致密油藏二氧化碳吞吐过程中低压区域对二氧化碳波及范围的影响

蒋晨, 刘庆杰， 张祖波， 高建， 陈序

(1.中国科学院大学工程科学学院， 北京 100049； 2.中国科学院渗流流体力学研究所， 廊坊 065007; 3.中国石油勘探开发研究院提高采收率国家重点实验室， 北京 100083)

随着非常规油气勘探开发技术的发展， 致密油作为一种重要的能源供给形式，已经成为国内外勘探开发的热点领域[1-3]。但是致密油藏储集层具有物性差、非均质性强、渗流能力差等特点，使得致密油藏开发难度大，开发成本高，严重制约开发效益[4-6]。目前国内外普遍采用水平井体积压裂后依靠地层能量进行衰竭式开发，虽初期产量高，但地层能量下降快，导致产量快速递减[7-8]。致密储集层依靠天然能量采用衰竭式开发的采出程度一般低于10%[9]，对比大庆油田水驱开发后最终采收率为40%左右[10]，致密油藏提高采收率潜力巨大。但由于致密油藏储层物性差、渗流阻力大等特点，难以实现类似常规油藏的规模开发[11]。

吞吐采油技术一直以来作为低品位油藏提高采收率的措施，虽然经过现场实际和室内研究证实CO2吞吐是提高致密油藏采收率的有效措施，但与传统的水驱、气驱相比，吞吐的理论不够深入和完善。目前CO2吞吐采油技术的作用机理尚存在争议，一些研究者认为CO2在油藏中的波及主要依靠扩散作用[12]；另一些研究者则认为CO2在油藏中的运移以流动波及作用为主，焖井期压力平衡后以扩散作用为主[13]。因此正确认识影响CO2波及范围的因素是制定优化吞吐方案的基础，也是致密油藏提高采收率的关键。但现有的大部分研究都仅关注注入压力、焖井时间等不同影响因素对采出程度、采收率的影响[14-16]，但并未说明影响因素会对采出程度、采收率产生影响的作用机理。现有关于吞吐作用机理的室内研究通常是运用计算机断层扫描(computed tomography，CT)技术来确定CO2在岩心尺度的波及范围[17-19]或通过大型物模实验运用测压计监测吞吐过程中模型各处的压力变化[20-23]，但岩心和物理模型相较实际油藏存在巨大的尺度差异并不能反映油藏真实情况。

为此，现利用油藏数值模拟软件HiSim，建立致密油藏CO2吞吐的理想模型，通过监测注入期和焖井期油藏CO2含量及压力变化研究CO2的波及范围，利用CO2波及范围这一指标来界定吞吐实施效果。在此基础上，研究不同影响因素对CO2波及范围的影响，以期为致密油藏CO2吞吐开发方案优化提供理论依据。

1 理想模型建立

选取典型致密油藏区块为研究对象，油藏埋深为2 200 m，原始地层压力为484 bar(1 bar=100 kPa)，原油密度为0.83 g/cm3，地层原油黏度为4.5 mPa·s，油层厚度为30 m，孔隙度为15%，渗透率为0.1 mD，区块内无断层及其他地质构造，故采用矩形网格建立了网格数为10×1×1的一维理想模型，如图1所示。

图1 一维理想模型Fig.1 One-dimensional ideal model

该理想模型为均质模型且各方向渗透率均为0.1 mD，综合考虑油层厚度、现场实际CO2波及范围、模拟时间等方面，设定模型的尺寸为15 m×15 m×30 m。由于地层流体组分较多，为提高计算效率，在满足计算精度的基础上，将地层流体重新划分为CO2、N2、CH4、C2、C3、C4-6、C7+1、C7+2和C7+3，共9个拟组分。

2 CO2吞吐作业模拟

CO2吞吐作业包含注入期、焖井期、开井期。油藏在经历衰竭式开发后，在注入期将CO2注入地层为地层补充能量。注入的CO2在焖井期利用毛管力、分子扩散力等与油藏内的剩余油进行置换。地层压力也在焖井期进行重新平衡。焖井期结束后，油井重新恢复生产。在建立的一维理想模型中，单井衰竭式开发3年后注入CO2，注入压力为130 bar，注入时间为一个月，注入结束后焖井3个月重新恢复生产。在此过程中分别监测注入前、注入期油藏各处压力及CO2含量如图2、图3所示；监测焖井期油藏各处压力及CO2含量如图4、图5所示。

1 bar=100 kPa图2 注入期油藏压力变化Fig.2 Reservoir pressure change during injection

1 bar=100 kPa图3 注入期油藏CO2含量变化Fig.3 Change of CO2 content in reservoir during injection

1 bar=100 kPa图4 焖井期油藏压力变化Fig.4 Change of reservoir pressure in reservoir during soak period

图5 焖井期油藏CO2含量变化Fig.5 Change of CO2 content in reservoir during soak period

如图2所示，注入期油藏压力增加是由近井地带逐渐向油藏深部波及的过程，在波及过程中出现低压区域并出现负压力梯度以及负压力梯度区域。如图3所示，注入期油藏CO2含量增加同样是由近井地带向油藏深部波及。通过图2和图3对比可知，在130 bar的注入压力下注入期压力传播的范围与CO2波及范围是基本同步的。注入地层的CO2补充了地层能量从而使近井区域压力升高需要与衰竭开发后的地层压力重新平衡，由此出现了低压区域及负压力梯度区域。

如图4所示，焖井期为油藏内部压力重新平衡的过程，近井地带压力降低，油藏深部压力逐渐升高，即近井地带的高压向低压区域传导从而扩大压力波及范围。如图5所示，焖井期CO2含量及波及距离变化不大。

通过注入期、焖井期油藏压力、CO2含量对比发现，在经历3个月的焖井期后，CO2的波及距离由注入期结束后的45 m增加到60 m，压力波及范围由45 m增加到75 m，说明CO2波及主要在注入期，CO2波及与压力波及在焖井期存在滞后现象。焖井期结束后低压梯度区域依旧存在，说明油藏压力未平衡，可考虑适当延长焖井时间使地层压力重新平衡。

3 影响因素分析

吞吐过程中油藏内部低压及负压力梯度区域的产生是由于注入的CO2使近井区域压力升高，在压力传播的过程中需与原始地层压力重新平衡，平衡过程具体表现为衰竭式开发后的原始地层压力与注入期的注入压力相互作用。

衰竭式开发后的原始地层压力分布大致符合平面径向流，故其压力分布方程为

(1)

式(1)中：Pe为油藏边界处压力，bar；Pwf为井底压力，bar；rw为井半径，m；re为油藏边界到井中心的距离，m；P为距井中心距离为r时的压力，bar;r为地层中任意一点到井中心的距离，m。

注入期注入CO2后在不考虑原始地层压力下大致符合反向的平面径向流，故其压力分布方程为

(2)

由式(1)和式(2)可知，可将地层压力平衡的情况看作压降漏斗和注入漏斗叠加。压降漏斗、注入漏斗如图6、图7所示。从图6、图7可知，在注入期近井地带、油藏深部均为相对高压，压力在向油藏中部低压区域传导过程中形成了如图2和图4所示的低压及负压力梯度区域，故可将压力梯度的正负转换点视为压力波及范围。

1 bar=100 kPa图6 压降漏斗Fig.6 Pressure drop funnel

1 bar=100 kPa图7 注入漏斗Fig.7 Injection funnel

注入的CO2在油藏中运移主要受分子扩散及地层压力梯度的影响。分子扩散是分子从高浓度区域向低浓度区域转移的现象，扩散速率与物质浓度梯度成正比。因此，注入的CO2在向油藏深部波及的过程中，分子扩散作用始终是CO2运移的动力。在地层压力梯度为正的区域，CO2在压差的作用下由近井地带向油藏深部运移，地层压力梯度表现为CO2运移的动力；在地层压力梯度为负的区域，CO2在压差的作用下由油藏深部向近井地带运移，地层压力梯度表现为CO2运移的阻力。综上可知，在地层压力梯度为正时，压差和分子扩散运动均为CO2运移的动力，CO2波及速率较快，表现为CO2与注入压力的波及无明显滞后；而在地层压力梯度为负时，由于地层压力梯度的阻碍作用CO2难以波及。因此，采取措施扩大压力波及范围是增大CO2的波及范围直接有效的方法。

3.1 注入压力对CO2波及范围的影响

保持其他参数不变，改变注入压力分别监测注入压力为130、180、230、280 bar时地层压力及CO2含量变化。如图8所示，随注入压力的升高，压力和CO2在注入期的波及范围显著增加，压力波及与CO2波及基本同步无滞后现象，但在注入压力超过230 bar后，CO2的波及范围不再增加。由此说明，CO2在注入期的波及范围对注入压力非常敏感，但存在最优注入压力，当注入压力超过最优注入压力后，CO2在注入期内波及范围不会增加，因此在吞吐作业中需合理选择注入压力。若注入压力大于最佳注入压力，要进一步扩大CO2在注入期的波及范围，可考虑延长注入时间。

1 bar=100 kPa图8 不同注入压力下注入期压力、CO2波及范围Fig.8 Pressure and CO2 sweep range during injection period under different injection pressures

如图9所示，随注入压力升高，压力和CO2在焖井期的波及范围显著增加。CO2波及相较于压力波及在焖井期存在明显滞后，且随着注入压力升高，滞后现象越明显。

1 bar=100 kPa图9 不同注入压力下焖井期压力、CO2波及范围Fig.9 Pressure and CO2 sweep range during soak period under different injection pressures

不同注入压力下注入期和焖井期结束后压力、CO2波及范围如表1所示。对比各注入压力下注入期和焖井期CO2波及范围可知，CO2的波及范围主要来源于注入期，但焖井期CO2的运移同样不可忽视，需合理选择焖井时间。

表1 不同注入压力下压力和CO2波及范围Table 1 Pressure and CO2 sweep range under different injection pressures

3.2 焖井时间对CO2波及范围的影响

CO2在焖井期的波及主要依靠地层压力平衡前的压力梯度推动以及浓度差作用下的分子扩散运动。若焖井时间过低，在地层压力平衡前结束焖井，则无法充分发挥地层能量，影响CO2的最终波及范围，不利于油藏采收率的提高;而焖井时间过高,在地层压力平衡后仅依靠扩散波及，CO2波及速率将大幅降低，会影响油田整体开发效益，因而需合理选择焖井时间。

保持其他参数不变，分别监测230 bar注入压力下焖井30、60和90 d后CO2波及范围。如图10所示，3个焖井时间下对应的CO2波及范围分别是83、90、92 m。从图10可看出，随着焖井时间的增加，CO2波及范围逐渐增加，但增加幅度逐渐减小，在焖井时间超过60 d后，CO2波及范围增加幅度急剧下降，说明在焖井60 d后，油藏内部压力基本达到平衡，CO2在仅靠扩散作用波及的范围十分有限。

图10 不同焖井时间下CO2波及范围Fig.10 CO2 sweeping range under different soaking time

3.3 吞吐轮次对CO2波及范围的影响

现场实际和室内岩心试验结果均表明，吞吐轮次越多，油藏采收率越高，但采收率的提高幅度逐渐减小。从油藏开发经济效益考虑，需合理选择吞吐轮次。

保持注入时间和焖井时间不变，在230 bar的注入压力下，进行4轮次吞吐，监测各轮次焖井期结束后CO2波及范围。如图11所示，随着吞吐轮次的增加，CO2波及范围逐渐增加，但增加幅度逐渐减小。这一模拟结果也从CO2波及范围角度解释了吞吐轮次越多，采收率的提高幅度越小。故在实际油藏开发进行吞吐方案设计时，应综合考虑吞吐轮次。

图11 不同吞吐轮次下CO2波及范围Fig.11 CO2 sweep range under different throughput rounds

4 结论

(1)注入的CO2在油藏压力平衡前以流动波及为主，在焖井期压力平衡后以扩散波及为主，扩散波及的距离十分有限。在油藏压力平衡的过程中，受压力波及范围的限制地层中存在负压力梯度区域对CO2的运移起阻碍作用，采取措施提高压力波及范围可显著增加CO2波及范围，从而提高吞吐作业效果。

(2)注入压力对CO2波及范围影响较大，提高注入压力可显著提高CO2的波及范围，但存在最佳注入压力，超过最佳注入压力后，CO2的波及范围在注入期不会增加。因此，在吞吐作业过程中，合理地提高注入压力可显著提高CO2吞吐采收率。

(3)在吞吐过程中，CO2在油藏中的波及主要来源于注入期，但焖井期CO2在油藏中的运移同样不容忽视。油藏压力平衡后，CO2波及速率显著降低，因此，在油藏压力平衡后即可考虑停止焖井。

(4)随着吞吐轮次的增加，CO2波及范围逐渐增加，但增加的幅度逐渐减小，从油藏开发整体效益考虑，应尽可能减少吞吐轮次。