鄂尔多斯盆地长7储层致密油水平井CO2补充能量与吞吐参数优化

郭肖，刘瑞璇*，高振东，王玥，王鹏鲲

(1.西南石油大学，油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.延长油田股份有限公司，延安 716000)

中国致密油藏资源丰富，资源储量约为44×108t，居世界第三位。目前，中国致密油的开发正处于初级阶段[1-2]，一些油田针对致密油低孔低渗的特点对水平井进行压裂开采，产能均得到了提升，但是效果并不理想。因此需要加快对致密油藏的研究与探索，保障国家能源安全。致密油藏物性差，储层绝对渗透率一般小于2×10-3μm2，在这样的储层条件下不进行压裂几乎无工业性油流。国内外开发实践证明，水平井和大型水力压裂技术是成功开发致密油藏的关键[3-8]。压裂后的水平井增加了裂缝渗透率及泄油面积，从而提高了油藏产能[9]。

致密油水平井弹性开采存在初期能量递减快、采收率低、能量不足等问题，针对这些问题[10-13]，有大量学者进行了相关研究。朱杰等[14]针对新疆油田环玛湖区块，开展室内研究实验，优化吞吐参数，对该区块致密油增产提供了指导。候广[15]采用实验与数值模拟相结合的方法，优化吞吐参数，解决了致密油产能低的问题。史晓东等[16]针对松辽盆地扶余油层高产期短、产量递减快等特点，将室内模拟实验与数值模拟相结合，确定了最佳CO2吞吐参数。周拓等[17]通过物理模拟实验对分段压裂水平井CO2吞吐机理进行了研究，得到了对CO2吞吐的影响因素。曾佳[18]基于非线性渗流力学理论,针对长7致密油藏建立了致密油藏复合三线性渗流数学模型，得到了最优的开发方案参数。郎慧慧[19]针对马岭油田M区进行地质储层分析，研究得到体积压裂水平井CO2吞吐方案。上述研究对提高致密油采收率取得了一定的进展，但针对致密油吞吐方式、井网及生产参数整体优化和选择最优的吞吐方案一直没有很好的解答。因此，基于致密油开发现状，通过建立鄂尔多斯长7储层数值模拟模型，对吞吐方式、井网参数、生产参数等进行整体优化，并给出合适的吞吐方案，为该储层提高采收率提供方法支持和借鉴。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地主要划分为伊盟隆起、渭北隆起、陕北斜坡、晋西挠褶带、天环坳陷和西缘冲断构造带六个一级构造单元[20]，总面积大约8.7×104km2，如图1(a)所示。延长组长7段是致密油的主要区块。长7储层自上而下共划分为长71、72、73三个亚段[21]，长71、72段主要以细砂岩、泥质粉砂岩为主，73段主要以页岩为主，如图1(b)所示。

图1 鄂尔多斯盆地长7储层构造及地层示意图Fig.1 Structure and stratigraphic diagram of Chang 7 reservoir in Ordos Basin

2 数值模型建立

根据鄂尔多斯盆地长7储层的原油常规物性分析，其原油密度为0.802～0.863 g/cm3，平均为0.832 g/cm3；动力黏度(50 ℃)为2.93～12.59 mPa·s，平均为7.03 mPa·s；凝固点为2～31 ℃，平均为17.5 ℃。长7段致密油储层压力系数较低，分布范围只有0.64～0.87。鉴于此，现以鄂尔多斯盆地长7储层为研究对象建立储层基础模型，模型构建流程如图2所示。

图2 致密油水平井补充能量模型流程图Fig.2 Flowchart of supplementary energy model for tight oil horizontal wells

运用CMG(computer modelling group)组分模块建立了水平井分段压裂数值模拟模型。网格建立采用笛卡尔坐标系，网格步长均为20 m×20 m×3 m，网格数总计72×50×8，水平井分段压裂，基本参数如表1所示。

表1 模型基本参数Table 1 Model basic parameters

3 不同注入方式

致密油在弹性开采过程中能量衰竭较快，在保持地层能量的条件下以较高的采油速度开采则需要及时的补充能量。利用CMG的组分模型对不同注入方式CO2、N2、20 ℃水和80 ℃水吞吐进行模拟研究，将采收率及累计产油作为分析评定依据，数据模拟结果如图3、图4所示，累计产油量变化趋势如图中的折线所示。结果表明CO2吞吐的开发效果最好，20年生产末期采收4.692 78%，N2吞吐次之，达到了3.997 13%，20 ℃水吞吐的效果最差，最终采收率仅为3.316 2%。

图3 不同注入方式下的采收率Fig.3 Recovery efficiency under different injection modes

图4 不同注入方式下的累计产油Fig.4 Cumulative oil production under different injection modes

对比CO2、N2、20 ℃水、80 ℃水吞吐采收率，可以发现CO2在生产前三年的效果并不突出，与其他3种注入方式下的采收效果基本一样，但是随着生产时间的增加，CO2吞吐的优势逐渐体现出来。生产模拟时间为20年，CO2吞吐的累计产油量达到了93 033.7 m3，对比20 ℃水的产油量提高了34.29%。结果表明在致密油水平井分段压裂模式下，气体相较于液体具有更好的流动性，更能充分发挥裂缝优势，与地层中的原油互溶反应，从而起到补充能量的作用以达到较高的产能。

不同注入方式下，压力变化如图5所示，含油饱和度变化如图6所示，CO2黏度变化如图7所示。对比变化趋势可以看出，CO2吞吐过后裂缝和靠近水平井的区域能量补充及原油排驱效果较好。说明水平井周围压力随着CO2不断注入地层而逐渐增加。CO2在较高的地层压力下驱替近井端的的可流动原油，同时发生指进而进入远处地层。在注入阶段，地层能量得到补充，生产井控制范围内的压力也不断升高。注入之后开始焖井，一般焖井时间与注入时间、流体性质相关。在这一阶段中，注入的CO2与原油充分反应发生萃取作用，主要提取原油中的轻质组分，达到降黏、原油膨胀、降低界面张力的作用。焖井结束之后，进行吞吐的最后一步采油，原油会随注入的CO2流向井筒。整个吞吐的过程达到补充地层能量、降低含油饱和度的目的。因此，优化选取CO2吞吐的注入方式。

图5 不同注入方式在开采两年之后的压力变化Fig.5 Pressure changes of different injection methods after two years of mining

图6 不同注入方式下的含油饱和度Fig.6 Oil saturation under different injection methods

图7 不同开采年份CO2黏度变化Fig.7 CO2 viscosity change in different mining years

4 模拟结果

4.1 井网形式

采用CO2吞吐的开发方式，利用数值模拟对不同的井网形式进行优化分析，生产时间为20年。分别模拟了五点交错井网、七点正对井网、七点交错井网、九点正对井网、九点交错井网，如图8所示。比较在相同参数下，不同井网形式的采收率、累积产油量及换油率。开发效果如图9所示，结合累计产油、换油率作为评价依据。换油率为产出油质量与注入气质量之比。累计产油量随着水平井的增加而增加，总体分析得到九点交错井网获得最优的生产效果。

图8 不同井网类型Fig.8 Different well pattern types

图9 不同井网的累产油及换油率Fig.9 Accumulated oil production and oil exchange rate of different well patterns

4.2 井网参数优化

4.2.1 水平井长度

在其他参数一定的条件下，选择水平段长度分别为210、270、330、390、450、510 m进行数值模拟预测，以采收率和累计产油量作为评定分析标准。数值计算结果如图10所示，采收率随水平井长度的变化趋势如图中的折线所示。在生产初期，水平井长度与采收率、累计产油量成正比，但是当水平井长度达到一定值后，产能增加趋势逐渐变缓。这是因为井筒内流体所受到的摩擦阻力会随着水平井长的增加而增加。因此，水平井长度存在最优值，从图10中可以看出：当水平段长度达到330 m后，产量增加幅度明显减小；优化结果取水平井长度为330 m为宜。

图10 水平井长度与采收率关系Fig.10 Relationship between horizontal well length and recovery factor

4.2.2 裂缝半长

模拟不同裂缝半长下水平井分段压裂的产能变化，对裂缝半长进行优化。裂缝半长分别取20、40、60、80 m，模拟开采时间为20年，对不同裂缝半长情况下的水平井生产情况进行模拟。不同裂缝半长随累计产油量的变化趋势如图中的折线所示。从图11、图12看出，在其他参数一定的情况下，不同的裂缝半长对分段压裂水平井的采收率及累积产量影响较大。但压裂后的累积产量并不是随着裂缝半长增加而线性増长，产能增加幅度随着裂缝半长的增加逐渐减小。这是因为随着水力压裂裂缝半长的增大，由于边界作用使得裂缝波及范围减小，导致水平井累积产量增幅越来越小，考虑投入产出比，则存在一个相对最佳的裂缝半长值，优化结果表明取裂缝半长为60 m为宜。

图11 裂缝半长与采收率关系Fig.11 Relationship between fracture half-length and recovery factor

图12 裂缝半长与累计产油量关系Fig.12 Relationship between fracture half-length and cumulative oil production

4.2.3 井排距

排距指的是两排水平井之间的距离如图13所示。以井距为180 m进行建模，分别取排距的值为160、180、200、220、240 m进行数值模拟预测，以采收率和累计产油量作为评定分析标准，数据结果如图14所示。当排距小于220 m时，产能随排距增大而增大，但当排距大于220 m时，产能与排距之间呈现负相关。排距过小时，井排之间容易产生干扰，而排距过大，会存在大片未波及区域从而降低采出程度。优化结果表明取井排距为220 m为宜。

图13 井距及排距示意图Fig.13 Well spacing and row spacing diagram

图14 井排距与累计产油量、采收率关系Fig.14 Relationship between well spacing and cumulative oil production and recovery factor

4.3 吞吐参数优化

4.3.1 注气速度

保持其他参数不变，每口水平井选取注气速度分别为2 000、2 500、3000、3 500、4 000、4 500、5 000 m3/d，开展CO2吞吐的开采模拟研究，以采收率和累计产油量作为评定分析标准，模拟结果如图15所示。

图15 注气速度与累计产油量、采收率关系Fig.15 Relationship between gas injection rate and cumulative oil production and recovery factor

当日注气量从每口井2 500 m3/d增大到5 000 m3/d时，采收率与累计产油量成线性增长，注入的CO2越多，则地层能量补充越充足，使得地层压力在注入阶段之后恢复得更好，以获得更高的产能。从提高采收率的角度来看，CO2注入越多则开采越好。

但是在实际过程种，注气量受到注入压力的限制不能过大，并且生产过程中随原油产出的CO2会随着注入CO2量的增加而增加，因此注入地层的CO2并不能全部发挥作用。实际工程中注气速度根据现场情况而定，优化结果取最佳注气速度为5 000 m3/d。

4.3.2 焖井时间

1)短周期焖井

焖井时间是指从注气阶段到开井生产这一时间段过程。CO2注入地层后主要集中水平井附近区域的裂缝中，在焖井阶段中，CO2在分子扩散的作用下扩散至裂缝更深处，与更多原油充分反应，补充地层能量。但是较长的焖井时间会导致CO2从原油中分离出来，降低作用效果。可见焖井时间对产能有一定的影响。为了研究焖井时间对分段压裂水平井CO2吞吐开发效果的影响，在注入速度均为每口井5 000 m3、注入时间10 d的情况下设置0、3、5、7、9、11、13 d的关井时间，对不同焖井时间进行数值模拟研究。以采收率和累计产油量作为评定分析标准，模拟结果如图16所示，累计产油量随不同焖井时间的变化趋势如图中的折线所示。

依据数据分析图对比可以看出焖井时间对生产具有一定的影响。在焖井过程中，注入地层近井端的CO2随着焖井时间的增加，由裂缝向基质更远处扩散，与原油充分接触反应。但较长的焖井时间会降低产能，如图16所示。当焖井时间超过3 d时，累计产油量及采收率与焖井时间呈现负相关。

图16 不同焖井时间与累计产油量及采收率的关系Fig.16 The relationship between different soaking time and cumulative oil production and recovery factor

2)长周期焖井

为了对比长、短焖井周期对产能的影响，增加焖井时间，同时将注入时间由短周期的10 d增加至30 d，其他参数保持不变，设置5、10、15、20、25、30 d关井时间，对不同焖井时间进行数值模拟研究。如图17、图18所示，长周期吞吐有更高的累计产油、采收率，提高了0.567%，且日产油整体比短周期吞吐稳定。

图17 焖井时间与累计产油量、采收率的关系Fig.17 Relationship between soak time and cumulative oil production and recovery factor

图18 日产油与焖井周期的关系Fig.18 Relationship between daily oil production and soak period

生产开采过程中，CO2首先进入裂缝，然后沿裂缝进入裂缝周围区域，待裂缝周围区域压力升高以后，逐步向压力未波及区域扩展。如图19为开采两年之后长周期焖井时间与地层压力变化，可以看出在较短时间的关井时间下，地层压力还未得到及时的恢复就要进行下一轮的吞吐，由此可见频繁多次的吞吐方式不能有助于地层能量补充。在焖井时间较短的情况下，地层压力下降较快且能量不能得到补充。因此，优化结果选择长周期吞吐方式，焖井时间为10 d。

图19 不同焖井时间下的压力变化Fig.19 Pressure change under different soaking time

4.3.3 生产时间

生产时间对于CO2吞吐效果也有一定的影响。设定单周期生产时间分别为100、150、200、250 d，保持注入时间、焖井时间等其他参数不变，开展CO2吞吐的开采模拟研究，模拟结果如图20所示。随着生产时间的增加，累计产油及采收率在不断降低。结果显示生产时间为280 d时采收率最高。

图20 不同生产时间与累计产油、采收率的关系Fig.20 Relationship between different production time and cumulative oil production and recovery factor

图21为生产前4年的压力变化，说明生产时间对产能及地层压力变化具有一定的影响。在注入及焖井时间不变的情况下，生产时间越长则产能越低，是因为地层压力随着生产时间的增加不断降低，并且长时间的开采是在过快的消耗地层能量，从而影响后期的开采。

图21 不同生产时间与压力变化Fig.21 Different production time and pressure change

4.3.4 吞吐时机

油藏在转吞吐之前衰竭开采的时间长短决定了转吞吐时地层压力的大小，分别设计衰竭开采0、1、2、3年后转吞吐开采，数值模拟结果如图22所示，模拟结果表明在衰竭开采一年之后进行吞吐开采的开发效果较好，产能较高。

图22 不同吞吐时机与累产油的关系Fig.22 Relationship between different huff and puff time and cumulative oil production

根据模拟结果可以看出，吞吐时机对于累计产油量具有一定的影响。原油初始组分中轻质组分占比较大，较早的进行吞吐，可以发挥CO2的萃取作用，相同的，转注时机较晚，原油中的轻质组分含量下降，就会削弱CO2增产降黏的作用。

5 结论

(1)鄂尔多斯长7储层属于致密区块，优选开发方式为CO2吞吐，20年生产末期采收4.692 78%。

(2)通过数值模拟研究证明，九点交错井网具有更好的开发效果，优化确定了水平井长度330 m，裂缝半长60 m，井排距220 m。

(3)通过吞吐参数敏感性分析优化，最优的生产制度为：注气速度为5 000 m3/d，焖井时间10 d，生产时间280 d，吞吐时机为衰竭开采1年之后。

(4)通过数值模拟优化分析，水平井分段压裂储层改造及合理的CO2吞吐参数设计有助于致密油提高产能。