致密油體積壓裂水平井CO2吞吐注采參數優化

劉 剛

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712）

1 概況

松遼盆地中央坳陷區高臺子油層高臺子油層高三砂巖組（GⅢ）頂面構造總體呈西高東低、南高北低的單斜構造。高臺子油層受北部沉積體系控制，三角洲前緣相沉積，砂體連片性好，主要類型為三角洲前緣席狀砂。區塊孔隙度平均為11.22%，滲透率平均為 0.3×10-3μm2， 地層原油黏度 1.62 mPa·s，密度0.831 2 g/cm3，屬于致密油油藏。

A井鉆遇水平段長度1 505.0 m，其中鉆遇砂巖1 360.0 m，垂向上鉆遇厚度相對較大，厚度達7.3 m，有效厚度 3.1 m。巖性以泥質粉砂巖為主，含油砂巖1 250.0 m，巖屑錄井顯示為油浸、油斑、油跡，砂巖鉆遇率90.4%，油層鉆遇率83.1%。A井設計采用切割壓裂，實施四維影像裂縫監測，平均縫長為350.0 m。

A井所屬區塊水平井天然能量開發產量遞減快，地層能量不足。選取A井開展CO2吞吐試驗，探索長水平段水平井大規模壓裂條件下的能量補充方式及生產制度。結合室內實驗數據，通過相關經驗公式和數值模擬計算，以增油量和換油率為評價依據，在生產動態分析的基礎上，優化了 CO2吞吐時機、注入總量、注入速度等吞吐參數，為實際生產提供依據[1]。

2 模型建立及油藏擬合

2.1 地質模型建立

根據井區資料及儲層發育特點，采用巖相相控方法，建立儲層屬性模型。平面網格采用10 m×10 m，縱向上以沉積單元劃分網格，建模面積為2.2 km2，地質模型網格節點總數為13.23×104個。

結合人工裂縫監測井段的走向、縫寬、縫高及縫長等參數，借助CMG軟件，采用局部網格對數加密模擬人工裂縫方法，建立人工體積裂縫模型[2-3]。

2.2 油藏流體相態擬合

利用 CMG軟件 WinProp 相態程序對實驗得到的脫氣原油及天然氣組分數據進行歸并，對油藏流體及注氣膨脹等實驗數據擬合[4-6]，結果見圖1、表1。通過擬合得到能反映實際地層流體相態特征的組分參數，設定如表2。

圖1 注入CO2對膨脹系數和飽和壓力影響擬合曲線

表1 高壓物性實驗數據擬合

表2 油藏流體擬組分相態特征參數

2.3 單井歷史擬合

良好的歷史擬合結果是保證數值模擬預測正確的必要條件。對A井生產動態特征及開發效果影響因素進行分析，在此基礎上進行歷史擬合[7-8]。A井累計產油6 967 t，累計產水5 589 t，采出程度4.4%。模型采用定液計算，擬合產油量和產水量，計算累計產油7 008 t，累計產水5 636 t，產油擬合誤差為0.59%，產水擬合誤差為0.84%，滿足精度要求。

3 注采參數優化研究

3.1 吞吐時機優化

在液態CO2注入量為7 000 t且日注氣速度200 t條件下，對比4種不同時機轉CO2吞吐開發效果[9-10]。結果表明，轉注CO2吞吐越早，效果越好，有效期內增油量越多，換油率越高（圖2）。

圖2 不同轉吞吐時機下開發效果對比

3.2 注氣速度優化

加大注氣速度可以提高注入壓力和井底壓力，擴大井下混相體積[11]。但注氣速度過大，CO2與原油的作用不充分，并將近井地帶原油推到油層深部，影響開發效果。借鑒已吞吐井經驗及數值模擬結果（表3），設計日注氣速度為200 t以上。

表3 數值模擬計算不同注氣速度下開發效果對比

3.3 注氣量優化

通過數值模擬計算，對比注氣量分別為6 000，7 000，8 000，9 000，10 000 t吞吐效果。結果表明，隨著注入量的增加，產油量也增大，當注氣量大于7 000 t后，產油量增幅變緩[12-13]。

評價了不同注氣量時吞吐的經濟效益，注氣量7 000 t稅后內部收益率7.8%，隨著注氣量的增加，增油量不足以彌補注氣費用，難以實現經濟有效（表4）。

表4 不同注氣量下增油效果經濟評價

借鑒冀東南堡油田CO2吞吐注氣量經驗公式，計算A井注氣量。

式中：V為地層條件下注入CO2體積，m3；φ為孔隙度，%；Pν為注入體積經驗系數，取值為0.2；a為油層厚度的1/2，m；b為控制半徑，m；H為水平井長度，m。

綜合以上分析，設計A井注氣量為7 000 t。

3.4 悶井時間

通過數值模擬計算不同悶井時間條件下 CO2吞吐效果，結果表明，隨著悶井時間的增加，周期產油量先增大后減小；悶井時間超過40 d后，井附近地層壓力變化幅度變緩。初步設計A井悶井時間40 d，根據關井期間井口壓力的變化情況實時調整。

3.5 井底流壓優化

數值模擬計算結果表明，井底流壓越低，則生產壓差越大，周期產油量越高（圖3），氣油比越高。考慮到油層實際供液能力，同時還要控制油氣比上升，建議吞吐后開井初期井底流壓不低于 10 MPa，后期根據受效情況逐步降低井底流壓。

圖3 周期產油量隨井底流壓變化

3.6 吞吐效果預測

通過各項參數對比優選，綜合設計A井注氣量7 000 t，日注氣速度200 t，悶井時間40 d，初期生產流壓10 MPa。通過數值預測開井初期日產液最高29 m3，日產油最高18 t，有效期內累計產油2 548 t。

4 結論

（1）CO2注氣量對水平井吞吐效果影響較大，在生產中應根據井的實際吸氣及注氣壓力等數據，及時對井的開發效果進行跟蹤評價。

（2）實驗得到的流體組分數據，需利用相態程序進行歸并，然后擬合原油PVT高壓物性及注氣膨脹等實驗數據，從而得到能反映實際地層流體相態特征和注氣特征的組分模型。

（3）歷史擬合調參應結合井生產動態特征及開發效果影響因素分析結果。通過經驗公式和數值模擬計算，并結合已吞吐井情況，對吞吐時機、注氣量、注氣速度、悶井時間及生產流壓等參數進行優化設計，可有效指導實際生產。