梅華(青海油田分公司勘探開發(fā)研究院， 甘肅 敦煌 736202)

致密油藏注CO2提高采收率機(jī)理及數(shù)值模擬分析

梅華(青海油田分公司勘探開發(fā)研究院， 甘肅 敦煌 736202)

近年來注氣開采已成為油氣田開發(fā)中后期提高采收率行之有效的方法之一，針對(duì)于致密油藏目前以水平井為開發(fā)井型，大型體積壓裂為完井方式下，注CO2提高采收率的優(yōu)勢(shì)逐漸展現(xiàn)出來，因此此類研究顯得尤為重要。分析了注CO2提高采收率的開發(fā)機(jī)理，并根據(jù)研究區(qū)的實(shí)際地質(zhì)特征，建立注CO2提高采收率的數(shù)值模擬，并優(yōu)化了注氣開采的注入速度、注入時(shí)間及燜井時(shí)間等相關(guān)參數(shù)，理論上證明了以水平井結(jié)合壓裂開發(fā)的致密油藏注CO2提高采收率的可行性，為致密油藏注CO2提高采收率提供新的技術(shù)思路。

致密油藏；注氣開發(fā)；注CO2；提高采收率

致密油藏屬于非常規(guī)油氣藏，在儲(chǔ)層中油氣連片分布，沒有明顯的圈閉和蓋層的界限，無統(tǒng)一的油、氣、水界面和壓力系統(tǒng)，流體組分差異較大，儲(chǔ)層滲透率小于或等于0.1×10-3μm2。我國致密油藏主要分布在松遼盆地、鄂爾多斯盆地、四川盆地等，隨著開發(fā)的逐漸深入，致密油藏的開發(fā)受到極大的重視，也成為今后的重點(diǎn)工作[1]。致密油藏具有低孔、低滲的儲(chǔ)層特征，采用水平井結(jié)合大型體積壓裂后，儲(chǔ)層中仍然具有較大量的剩余油，為后期提高采收率相關(guān)技術(shù)的實(shí)施提供了儲(chǔ)量物質(zhì)基礎(chǔ)[2]。

1 注CO2開發(fā)機(jī)理

1.1 二氧化碳性質(zhì)

常溫常壓下二氧化碳為無色無味的氣體，摩爾質(zhì)量為44.01g/mol，相對(duì)密度略大于空氣，溶于水形成有腐蝕性的碳酸。化學(xué)性質(zhì)不活潑，不可燃燒，在澄清的石灰水內(nèi)發(fā)生化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生CaCO3沉淀，使得液體變渾濁。標(biāo)準(zhǔn)狀況下密度為1.98kg/m3，粘度為0.0138MPa·s。在不同的溫度和壓力下，二氧化碳可以呈固態(tài)、液態(tài)、氣態(tài)以及超臨界態(tài)，臨界點(diǎn)溫度為304.2K，臨界壓力為7.495MPa。

1.2 二氧化碳吞吐驅(qū)油機(jī)理

注CO2吞吐為非混相驅(qū)替過程，一般是在注入壓力小于地層破裂壓力下，將液態(tài)CO2注入地層，然后關(guān)井浸泡一定時(shí)間，再開井生產(chǎn)。此注CO2過程，不同時(shí)間段時(shí)CO2發(fā)揮著不同作用，其主要機(jī)理如下：

(1)CO2注入過程。在注入CO2過程，CO2溶于原油中，使得原油產(chǎn)生體積膨脹，并大幅降低原油黏度，原油在儲(chǔ)層中的流動(dòng)性顯著提高。另外，注入的CO2溶于地層水中，使得水相黏度增大，流動(dòng)性降低。因此實(shí)際上改善了油相和水相的流度比，提高驅(qū)油效率。

(2)燜井過程。燜井過程CO2逐漸充分溶于原油中，原油體積大幅膨脹，相對(duì)而言極大的增大了油相在儲(chǔ)層中的飽和度，注入的CO2并提高地層壓力，補(bǔ)充地層能量。同時(shí)部分溶于水的CO2產(chǎn)生碳酸，能溶解部分儲(chǔ)層孔隙吼道巖石，增大儲(chǔ)層滲透率，并抑制粘土類物質(zhì)產(chǎn)生膨脹堵塞孔隙吼道。

(3)開井生產(chǎn)過程。開井生產(chǎn)過程CO2主要產(chǎn)生溶解氣驅(qū)、降低原油黏度的作用。開采過程CO2從原油中大量脫出，氣體瞬時(shí)移動(dòng)速度增大，提高了原油的生產(chǎn)驅(qū)動(dòng)力，并能攜帶部分孔隙吼道堵塞物，提高油層開采效果。

2 數(shù)值模擬研究

2.1 數(shù)值模型建立

致密油藏在開發(fā)時(shí)一般需要進(jìn)行大型體積壓裂，改善儲(chǔ)層滲流能力，并擴(kuò)大泄流面積，以利于提高采收率。結(jié)合研究區(qū)地質(zhì)特征以及流體性質(zhì)，建立數(shù)值模擬地質(zhì)模型，基礎(chǔ)參數(shù)如表1。井型為水平井(水平段為生產(chǎn)段，長度1000m)，取壓裂裂縫半長60m，裂縫導(dǎo)流能力為20mD·cm，共設(shè)計(jì)裂縫條數(shù)10條。

表1 數(shù)值模擬輸入?yún)?shù)

2.2 數(shù)值模擬結(jié)果

分別設(shè)置不同的注入速度、注入時(shí)間、燜井時(shí)間、井底流壓以及注氣輪次。模擬優(yōu)化得到，當(dāng)設(shè)置CO2注入速度為20000m3/d時(shí)，保持連續(xù)注入2個(gè)月后，關(guān)井燜井3個(gè)月，開井生產(chǎn)2年。并進(jìn)行第二輪次的注氣，施工參數(shù)與首輪次注氣一致，并模擬開發(fā)10年時(shí)間，與正常衰竭開采10年結(jié)果相比，井底壓力保持程度較高。總體而言，通過注CO2開采模擬得到采出程度為24.5%，而衰竭開采僅為18.6%，理論上在10年的開采過程，采收率提高了5.9%。模擬結(jié)果說明，針對(duì)于本研究區(qū)致密油藏，注CO2吞吐能有效的提高采收率，達(dá)到增產(chǎn)作用。

3 結(jié)語

(1)根據(jù)本研究區(qū)地質(zhì)特征，進(jìn)行注CO2吞吐開采數(shù)值模擬，通過設(shè)置不同的注入速度、注入時(shí)間、燜井時(shí)間以及井底流壓，進(jìn)行方案設(shè)計(jì)及優(yōu)選評(píng)價(jià)，在注入注入速度為20000m3/d，注入時(shí)間為2個(gè)月，關(guān)井燜井3個(gè)月為最優(yōu)的單輪次吞吐方案。模擬得到的注CO2開采比衰減開采在10年的開發(fā)周期中，能有效提高采收率5.9%。

(2)在實(shí)際的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐中，需要考慮的相關(guān)因素更多，還需要進(jìn)一步的進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益的評(píng)價(jià)，確保開采方案經(jīng)濟(jì)上的合理性和可實(shí)施性，降低施工風(fēng)險(xiǎn)，提高經(jīng)濟(jì)效益。

[1]方文超，姜漢橋，孫彬峰，等.致密油藏特征及一種新型開發(fā)技術(shù)[J].科技導(dǎo)報(bào)，2014，32(7):71-76.

[2]吳忠寶，甘俊奇，曾倩，等.低滲透油藏二氧化碳混相驅(qū)油機(jī)理數(shù)值模擬[J].油氣地質(zhì)與采收率，2012，19(3):67-70.

[3]廖海嬰，呂成遠(yuǎn)，趙淑霞，等．用數(shù)值模擬研究低滲透油藏CO2驅(qū)影響因素[J].新疆石油地質(zhì)，2011，32(5):20-22．

梅華(1989- )，女，助理工程師，從事油藏地質(zhì)研究工作。