低渗透平面非均质油藏注采井布井方式对CO2驱开发效果的影响

李 政 吕文峰 王宏志 李 敏 陈天戈 郑自刚

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 提高油气采收率全国重点实验室，北京 100083；3. 中国石油大庆油田有限责任公司井下作业分公司，黑龙江 大庆 163458；4. 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；5. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018）

0 引 言

近年来碳捕集、利用与封存（CCUS）产业发展迅速，注CO2驱油作为碳利用的核心环节逐渐得到各大油田重视，并被广泛应用于低渗透油藏的开发中，其不仅是低渗透油藏提高采收率的重要途径，也是石油企业实现碳中和的托底技术，有着巨大的经济社会效益和广阔的发展前景［1-6］。

中国陆相沉积低渗透油藏在平面上因为受到沉积微相分布的影响多呈现出一定的平面非均质性特征，而CO2驱的开发效果受储层平面非均质性的影响较大，采用合理的注采井平面相对位置布井方式对CO2驱开发至关重要（即根据储层厚度、渗透率在平面上的变化设计注采井的相对位置，确定平面驱替方向。例如：在高（低） 渗端注入-在低（高）渗端采油、在厚（薄）端注入-在薄（厚）端采油）。前期有很多学者进行过类似研究，分别针对水驱、聚合物驱、蒸汽驱等开发方式，探索了不同平面非均质性特征下的合理注采井布井方式［7-14］，但未见针对CO2驱的相关研究。

因此，本文以大庆榆树林油田某注CO2试验区的基本地质油藏参数和注采参数为依据建立平面非均质储层理论模型，通过数值模拟与理论分析相结合的方式开展CO2驱开发过程研究，探索在2 类主要储层平面非均质性（渗透率、有效厚度）影响下的合理注采井布井方式，并分析不同布井方式对实施CO2驱后的储层压力保持水平、油气混相程度和整体开发效果的影响。

1 平面非均质储层CO2驱模型设计

榆树林油田位于大庆长垣东南部，属于特低渗透油田，通过注水很难进行有效开发，其主力油层为扶杨油层，未动用储量主要集中在南区，适合直接采用注CO2的方式进行开发。由于受到以河流相为主的沉积环境影响，榆树林油田扶杨油层具有较强的平面非均质性，在河道主体附近储层物性相对较好，而往河道侧缘、河道间方向的储层物性则逐渐变差。

南区某先导试验区动用地质储量为125.9×104t，于2007 年开始陆续投注生产，当前共有注采井23 口，其中注气井9 口，采油井14 口，累计注气量为35.8×104t，累计产油量为11.7×104t，整体采出程度为9.3%，换油率为0.33。该区块原始地层压力为22 MPa，原始地层温度为98.5 ℃，地层原油黏度为3.6 mPa·s，平均孔隙度为11%，平均渗透率为1×10-3μm2，平均含油饱和度为58%，平均单井有效厚度为10 m。试验区内的储层平面非均质性主要体现在渗透率和砂体有效厚度的平面差异性上，渗透率主要为0.13×10-3~4.43×10-3μm2，有效厚度主要为5~25 m。本文分别针对这2 类参数的平面非均质性进行研究，使用广泛应用的商业油气藏数值模拟软件Eclipse，依据试验区的典型地质油藏特征和注采井网井距参数（表1），分别建立渗透率平面非均质和有效厚度平面非均质储层模型，探索适合于CO2驱开发的合理注采井布井方式。根据试验区相关资料，模型采用五点法注采井网，依据其对称性原理，简化为一注一采，分别位于模型斜对角（图1、图2）。

图1 渗透率平面非均质储层模型（级差5）Fig. 1 Model of reservoir with areal heterogeneity of permeability (with contrast of 5)

图2 有效厚度平面非均质储层模型（级差5）Fig. 2 Model of reservoir with areal heterogeneity of net pay thickness(with contrast of 5)

表1 试验区地质油藏和井网井距基本参数Table 1 Basic parameters of geological , reservoir , well pattern and spacing in test area

如图1 所示，针对储层渗透率平面非均质性特征，分别模拟“高渗注低渗采”和“低渗注高渗采”2 种不同的注采井布井方式，测试注入端与采出端之间储层渗透率级差为2、3、5 不同非均质性强度下的CO2驱开发效果。在不同级差的模型中，注采井间的储层渗透率分别由0.5×10-3μm2变化为1.0×10-3、1.5×10-3、2.5×10-3μm2，储层有效厚度均为10 m。

如图2 所示，针对储层有效厚度平面非均质性特征，分别模拟“厚注薄采”和“薄注厚采”2 种不同的注采井布井方式，测试注入端与采出端之间的储层有效厚度级差为2、3、5 不同非均质性强度下的CO2驱开发效果。在不同级差模型中，注采井间的储层有效厚度分别由5 m 变化为10、15、25 m，储层的渗透率均为1.0×10-3μm2。

模拟开发方式为CO2驱水气交替（WAG），开发周期为20 a。依据CO2驱在油田现场的应用情况，考虑CO2成本因素，在模拟开发过程中保持不同方案中注入的CO2总量一致以便得到合理的对比结果，因此采用注入井定量注入的控制模式，根据注入量角度劈分原则计算模型中设定的日注入量应为现场单井实际日注入量的1/4，结合试验区相关资料，对于渗透率平面非均质储层模型，注入井注水时保持日注水量为2.5 m3，注气时保持日注CO2量为1 250 m3（地面条件下）；对于有效厚度平面非均质储层模型，根据不同级差模型中的储量等比例调整日注入量，级差为2、3、5 时的日注入量调整倍率分别为0.75、1、1.5。注入过程中保持水气交替周期为3 个月，最大井底流压不超过40 MPa。生产井保持井底流压为5 MPa 生产，含水率上限为98%，气油比上限为1 500 m3/m3，气油比或含水率突破上限值后停止生产。

2 平面非均质储层模型CO2驱数值模拟结果

2.1 渗透率平面非均质储层模型

通过数值模拟方法分别得到了储层平面渗透率级差为2、3、5 时，不同注采井布井方式下的CO2驱20 a 采出程度和气油比变化曲线（图3），并对开发周期内获得的最终采出程度进行了对比（图4）。

图3 不同储层平面渗透率级差、注采井布井方式下的CO2驱采出程度和气油比Fig. 3 Recovery of OOIP and GOR of CO2 flooding with different areal permeability contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

图4 不同储层平面渗透率级差、注采井布井方式下的CO2驱开发20 a最终采出程度对比Fig. 4 Comparison of ultimate recovery of OOIP of 20 a CO2 flooding with different areal permeability contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

从采出程度变化曲线上看（图3 （a） —（c）），采用“低渗注高渗采”在开发前期采出程度上升较快，但在开发后期采出程度较低；相反，采用“高渗注低渗采”在开发前期采出程度上升较慢，但在开发后期采出程度较高。从模拟开发周期内的最终采出程度上看（图4），采用“高渗注低渗采”可获得的最终采出程度高于“低渗注高渗采”，且储层的平面渗透率级差越大，不同注采井布井方式下获得的最终采出程度差异也越大，当级差为2 时两者相差1.1 百分点，差异性相对较小；而当级差为3、5 时两者之差分别达到5.3、9.9 百分点，差异性显著增大。

从气油比变化曲线上看（图3（d）—（f）），采用“低渗注高渗采”时生产井见气相对较早，气油比上升相对较快，在级差为3、5 的模型中，开发时间未达20 a 时气油比已突破1 500 m3/m3，造成生产井关停；相反，采用“高渗注低渗采”时生产井见气相对较晚，气油比上升相对较慢，在全开发周期内气油比均低于“低渗注高渗采”，可有效延缓气窜并延长生产周期。储层平面渗透率级差越大，不同注采井布井方式下的生产井见气时间和气油比差异也越大。综合上述指标，从CO2驱整体开发效果上看，“高渗注低渗采”的布井方式优于“低渗注高渗采”。

2.2 有效厚度平面非均质储层模型

通过数值模拟方法分别得到了储层平面有效厚度级差为2、3、5 时，不同注采井布井方式下的CO2驱20 a 的采出程度和气油比变化曲线（图5），并对开发周期内获得的最终采出程度进行了对比（图6）。

图5 不同储层平面有效厚度级差、注采井布井方式下的CO2驱采出程度和气油比Fig. 5 Recovery of OOIP and GOR of CO2 flooding with different net pay thickness contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

图6 不同储层平面有效厚度级差、注采井布井方式下的CO2驱开发20 a最终采出程度对比Fig. 6 Comparison of ultimate recovery of OOIP of 20 a CO2 flooding with different net pay thickness contrasts of reservoir and different well patterns of injector-producer

从采出程度变化曲线上看（图5 （a） —（c）），采用“薄注厚采”在开发前期采出程度上升较快，但在开发后期采出程度较低；相反，采用“厚注薄采”在开发前期采出程度上升较慢，但在开发后期采出程度较高。从模拟开发周期内的最终采出程度上看（图6），采用“厚注薄采”可获得的最终采出程度高于“薄注厚采”，且储层平面有效厚度级差越大，不同注采井布井方式下获得的最终采出程度差异也越大，级差为2、3、5 时“厚注薄采”比“薄注厚采”分别高2.4、7.2、11.7 百分点。

从气油比变化曲线上看（图5（d）—（f）），采用“薄注厚采”时生产井见气相对较早，气油比上升相对较快，在3 种不同有效厚度级差的模型中，开发时间未达20 a 时气油比均已突破1 500 m3/m3，造成生产井关停；相反，采用“厚注薄采”时生产井见气相对较晚，气油比上升相对较慢，在全开发周期内气油比均低于“薄注厚采”，可有效延缓气窜并延长生产周期。储层平面有效厚度级差越大，不同注采井布井方式下的生产井见气时间和气油比差异也越大。

综合上述指标，从CO2驱整体开发效果上看，“厚注薄采”的布井方式优于“薄注厚采”。

3 模拟结果分析与讨论

3.1 开发前期产油量差异

由于该试验区是未经过水驱开发的新区，在CO2驱开发前期储层中的含油饱和度相对较高，此时生产井附近区域的储层物性和供液能力是影响产油量的主导因素。根据达西径向流公式，生产井产油量可表示为

式中：qo——产油量，m3/d；h——储层有效厚度，m；K——储层渗透率，10-3μm2；Kro——油相相对渗透率；pe和pw——距井眼re处的油层压力和生产井井底压力，MPa；μo——储层油相黏度，mPa·s；re和rw——渗流半径和生产井井眼半径，m；α——单位换算系数。

在开发前期，渗流半径相对较小，产出流体的流动主要发生在生产井附近的储层中。在不同的注采井布井方式下，生产井所处位置不同，其附近的储层物性也不同。对于渗透率平面非均质储层，采用“低渗注高渗采”时生产井附近储层的渗透率高于“高渗注低渗采”；对于有效厚度平面非均质储层，采用“薄注厚采”时生产井附近储层的有效厚度高于“厚注薄采”。因此，根据式（1），“低渗注高渗采”和“薄注厚采”在开发前期的产油量较高，采出程度上升较快，而随着开发过程的进行，渗流半径逐渐扩大，因近生产井储层物性差异而造成的影响逐渐减弱，产油量差异也逐渐减小。

3.2 开发后期驱油效果差异

在开发后期，储层中的含油饱和度已大幅度降低，此时影响CO2驱采出程度进一步提高的关键在于其驱替储层残余油的能力（模型中通过与油气混相相关的动态的油相相对渗透率Kro进行量化）。矿场实践表明，储层的压力保持水平严重影响着CO2驱后期开发效果［15］。室内实验研究也表明，在非混相驱条件下，流体压力越高，则油气相间界面张力越低，油气之间混合程度越高，CO2驱替残余油的效果也越好，直到压力达到CO2与地层原油的最低混相压力并实现混相驱［16-18］。

模拟结果表明，在CO2驱全周期开发过程中，相同注入量、不同注采井布井方式下储层的压力保持水平有着明显差异（图7），采用“高渗注低渗采”时的平均地层压力高于“低渗注高渗采”，采用“厚注薄采”时的平均地层压力高于“薄注厚采”。

图7 不同注采井布井方式下CO2驱平均地层压力对比Fig. 7 Comparison of average formation pressures of CO2 flooding with different injector-producer patterns

以级差5 为例，对于渗透率平面非均质储层，采用“高渗注低渗采”在开发后期的平均地层压力为21.3 MPa，而采用“低渗注高渗采”在开发后期的平均地层压力为14.5 MPa；对于有效厚度平面非均质储层，采用“厚注薄采”在开发后期平均地层压力为24.1 MPa，而采用“薄注厚采”在开发后期平均地层压力为15.0 MPa。实验数据表明该区块地层原油与CO2的最低混相压力为28 MPa，因此在不同注采井布井方式下均无法实现油气完全混相，但地层压力水平越高，越接近于最低混相压力，则油气混相程度越高，在开发后期CO2进一步驱替地层原油的效果越好。

如图8 所示，对于渗透率平面非均质储层，当级差为5 时，采用“高渗注低渗采”CO2驱后储层平均含油饱和度为16.5%，而采用“低渗注高渗采”CO2驱后储层平均含油饱和度为22.9%，“高渗注低渗采”的驱油效果明显优于“低渗注高渗采”；类似的，对于有效厚度平面非均质储层，当级差为5 时，采用“厚注薄采”CO2驱后储层平均含油饱和度为16.2%，而采用“薄注厚采”CO2驱后储层平均含油饱和度为22.5%，“厚注薄采”的驱油效果明显优于“薄注厚采”。上述结果与地层压力的分析结果吻合。

图8 不同注采井布井方式下CO2驱开发末期含油饱和度场对比Fig. 8 Comparison of oil saturation fields at the end of CO2 flooding with different injector-producer patterns

3.3 气油比和动态埋存量差异

在开发过程中，不同注采井布井方式下地层压力保持水平的差异造成了地层中CO2浓度差异，也导致了注入的CO2滞留在地层中的量（动态埋存量）出现差异。如图9、图10 所示，以级差5 为例，对于渗透率平面非均质储层，采用“高渗注低渗采”在开发末期地层中的CO2平均浓度为2.37 kmol/m3，总滞留量为121.9 Mmol，而采用“低渗注高渗采”在开发末期地层中的CO2平均浓度为1.96 kmol/m3，总滞留量为96.1 Mmol，“高渗注低渗采”时CO2地层滞留量明显高于“低渗注高渗采”；类似的，对于有效厚度平面非均质储层，采用“厚注薄采”在开发末期地层中的CO2平均浓度为2.38 kmol/m3，总滞留量为184.3 Mmol，而采用“薄注厚采”在开发末期地层中的CO2平均浓度为1.99 kmol/m3，总滞留量为148.5 Mmol，“厚注薄采”时CO2地层滞留量明显高于“薄注厚采”。

图9 不同注采井布井方式下CO2驱开发末期储层CO2浓度场对比Fig. 9 Comparison of CO2-molar concentration fields of reservoir at the end of CO2 flooding with different injector-producer patterns

图10 不同注采井布井方式下CO2驱全开发周期地层滞留量（动态埋存量）对比Fig. 10 Comparison of formation retention (dynamic storage) of CO2 during CO2 flooding with different injector-producer patterns

由于不同布井方式下的CO2注入量相同，结合其地层滞留量的差异进行分析，采用“高渗注低渗采”和“厚注薄采”时生产井产出的CO2量较“低渗注高渗采”和“薄注厚采”时少，气油比上升相对较慢，在满足生产井限制条件下可高效开发的时间更长（图3、图5）。

4 两类储层平面非均质特征对CO2驱开发效果的影响对比

如图11 所示，两类平面非均质储层CO2驱模型中，随着非均质性强度的增大，因不同注采井布井方式而导致的模拟开发周期内的最终采出程度之差也随之增大，在级差为2~5 的范围内，变化规律近似符合对数曲线关系。在相同级差下，储层有效厚度平面非均质性对开发效果的影响程度高于储层渗透率平面非均质性。

图11 两类平面非均质储层模型中不同注采井布井方式下CO2驱全开发周期最终采出程度差值Fig. 11 The difference of ultimate recovery of OOIP of the whole CO2-flooding cycle under different well patterns of injector-producer in the two areal-heterogeneity reservoir models

5 结 论

（1）在相同注气量下，采用“高渗注低渗采”和“厚注薄采”时，在开发过程中油气混相程度更高，模拟开发周期内的最终采出程度更高，注入CO2在地层中的动态埋存量更大，生产井见气更晚，气油比上升更慢，可高效开发的时间更长，整体开发效果优于“低渗注高渗采”和“薄注厚采”。

（2）储层的平面渗透率级差、平面有效厚度级差越大，不同注采井布井方式对CO2驱开发效果的影响也越大；在相同级差下，储层有效厚度平面非均质性对CO2驱开发效果的影响程度高于储层渗透率平面非均质性。