下，CO2可作为注入气的首选。

5 结论

随着水平井和水力压裂技术的发展与成熟，致密油开发技术日新月异，致密油注气吞吐成为在其衰竭式开采基础上的一种提高采收率的有效方法。通过对国内某致密油藏典型井注气吞吐进行数值模拟，对关键参数进行了优化，最终得出了以下结论。

(1)注气吞吐(如CO2)可以极大地提高致密油的采收率。

(2)在储层压力允许的情况下，提高注气量可以快速地完成采收过程，注入单位气体所产出的原油量存在轮次数的经济极限。

(3)在注入气体确定和注气量一定时，改变注入时长和改变闷井时间不会影响油藏的最终采收率。

(4)在不同注入气体的选择上，富含C2H6和C3H8的烃气及CO2的提高采收率效果要远优于富含CH4的烃气。