低滲油藏CO2驅井網優化調整及開發效果影響因素

何登輝， 屈亞光*， 萬翠蓉， 張晶晨， 馬國慶， 雷夢， 李明亮

(1.長江大學石油工程學院， 武漢 430100； 2. 油氣鉆采工程湖北省重點實驗室， 武漢 430100； 3. 中國石油西南油氣田公司重慶氣礦， 重慶 400021； 4. 新疆油田公司勘探開發研究院， 克拉瑪依 834000； 5. 中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300450)

隨著CO2驅技術的發展，現如今CO2驅已成為低滲儲層的一種主流驅油技術[1]。CO2由于其獨特的性質對低滲儲層有著較好的驅油效果。同時水平井技術的發展使得水平井在油藏的開發中得到大規模的應用，水平井注入CO2使地層在較短的時間內補充足夠的地層能量從而達到增產的效果。基于CO2是造成溫室效應的氣體，注氣開發注入地層也達到了環保減排的效果[2]。CO2的驅油機理在于改變原油界面張力降低原油黏度、使原油膨脹、溶解氣驅和改善油水流度比等[3-10]。綜合CO2驅技術與水平井技術，李士倫等[11]通過分析案例考慮油田CO2驅項目得出氣水交替和水平井等多種應用CO2驅提高采收率的方法。局限于各油藏儲層物性的差異，水平井注氣技術處在著各種未知的問題，在氣水交替及直井+水平井技術的基礎上，采用前期注水后期水氣同驅的組合開發模式以達到提高采收率的目的[12-19]。現以新疆油田典型礫巖油藏A區塊為基礎，建立數值模型。模型油藏儲層分為上下兩大層，上層為低滲儲層，下層為高滲儲層對該儲層進行初期注水開發。研究注水開發一定年限后，對現有井網進行加密調整井網模式，加密水平井使用直井+水平井的開發模式進行二次開發；對比分析不同加密井網模式對開采效果的提高程度和地層壓力的恢復能力。在此基礎下，研究井網的排布方式、儲層模型的物性參數和注氣井的注入壓力等因素對儲層開發效果的影響，確定井網優化最優方案。

1 油藏概況和油藏模型的建立

1.1 油藏概況

A油藏為砂礫巖、礫巖為主的儲層，儲層內部結構復雜。油藏平均滲透率6.1×10-3μm2，強非均質性，地層強水敏、速敏、鹽敏。受地層敏感性影響，該油藏前期注水開發且大部分注水井注不進，油藏地層壓力較低，油井產量大幅度遞減，開發效果較差，亟須找出更優的提高油藏開發效果的方法。

1.2 油藏數值模擬模型的建立

目標油藏構造頂面深度為2 350 m，原始地層壓力31.6 MPa，該區最小混相壓力為28.4 MPa，原始含水飽和37.5%，儲層厚度60 m，有效厚度18.9 m。儲層主力油層含油2個油層組，又細分為6個小層：地質模型中1～3層為低滲層，孔隙度22.5%，平均滲透率0.4×10-3μm2。地質模型中4～6層為高滲層，孔隙度25.5%，平均滲透率4×10-3μm2。

由以上基礎參數建立概念地質模型圖如圖1所示，井距810 m，排距410 m。x軸方向劃分81個網格，y方向劃分41個網格，x和y方向上網格長度為10 m，z方向上劃分6層，網格長度為10 m，網格總數19 926個。為保證油藏模擬計算的收斂，數值模型中的其他流體、相滲曲線和高壓物性等參數均來自目標油藏。

圖1 油藏模型圖Fig.1 Reservoir model diagram

2 CO2驅注采調整井網研究

2.1 初期水驅注采井網

油藏開發初期采用注水開發，注水井與采油井都是直井，采用排狀注采井網，注采井距較大，井距810 m，排距410 m。因此，在以上油藏地質模型的基礎上，建立了兩注兩采的油藏單元模型，油藏單元首先進行初期的注水開發，采用定注采壓差的工作制度，注入井井底壓力設置為35 MPa，生產井井底壓力設置為20 MPa，油藏單元水驅模擬時間為10年。

根據油藏模型10年的注水開發模擬計算，可以得到油藏單元的采出程度，達到26.4%。從模型水驅結束后的含水飽和度分布可以看出，油藏單元中下部高滲儲層基本上已被注水波及，上部低滲儲層采油僅波及1/5左右；可知水驅對高滲層驅替效果好，對低滲層驅替效果差。同時經過10年的水驅模擬計算，油藏單元地層壓力由31.6 MPa下降到20.7 MPa，隨著地層壓力的下降，模擬計算的日產油量由26.9 m3/d大幅下降為8.6 m3/d，開發效果并不理想。

2.2 CO2驅注采加密井網模式研究

由于存在注水開發效果差、低滲層注水開發不充分的問題，考慮到注CO2對低滲儲層的開發具有較好的效果，因此對油藏單元井網模式進行加密優化處理，在原有基礎上增加一口水平注氣井和兩口直/水平產油井，使油藏單元進行水氣同驅的二次開發。于低滲層增加兩口直井采油(1～3小層位)/兩口水平產油井(第2小層位)和一口水平注氣井。水平注氣井位于低滲層第3小層位，并將水平注氣井置于初期水驅波及范圍終點，加密井網模式如圖2(a)與圖2(b)所示。運用以上加密井網對油藏單元進行二次的水氣同驅開發，仍然采用定注采壓差的工作制度，注水井井底壓力設置為24 MPa，注氣井井底壓力設置為25 MPa，生產井井底壓力設置為20 MPa，油藏單元井網加密后二次水氣同驅模擬時間為5年。

圖2 加密優化井網模式圖Fig.2 Infill optimized well pattern

根據油藏模型5年的加密井網水氣同驅模擬計算，對比兩種加密井網模式條件下油藏單元的采出程度，可以發現水平生產井井網加密模式對油藏單元的采出程度高于直生產井的井網加密模式對油藏單元的采出程度(圖3)。對比兩種加密井網模式油藏單元的地層壓力，可以看出水平生產井的地層壓力高于直生產井的地層壓力(圖4)。水平井注CO2可以恢復地層壓力，使地層能量得到補充,隨著油藏單元地層壓力的上升，采收程度得到提高。其次采用水平生產井，水平生產井與油藏單元儲層的接觸面積大，生產范圍較比直井的廣，即采出程度高于直井生產井。所以采用加密水平井生產井的井網模式對采出程度的提高優于采用加密直井生產井的井網模式。

圖3 兩種井網的油藏采出程度對比Fig.3 Comparison of reservoir recovery degree of two well patterns

圖4 兩種井網的地層壓力對比Fig.4 Formation pressure comparison of two well patterns

2.3 CO2驅加密注采井網優化

以上油藏單元模擬計算結果表明加密水平生產井的井網模式優于直生產井的井網模式。選擇加密水平生產井這種井網模式進行優化調整。由于二次加密后井網水平生產井置于低滲層第2小層，水平注氣井置于低滲層第3小層。固定水平生產井位置，仍使水平生產井處于低滲層第2小層，使生產井與低滲層接觸充分。對水平注氣井位置進行調整優化，因水平注氣井原位于低滲第2小層位，分別將水平注氣井調整至低滲層第1小層和第2小層，繼續進行油藏模型的5年水氣同驅模擬計算，得到水平注氣井在不同低滲小層位時油藏單元的采出程度。

3種不同小層位的水平注氣井對油藏模型的模擬計算結果表明，水平注氣井置于低滲層第3小層位對油藏單元的采出程度最高，當置于低滲層第1小層位的水平注氣井對油藏單元的采出程度最低(圖5)；水平井置于低滲層第3小層位時，水氣同驅后油藏單元地層壓力最高(圖6)。在層位不同情況下，油藏模型的采出程度和地層壓力說明當水平井注入CO2后地層壓力恢復、地層壓力上升，而CO2的氣體性質使得氣向上部匯集，油藏儲層低滲層中的油被氣驅動向上部推進得到開采，注入的CO2部分推動著水在儲層中進行驅替，使水進行更有效的驅替，CO2溶于水中增加水的黏度，改善了油水的流度比，使驅替范圍再次增大。并且第3小層位臨近高滲層的第4小層位，由于高滲層滲透率與低滲層級差為10，注氣開采時存在部分氣注入至高滲層第4小層，使得第4小層有得到水氣同驅，使得第4小層部分得到更加充分開發。

圖5 層位變化對油藏采出程度的影響Fig.5 Influence of horizon change on recovery degree of oil reservoir

圖6 層位變化對地層壓力的影響Fig.6 Influence of horizon change on formation pressure

加密后井網模式優化方案：選取兩口加密水平生產井與一口水平注氣井，水平生產井置于油藏單元低滲層第2小層位，水平注氣井置于油藏單元低滲層第3小層位。

3 CO2驅注采井網開發效果影響因素研究

基于以上選定的井網加密優化方案，考慮到儲層性質及井控數據是影響油藏單元采出程度的重要因素。為研究儲層性質及井控數據對水平井注CO2對油藏單元開發效果的影響，選取井距、儲層滲透率和注入壓力為對象進行研究。

3.1 注采井、排距之比

加密優化后水平井井距對油藏單元的開發效果存在影響，對水平生產井位置進行調整，定水平井注氣井位置仍為低滲層水驅波及終點，仍選用上述油藏模型及生產參數，只改變水平生產井與水平注氣井井位。分別調至井距與排距之比為0.1、0.4、0.7、1.0和1.3對油藏單元進行模擬開發，研究不同水平井井距與排距對油藏單元開發效果的影響。

由圖7可以看出，隨著井距與排距之比增大，累產油量減小，油藏單元總采出程度都在58.9%～59.1%，總體采出程度并無太大差異。當井距與排距之比大于1時，采出程度和累采油量大幅度下降。當生產井與注氣井距離變大時，造成有效驅替距離可能達不到的情況而使油藏單元采出程度下降，而當排距較小時，油藏單元采出程度增加，說明當注入井與生產井臨近時，該區塊可以得到充分地開采。對于井距較大生產井來說，油藏單元的采收程度提高，當生產井井距增大時，可以有效地充分接觸儲層，不局限于定區域的重復開發。針對該油藏單元，控制井距與排距之比為0.4可以達到較好的開發效果。

圖7 不同井排距條件下的累產油量與采出程度Fig.7 Tired oil production and recovery degree under different well spacing conditions

3.2 儲層滲透率

選定井網的優化加密模式，仍選擇原油藏模型，采用定注采壓差的工作制度，注水井定壓力注入，注入壓力為24 MPa，水平注氣井定壓力注入，注入壓力為25 MPa，直/水平生產井定壓力生產，井底壓力為20 MPa。通過改變油藏單元儲層的滲透率，研究儲層滲透率對油藏單元開發效果的影響。固定垂向滲透率為水平滲透率0.1倍，分別調整油藏單元儲層滲透率為滲透率低滲層(0.2×10-3μm2)高滲層(2×10-3μm2)、低滲層(0.4×10-3μm2)高滲層(4×10-3μm2)、低滲層(0.6×10-3μm2)高滲層(6×10-3μm2)、低滲層(0.8×10-3μm2)高滲層(8×10-3μm2)和低滲層(1×10-3μm2)高滲層(10×10-3μm2)。調整滲透率后，對油藏模型進行10年的水驅以及5年的水氣同驅模擬計算，總計15年。

油藏模型模擬計算結果表明，隨著油藏單元儲層高滲層滲透率的增大，油藏單元底部儲層得到充分開采，水驅采出程度不斷增大，采收率平穩增長；低滲層隨滲透率增大油藏單元的開采程度并無明顯差異(圖8)。水驅對油藏單元低滲層開發效果差。加密井網后水氣同驅模擬結果見表1，隨著低/高儲層滲透率的不斷增大，采出程度隨之增大，當滲透率增大至一定程度，增大的幅度逐漸變小。這是由于CO2從高滲向低滲驅替，滲透率越大，驅替效果越明顯范圍越廣。由此可見油藏單元儲層低滲層滲透率的變化對水氣同驅的采出程度影響較大，合理選擇油藏儲層低滲層滲透率進行加密水平井井網可以達到較好的增產效果。

圖8 低滲層水驅后含油飽和度Fig.8 Oil saturation of low permeability layer after water flooding

表1 不同滲透率采出程度Table 1 Different permeability recovery degree

油藏模型分為非均質的低高滲上下兩大層，考慮到其可能產生的滲透率級差問題。由于油藏模型為分層模型，加密水平井井網僅設立于油藏單元上部低滲透層，而當低高滲兩層級差越大時，油藏單元底部高滲層初期水驅采收程度隨級差的增大而增大，水驅時低滲層并無太大差異，待加密井網后由上訴滲透率規律可知，上部低滲層僅隨著滲透率增大而使采出程度增大。

3.3 滲透率各向異性

仍采用以上優化井網模式，對該非均質油藏單元儲層滲透率進行調整，分別以水平方向x和水平方向y不同滲透率比值Kx/Ky為1、5、10和20構建油藏模型，進行模擬計算，通過各水平滲透率條件下地層壓力和采出程度對比研究水平方向滲透率對油藏單元開發效果的影響。由圖9可以看出，隨著x方向水平滲透率與y方向水平滲透率比值不斷增大，采出程度不斷減小。說明隨著y方向滲透率不斷減小，CO2的驅油難度在不斷增加，波及范圍不斷縮小，開采程度隨之下降。

圖9 不同水平滲透率對采出程度與地層壓力影響Fig.9 Influence of different levels of permeability on recovery degree and formation pressure

對比表2中各水平滲透率比值情況下的水驅后油藏單元地層壓力，發現隨著比值的不斷增大，y方向滲透率不斷減小，水驅后油藏單元地層壓力隨之減小，油藏地層能量損失嚴重采出程度變低。待轉至加密對油藏單元進行水氣同驅，驅替后油藏單元地層壓力隨著y方向滲透率的減小在增大。在一定滲透率范圍內，注入CO2可以有效地恢復地層壓力，為后續對油藏的持續開發提供良好條件。對比不同水平滲透率條件下水氣同驅階段時油藏單元的采出程度，可以發現在4種不同y方向滲透率情況下，加密的水平生產井開采效果并無很大的差異，油藏單元采出程度基本相同。所以考慮到滲透率的各向異性，可以調整水平井的方位，使其于置立于滲透率較小方向，降低油藏儲層滲透率對開發效果的影響。

表2 不同水平滲透率開采效果Table 2 Production effect at different levels of permeability

3.4 注入壓力

為了研究加密后水平注氣井定壓注入對開發效果的影響，在保證不超過混相壓力的情況下，適當調整注入壓力對油藏單元進行開發。設置注入壓力分別為24.0、24.5、25.0、25.5、26.0、26.5和27.0 MPa進行模擬計算，通過不同注入壓力下該油藏單元的采出程度和地層壓力來判斷注入壓力對開發效果的影響。

油藏模型模擬計算結果(圖10)表明，在未達到混相壓力前，地層壓力隨著注氣井注入壓力的增大而增大，地層能量得到較好的補充，油藏單元采出程度也隨之增大，但采出程度差異不大，采出程度只有小幅度的提高。注入壓力增大，注入CO2使儲層原油膨脹，在孔隙中能夠更有效地被推移驅替。水氣同驅時，注入壓力越大，地層壓力恢復得越高，為后續持續生產提供良好的地層壓力條件。

圖10 不同注入壓力下采出程度和地層壓力Fig.10 Recovery degree and formation pressure under different injection pressures

4 試驗井組分析

A油藏試驗區儲層非均質性強，上下分層嚴重，存在復雜的滲流屏障和滲流差異，前期注水高滲層開發效果理想低滲層存在注水注不進的問題，導致生產井產量大幅下降，影響日常產能。針對該問題，對現有井網進行優化，采用水氣同驅的驅替方式對其進一步開發。A井組進行井網優化常規注水開發，B井組進行井網優化注水注氣開發。

由油藏試驗區實際井組生產數據(表3)可知，井網及開發方式得到優化后開采效率得到提高。初期階段兩區塊井組皆為注水開發，平均日產油量近似相同。井網優化后，B井組平均日產量由初期的1.13 t/d增至3.25 t/d，增產效果明顯。并且調整后注水注氣的開發方式較常規注水開發產量增加了1 953.24 t。對比可知，井網優化后，水氣同驅的開發方式對滲透率分層嚴重的油藏能起到良好的效果。

表3 試驗區井組生產數據Table 3 Production data of well group in test area

5 結論

(1)對于水驅后于低滲層加密水平井井網來說，加密水平井優于加密直井，水平井采油對低滲層開采更為充分。

(2)適當縮小水平注氣井與水平采油井的排距可以使注氣開采效果更好。

(3)由于儲層滲透率的各向異性，將水平井建立于滲透率較小的方向，可以一定程度增加采出程度，同時采出程度隨著儲層滲透率的增大而增大。

(4)在儲層條件相同的情況下，適當增大注入壓力可以提高采收率。利用增加注入壓力注CO2使地層能量得到補充，使原油膨脹易驅替，保證油藏的持續開發。