史曉月，夏志增，楊麗娟，任偉偉

（1.山東石油化工學(xué)院，山東東營 257061；2.中國石化勝利油田東勝集團(tuán)股份公司，山東東營 257000）

我國致密油分布廣泛于鄂爾多斯、松遼等六大盆地，地質(zhì)資源量達(dá)125.8×108t[1]，是目前我國石油工業(yè)研究的熱點[2，3]。依靠“水平井+體積壓裂”技術(shù)[4]，致密油資源實現(xiàn)了規(guī)?；_采，建成產(chǎn)能達(dá)200×104t 以上[5]；但隨著開發(fā)程度的加深，致密油藏在衰竭開采過程中存在初期產(chǎn)量高但遞減快、地層能量補(bǔ)充不足等問題[6-8]，嚴(yán)重影響了后續(xù)的開采效果。

致密油藏的孔隙度和滲透率普遍較低，儲層物性差，注CO2是改善其開發(fā)效果的一種重要方法，得到了普遍關(guān)注和研究。注CO2已經(jīng)在美國Bakken 等致密油藏開采中取得了良好的試驗效果，有效延長了油井壽命[9，10]。大量試驗研究表明，CO2具有很強(qiáng)的溶解能力，向致密儲層中注入CO2可以改善原油物性[11，12]，補(bǔ)充地層能量，提高致密油藏的開發(fā)效果[13，14]，具有很大的應(yīng)用潛力。目前，注CO2改善常規(guī)油藏開采效果的研究已較為充分，而在致密油藏開采領(lǐng)域，相關(guān)認(rèn)識尚不特別清楚。

考慮到CO2在改善致密油藏開采效果方面的巨大潛力及相關(guān)的研究工作尚不充分，本文使用數(shù)值模擬方法，建立了水平井體積壓裂后，CO2吞吐開采致密油藏的模擬模型，并在此基礎(chǔ)上分析了開采動態(tài)規(guī)律，研究了CO2注入量等生產(chǎn)參數(shù)對開發(fā)效果的影響規(guī)律。本文的研究工作有助于加強(qiáng)對CO2吞吐開采致密油藏規(guī)律的認(rèn)識。

1 基礎(chǔ)模擬模型

根據(jù)長七段典型儲層參數(shù)值[15，16]，使用商業(yè)油藏數(shù)值模擬軟件CMG，建立水平井體積壓裂CO2吞吐開采致密油藏的數(shù)值模擬模型。模型原始地層壓力為17 MPa，基質(zhì)孔隙度為0.093，基質(zhì)滲透率為0.17×10-3μm2，初始含油飽和度為0.65。參考長七段水平井體積壓裂施工典型參數(shù)[17，18]，單井模擬區(qū)域取為1 200×580 m，儲層厚度為10 m，采用直角網(wǎng)格系統(tǒng)（60×29×5），網(wǎng)格數(shù)共計8 700，縱向劃分為5 個模擬層。水平井位于儲層中部，水平段長度為1 000 m，壓裂為10 段30 簇。其中段間距為100 m，簇間距為20 m，裂縫半長為150 m，裂縫等效導(dǎo)流能力為25×10-3μm2·m。儲層體積壓裂效果（見圖1），模型總儲量為3.19×105m3。

圖1 基礎(chǔ)模型示意圖Fig.1 Sketch of the basic model

進(jìn)行CO2吞吐開采致密油藏的模擬研究時，先進(jìn)行2 年的天然能量衰竭開采模擬，之后進(jìn)行3 年的CO2吞吐開采模擬，共計3 個吞吐周期，每個周期為1年，各周期的生產(chǎn)參數(shù)（見表1）。

表1 吞吐生產(chǎn)參數(shù)Tab.1 Production parameters of the cyclic CO2 stimulation

2 開采動態(tài)規(guī)律

2.1 產(chǎn)油動態(tài)

水平井的產(chǎn)油變化曲線（見圖2）。由圖2 可以看出，隨生產(chǎn)時間增加，產(chǎn)油量先迅速增加至峰值后以較快速度遞減至約5 m3/d；進(jìn)入CO2吞吐階段后，日產(chǎn)油量較衰竭開采時有明顯增加，如第1 周期的峰值產(chǎn)油量約為25 m3/d，比衰竭開采結(jié)束時增加近4 倍；在各周期內(nèi)的生產(chǎn)過程中，日產(chǎn)油量逐漸遞減，但均處于相對較高水平。衰竭開采結(jié)束時，累積產(chǎn)油為0.966×104m3，采出程度為3.03%；吞吐階段的累積產(chǎn)油為0.891×104m3，此時，儲層采出程度為5.82%，相對于衰竭開采，采出程度提高2.79%，3 個周期的平均CO2換油率為0.99 m3/t。

圖2 日產(chǎn)油及累積產(chǎn)油變化Fig.2 The variation of the oil rate and cumulative oil production

2.2 含油飽和度變化

開采過程中的含油飽和度分布（見圖3）。以第1周期為例，在注氣過程中，地層壓力逐漸上升（見圖4（a）），由于壓力下降而分離出的部分溶解氣重新溶于原油，同時注入的CO2也在原油發(fā)生溶解，導(dǎo)致原油體積發(fā)生膨脹，因此注氣結(jié)束時含油飽和度較衰竭開采結(jié)束時有一定程度上升（見圖3（b））；在燜井過程中，CO2有效波及范圍擴(kuò)大，壓力分布更為均勻（見圖4（b）），儲層能量的補(bǔ)充效果更好；在開井生產(chǎn)階段，由于原油的采出，近井壓裂區(qū)域含油飽和度不斷下降，當(dāng)生產(chǎn)結(jié)束后，含油飽和度降低顯著（見圖3（e））。

圖3 含油飽和度分布Fig.3 The distribution of oil saturation in the reservoir

圖4 地層壓力分布（單位：MPa）Fig.4 The distribution of the reservoir pressure

3 吞吐參數(shù)敏感性

吞吐參數(shù)對CO2吞吐的開采效果有顯著影響。本部分在基礎(chǔ)模型基礎(chǔ)上，保持其他參數(shù)不變，選取周期注入量、燜井時間、注氣速度和吞吐輪次等生產(chǎn)參數(shù)，研究不同參數(shù)水平下產(chǎn)油量和換油率的變化規(guī)律。

3.1 周期注入量

保持其他參數(shù)不變，選取CO2周期注入量分別為1 000 t、2 000 t、3 000 t、4 000 t 和5 000 t 時，開展CO2吞吐的開采模擬研究，模擬結(jié)果（見圖5）?？梢钥闯?，隨著CO2周期注入量增加，吞吐階段產(chǎn)油量增加明顯，如當(dāng)CO2注入量從1 000 t 增加到2 000 t 時，產(chǎn)油量從5 715 m3增加到7 270 m3，增加約27%，但隨著周期注入量增加，產(chǎn)油量增長幅度變小；換油率則隨周期注入量的增加逐漸降低，表明CO2的利用效果逐漸變差。這主要是由于，注入量越高，CO2與原油間的相互作用效果越好，同時能夠有效補(bǔ)充油藏彈性能量，提高開發(fā)效果越明顯；但CO2注入量過高時，近井裂縫區(qū)域CO2飽和度過高，不能深入儲層基質(zhì)充分發(fā)揮作用，對開發(fā)效果的改善程度有一定影響。因此，CO2周期注入量過多或過少均不合適，應(yīng)兼顧產(chǎn)油量和換油率確定，以獲得較高的產(chǎn)油量和較高的換油率水平。在本研究中，CO2周期注入量取3 000 t 為宜。

圖5 周期注入量對吞吐產(chǎn)油量和換油率的影響Fig.5 Cumulative oil production and oil exchange ratio under different CO2 injection amounts

3.2 燜井時間

保持其他參數(shù)不變，選取燜井時間分別為10 d、20 d、30 d、40 d 和50 d 時，開展CO2吞吐的開采模擬研究，模擬結(jié)果（見圖6）?？梢钥闯?，燜井時間的增加有利于提高開發(fā)效果，吞吐階段產(chǎn)油量和換油率均隨燜井時間的增加而增加，當(dāng)燜井時間由10 d 增加至30 d時，產(chǎn)油量增加約9%；但燜井時間較長時，產(chǎn)油量和換油率的增加幅度變小。在燜井過程中，CO2與原油發(fā)生溶解膨脹等作用，隨燜井時間的增加，CO2由裂縫向基質(zhì)深部擴(kuò)散進(jìn)入油相，有助于CO2與原油之間的充分作用，改善開發(fā)效果；但隨著燜井時間的延長，總體作用效果增加程度有效。因此，在條件允許的情況下，應(yīng)選擇較長的燜井時間。在本研究中，燜井時間取50 d為宜。

圖6 燜井時間對吞吐產(chǎn)油量和換油率的影響Fig.6 Cumulative oil production and oil exchange ratio under different soaking times

3.3 注氣速度

保持其他參數(shù)不變，選取注氣速度分別為50 t/d、75 t/d、100 t/d、125 t/d 和150 t/d 時，開展CO2吞吐的開采模擬研究，模擬結(jié)果（見圖7）?？梢钥闯觯掏码A段產(chǎn)油量和換油率隨注氣速度的增加，呈現(xiàn)一定波動。這主要是因為，注氣速度的增加伴隨著注氣壓力增加，在一定的注氣速度下，既能夠有效補(bǔ)充地層能量，也有利于氣體溶解于原油發(fā)揮作用。當(dāng)注氣速度很低時，有利于CO2能夠充分溶解于原油，發(fā)揮擴(kuò)散、膨脹等作用，改善開發(fā)效果；但當(dāng)注氣速度很高時，在注入量一定的條件下，注入時間變短，雖然近井地帶壓力上升明顯，但范圍有限，且有可能將裂縫附近的原油擠入基質(zhì)深部，從而影響作用效果。因此，當(dāng)周期注氣量一定時，注氣速度不能過高，且過低的注氣速度雖然能獲得較高的產(chǎn)油量，但會顯著增加施工時間，因而注氣速度不宜過低。在本研究中，注氣速度取100 t/d 為宜。

圖7 周期注入速度對吞吐產(chǎn)油量和換油率的影響Fig.7 Cumulative oil production and oil exchange ratio under different CO2 injection rates

3.4 吞吐輪次

保持其他參數(shù)不變，選取吞吐輪次分別為1、2、3、4 和5 時，開展CO2吞吐的開采模擬研究，模擬結(jié)果（見圖8）?？梢钥闯?，吞吐輪次越多，累積產(chǎn)油量越高，但平均周期產(chǎn)油量逐漸降低；換油率隨吞吐輪次的增加，呈下降趨勢。這主要是由于，隨著吞吐輪次的增加，壓裂區(qū)域的含油飽和度下降，剩余油量逐漸變少，因此開采效果隨吞吐輪次的增加逐漸變差。因此，吞吐輪次過多或過少均不合適，應(yīng)綜合考慮累積產(chǎn)油量和換油率確定，使二者均處于較高水平。在本研究中，吞吐輪次取3 為宜。

圖8 吞吐輪次對吞吐產(chǎn)油量和換油率的影響Fig.8 Cumulative oil production and oil exchange ratio under different cycle numbers

4 結(jié)論與認(rèn)知

結(jié)合典型致密油藏參數(shù)和流體物性參數(shù)，研究了水平井體積壓裂方式下，CO2吞吐開采致密油藏的動態(tài)規(guī)律，并對生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行了敏感性分析，在本文的研究條件下得到的主要認(rèn)識如下：

（1）當(dāng)依靠天然能量對致密油藏進(jìn)行衰竭開采時，產(chǎn)油量遞減迅速，CO2吞吐能改善日產(chǎn)油在衰竭開采后期的遞減趨勢，明顯提高日產(chǎn)油水平，最高日產(chǎn)油量提高近4 倍；且能夠有效補(bǔ)充地層能量，第1 周期注氣結(jié)束時地層能量提高近30%，從而較好地改善致密油藏的開采效果。

（2）CO2周期注入量越高，累積產(chǎn)油量越高，但換油率逐漸降低；較長的燜井時間有利于提高CO2吞吐開采致密油藏的效果；吞吐階段的產(chǎn)油量隨注氣速度的增加有一定波動；隨吞吐輪次的增加，平均周期產(chǎn)油量及換油率逐漸減少，開采效果逐漸變差。

（3）在實際吞吐參數(shù)選擇時，CO2周期注入量和吞吐輪次不宜過高（多）或過低（少），應(yīng)兼顧產(chǎn)油量和換油率確定；注氣速度不宜過低，而燜井時間應(yīng)盡量取較大值。