致密油體積壓裂水平井CO2吞吐注采參數(shù)優(yōu)化

劉 剛

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

1 概況

松遼盆地中央坳陷區(qū)高臺(tái)子油層高臺(tái)子油層高三砂巖組（GⅢ）頂面構(gòu)造總體呈西高東低、南高北低的單斜構(gòu)造。高臺(tái)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(qū)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(zhǎng)度1 505.0 m，其中鉆遇砂巖1 360.0 m，垂向上鉆遇厚度相對(duì)較大，厚度達(dá)7.3 m，有效厚度 3.1 m。巖性以泥質(zhì)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(shè)計(jì)采用切割壓裂，實(shí)施四維影像裂縫監(jiān)測(cè)，平均縫長(zhǎng)為350.0 m。

A井所屬區(qū)塊水平井天然能量開發(fā)產(chǎn)量遞減快，地層能量不足。選取A井開展CO2吞吐試驗(yàn)，探索長(zhǎng)水平段水平井大規(guī)模壓裂條件下的能量補(bǔ)充方式及生產(chǎn)制度。結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，通過相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式和數(shù)值模擬計(jì)算，以增油量和換油率為評(píng)價(jià)依據(jù)，在生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析的基礎(chǔ)上，優(yōu)化了 CO2吞吐時(shí)機(jī)、注入總量、注入速度等吞吐參數(shù)，為實(shí)際生產(chǎn)提供依據(jù)[1]。

2 模型建立及油藏?cái)M合

2.1 地質(zhì)模型建立

根據(jù)井區(qū)資料及儲(chǔ)層發(fā)育特點(diǎn)，采用巖相相控方法，建立儲(chǔ)層屬性模型。平面網(wǎng)格采用10 m×10 m，縱向上以沉積單元?jiǎng)澐志W(wǎng)格，建模面積為2.2 km2，地質(zhì)模型網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)總數(shù)為13.23×104個(gè)。

結(jié)合人工裂縫監(jiān)測(cè)井段的走向、縫寬、縫高及縫長(zhǎng)等參數(shù)，借助CMG軟件，采用局部網(wǎng)格對(duì)數(shù)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(tài)擬合

利用 CMG軟件 WinProp 相態(tài)程序?qū)?shí)驗(yàn)得到的脫氣原油及天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù)進(jìn)行歸并，對(duì)油藏流體及注氣膨脹等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合[4-6]，結(jié)果見圖1、表1。通過擬合得到能反映實(shí)際地層流體相態(tài)特征的組分參數(shù)，設(shè)定如表2。

圖1 注入CO2對(duì)膨脹系數(shù)和飽和壓力影響擬合曲線

表1 高壓物性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合

表2 油藏流體擬組分相態(tài)特征參數(shù)

2.3 單井歷史擬合

良好的歷史擬合結(jié)果是保證數(shù)值模擬預(yù)測(cè)正確的必要條件。對(duì)A井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及開發(fā)效果影響因素進(jìn)行分析，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行歷史擬合[7-8]。A井累計(jì)產(chǎn)油6 967 t，累計(jì)產(chǎn)水5 589 t，采出程度4.4%。模型采用定液計(jì)算，擬合產(chǎn)油量和產(chǎn)水量，計(jì)算累計(jì)產(chǎn)油7 008 t，累計(jì)產(chǎn)水5 636 t，產(chǎn)油擬合誤差為0.59%，產(chǎn)水?dāng)M合誤差為0.84%，滿足精度要求。

3 注采參數(shù)優(yōu)化研究

3.1 吞吐時(shí)機(jī)優(yōu)化

在液態(tài)CO2注入量為7 000 t且日注氣速度200 t條件下，對(duì)比4種不同時(shí)機(jī)轉(zhuǎn)CO2吞吐開發(fā)效果[9-10]。結(jié)果表明，轉(zhuǎn)注CO2吞吐越早，效果越好，有效期內(nèi)增油量越多，換油率越高（圖2）。

圖2 不同轉(zhuǎn)吞吐時(shí)機(jī)下開發(fā)效果對(duì)比

3.2 注氣速度優(yōu)化

加大注氣速度可以提高注入壓力和井底壓力，擴(kuò)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(fā)效果。借鑒已吞吐井經(jīng)驗(yàn)及數(shù)值模擬結(jié)果（表3），設(shè)計(jì)日注氣速度為200 t以上。

表3 數(shù)值模擬計(jì)算不同注氣速度下開發(fā)效果對(duì)比

3.3 注氣量?jī)?yōu)化

通過數(shù)值模擬計(jì)算，對(duì)比注氣量分別為6 000，7 000，8 000，9 000，10 000 t吞吐效果。結(jié)果表明，隨著注入量的增加，產(chǎn)油量也增大，當(dāng)注氣量大于7 000 t后，產(chǎn)油量增幅變緩[12-13]。

評(píng)價(jià)了不同注氣量時(shí)吞吐的經(jīng)濟(jì)效益，注氣量7 000 t稅后內(nèi)部收益率7.8%，隨著注氣量的增加，增油量不足以彌補(bǔ)注氣費(fèi)用，難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效（表4）。

表4 不同注氣量下增油效果經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

借鑒冀東南堡油田CO2吞吐注氣量經(jīng)驗(yàn)公式，計(jì)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(jīng)驗(yàn)系數(shù)，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(zhǎng)度，m。

綜合以上分析，設(shè)計(jì)A井注氣量為7 000 t。

3.4 悶井時(shí)間

通過數(shù)值模擬計(jì)算不同悶井時(shí)間條件下 CO2吞吐效果，結(jié)果表明，隨著悶井時(shí)間的增加，周期產(chǎn)油量先增大后減小；悶井時(shí)間超過40 d后，井附近地層壓力變化幅度變緩。初步設(shè)計(jì)A井悶井時(shí)間40 d，根據(jù)關(guān)井期間井口壓力的變化情況實(shí)時(shí)調(diào)整。

3.5 井底流壓優(yōu)化

數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果表明，井底流壓越低，則生產(chǎn)壓差越大，周期產(chǎn)油量越高（圖3），氣油比越高。考慮到油層實(shí)際供液能力，同時(shí)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(jù)受效情況逐步降低井底流壓。

圖3 周期產(chǎn)油量隨井底流壓變化

3.6 吞吐效果預(yù)測(cè)

通過各項(xiàng)參數(shù)對(duì)比優(yōu)選，綜合設(shè)計(jì)A井注氣量7 000 t，日注氣速度200 t，悶井時(shí)間40 d，初期生產(chǎn)流壓10 MPa。通過數(shù)值預(yù)測(cè)開井初期日產(chǎn)液最高29 m3，日產(chǎn)油最高18 t，有效期內(nèi)累計(jì)產(chǎn)油2 548 t。

4 結(jié)論

（1）CO2注氣量對(duì)水平井吞吐效果影響較大，在生產(chǎn)中應(yīng)根據(jù)井的實(shí)際吸氣及注氣壓力等數(shù)據(jù)，及時(shí)對(duì)井的開發(fā)效果進(jìn)行跟蹤評(píng)價(jià)。

（2）實(shí)驗(yàn)得到的流體組分?jǐn)?shù)據(jù)，需利用相態(tài)程序進(jìn)行歸并，然后擬合原油PVT高壓物性及注氣膨脹等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，從而得到能反映實(shí)際地層流體相態(tài)特征和注氣特征的組分模型。

（3）歷史擬合調(diào)參應(yīng)結(jié)合井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及開發(fā)效果影響因素分析結(jié)果。通過經(jīng)驗(yàn)公式和數(shù)值模擬計(jì)算，并結(jié)合已吞吐井情況，對(duì)吞吐時(shí)機(jī)、注氣量、注氣速度、悶井時(shí)間及生產(chǎn)流壓等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，可有效指導(dǎo)實(shí)際生產(chǎn)。