朱舟元， 王景鶴， 董志超， 李俊鍵

(1. 中國(guó)石油大學(xué)(北京)安全與海洋工程學(xué)院， 北京 102249； 2. 中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院， 北京 102249)

隨著水平井技術(shù)與水力壓裂技術(shù)的發(fā)展，致密油商業(yè)化開(kāi)發(fā)已在國(guó)內(nèi)外得到了快速的發(fā)展[1-3]，目前國(guó)內(nèi)提出了以水平井規(guī)模重復(fù)“壓采”開(kāi)發(fā)為主導(dǎo)技術(shù)的一體化開(kāi)發(fā)模式[1]，以及推行致密油藏開(kāi)發(fā)地質(zhì)工程、保護(hù)改造、增滲增能、洗油驅(qū)油“多維一體化”技術(shù)思路[2]。在常規(guī)條件下，致密油的開(kāi)采一般是在水平井和水力壓裂過(guò)后進(jìn)行衰竭式開(kāi)采，這種開(kāi)發(fā)方式的采收率很低[2]。如何提高致密油藏的原油采收率是如今致密油開(kāi)發(fā)的一項(xiàng)重大挑戰(zhàn)。石油公司最初曾嘗試過(guò)在水力壓裂后，進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)，也曾使用過(guò)CO2和天然氣這類(lèi)氣體進(jìn)行井間注氣驅(qū)替開(kāi)發(fā)，這些方法在提高采收率上有一定的成效[4-7]。但致密油藏井間注水、注氣生產(chǎn)過(guò)程中往往會(huì)發(fā)生過(guò)早見(jiàn)水和氣竄的現(xiàn)象[2]。經(jīng)過(guò)石油工業(yè)界的不斷研究，發(fā)現(xiàn)CO2在溶解進(jìn)入原油后可以使原油體積膨脹、黏度降低，并且可以恢復(fù)油藏壓力，因此可以提高采收率[4-6]，而其他氣體，如天然氣、氮?dú)庖灿邢嗤墓δ躘7-8]。目前注氣吞吐成為致密油藏的一種可行的提高采收率的方法[4，8-12]。致密油注氣吞吐的方法已經(jīng)在美國(guó)進(jìn)行了廣泛的先導(dǎo)試驗(yàn)，并且已經(jīng)在Eagleford等油田得到了商業(yè)化推廣，取得了較好的采收效果和經(jīng)濟(jì)效益[8-9，11-12]。文獻(xiàn)報(bào)道的相關(guān)研究包括室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、油藏?cái)?shù)值模擬和先導(dǎo)試驗(yàn)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析。該技術(shù)目前在中國(guó)的長(zhǎng)慶油田和新疆油田也在積極地進(jìn)行科研攻關(guān)和先導(dǎo)試驗(yàn)[4，9]。在提高采收率過(guò)程中，CO2、CH4、C2H6、N2、貧氣和富氣均可作為注氣吞吐過(guò)程中的注入氣體[4，8，10-14]。如何優(yōu)化設(shè)計(jì)致密油注氣吞吐的生產(chǎn)制度和選擇最優(yōu)的注入氣體的類(lèi)型卻一直沒(méi)有很好地解答。因此，現(xiàn)基于最新的致密油開(kāi)發(fā)模式及技術(shù)思路，通過(guò)建立國(guó)內(nèi)某致密油藏典型井的組分油藏?cái)?shù)值模擬模型，對(duì)注氣吞吐過(guò)程中可能影響到最終采收率的因素(注氣量、注氣時(shí)長(zhǎng)、注入氣體種類(lèi)和悶井時(shí)間)進(jìn)行定量分析，并給出合適的優(yōu)化建議。

1 注氣吞吐提高致密油采收率方法及其采收機(jī)理

致密油注氣吞吐即通過(guò)單口體積壓裂水平井進(jìn)行注氣、悶井后再次開(kāi)井生產(chǎn)的生產(chǎn)方式。通過(guò)對(duì)致密油注氣吞吐的油藏?cái)?shù)值模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，注氣吞吐可以顯著提高采收率[4，8-10]。并且，2013年起北美的石油公司在Bakken和Eagle Ford地區(qū)都進(jìn)行了注氣吞吐的先導(dǎo)試驗(yàn)[8，15-16]。其中，在Eagle Ford的先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)中，先衰竭式開(kāi)采投產(chǎn)29個(gè)月，之后采用了注氣吞吐的方法進(jìn)行生產(chǎn)。該先導(dǎo)試驗(yàn)井共進(jìn)行了5個(gè)輪次注氣吞吐，并最終使其采收率提升了1.74倍[8]，并且經(jīng)濟(jì)評(píng)估也證實(shí)這種方法可以等到很好的經(jīng)濟(jì)收益[9，17]，可以獲得30%～90%的收益提升[9]。在確保注入氣不會(huì)影響鄰井的情況下，注氣吞吐是一種提高致密油采收率的好方法[17]。

致密油藏注氣吞吐涉及的提高采收率機(jī)理包括：原油體積膨脹、原油黏度降低、儲(chǔ)層增壓和輕質(zhì)組分揮發(fā)。如圖1所示，這些機(jī)理的加強(qiáng)可以增強(qiáng)油藏當(dāng)中的二次彈性驅(qū)/溶解氣驅(qū)，并發(fā)生氣相揮發(fā)萃取，進(jìn)而達(dá)到致密油注氣吞吐提高采收率的目的[8，18]。

圖1 致密油注氣吞吐過(guò)程提高采收率的邏輯關(guān)系圖Fig.1 Logical relationship map for enhanced oil recovery in tight oil cyclic gas injection process

2 數(shù)值模擬模型的建立

2.1 數(shù)值模擬主要參數(shù)

主要通過(guò)對(duì)該致密油藏典型井進(jìn)行數(shù)值模擬。油藏模型的平面尺寸為300 m×1 330 m，油藏厚度為10.5 m，整個(gè)模型設(shè)有一口水平井，井的長(zhǎng)度為1 200 m，水平段沿Y方向延伸，水平井處于油藏正中部位置。該油藏的天然裂縫并不發(fā)育，因此采用單重介質(zhì)模型。人工裂縫半長(zhǎng)為90 m，裂縫高為油藏厚度10.5 m，裂縫條數(shù)為30條，裂縫間距為40 m，裂縫的導(dǎo)流能力為240 mD·m，油藏基質(zhì)的孔隙度為9%，滲透率為0.1 mD。

模型采用的是結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格和裂縫附近的局部網(wǎng)格加密。預(yù)先進(jìn)行了數(shù)值模擬精度與網(wǎng)格密度的相關(guān)性測(cè)試，分別測(cè)試了21×67×7、63×201×7、105×335×7和147×469×7的網(wǎng)格密度，發(fā)現(xiàn)147×469×7的網(wǎng)格密度有利于減小數(shù)值彌散所造成的誤差并確保數(shù)值模擬的精度，最終采用的網(wǎng)格數(shù)為147×469×7。在裂縫附近進(jìn)行了對(duì)數(shù)局部網(wǎng)格加密，水平井射孔與局部網(wǎng)格加密中最狹窄的代表人工裂縫的網(wǎng)格相連，而水平井在其他網(wǎng)格中不射開(kāi)。圖2所示為體積壓裂水平井三維數(shù)值模擬模型和創(chuàng)建的裂縫的加密網(wǎng)格，其中W2為水力壓裂水平井。

圖2 體積壓裂水平井油藏?cái)?shù)值模擬模型Fig.2 Reservoir simulation model for hydraulically fractured horizontal well

模型使用7組分的Peng-Robinson組分模型，原油和氣體的屬性都通過(guò)閃蒸計(jì)算求得。組分模型/狀態(tài)方程(Equations of State，EOS)來(lái)自對(duì)室內(nèi)壓力-體積-溫度(pressure volume temperature，PVT)實(shí)驗(yàn)的擬合。儲(chǔ)層原油中各組分的初始摩爾組成和其物性見(jiàn)表1。

在本次創(chuàng)建的模型油藏初始?jí)毫?3 MPa，原油的泡點(diǎn)壓力為29.6 MPa，原始的含水飽和度為0.455，原始的含油飽和度為0.545，油藏的原始地質(zhì)儲(chǔ)量為8.31×104t。模型還輸入了傳導(dǎo)率-壓力表格以考慮應(yīng)力敏感的作用。利用以上數(shù)據(jù)建立模型，并對(duì)其進(jìn)行注氣吞吐模擬和分析。

表1 組分模型原油中各組分摩爾分?jǐn)?shù)及其物性表Table 1 Mole fractions and physical properties of each component of the crude in the compositional model

2.2 衰竭式開(kāi)采和注氣吞吐結(jié)果分析

首先進(jìn)行衰竭式開(kāi)采和基礎(chǔ)注氣吞吐的模擬。衰竭式開(kāi)采中，油藏由2019年1月開(kāi)始生產(chǎn)，止于2034年8月。注氣吞吐中注入氣體是CO2，油藏也從2019年1月開(kāi)始生產(chǎn)，在2022年3月開(kāi)始注氣吞吐，注氣速率為1.8×105m3/d，每輪次注氣2個(gè)月，不悶井，生產(chǎn)10個(gè)月，共進(jìn)行12輪次注氣吞吐，至2034年8月結(jié)束。衰竭式開(kāi)采中，初始為彈性驅(qū)，后期達(dá)到泡點(diǎn)壓力后改為溶解氣驅(qū)為主。

圖3為衰竭式開(kāi)采和注氣吞吐下的累計(jì)產(chǎn)油量和油藏平均壓力的變化。該井在衰竭式開(kāi)采下，累計(jì)產(chǎn)量只有17 000 t。但在采用CO2注氣吞吐的開(kāi)發(fā)方式后，累計(jì)產(chǎn)油量最終達(dá)到32 000 t，有了大幅度的提升。

通過(guò)多次接觸閃蒸法所計(jì)算得到的CO2與地層原始原油的最小混相壓力為29.6 MPa。通過(guò)對(duì)比油藏平均壓力變化發(fā)現(xiàn)，該氣驅(qū)吞吐過(guò)程基本為非混相驅(qū)。

由圖3油藏平均壓力曲線(xiàn)可見(jiàn)，使用傳統(tǒng)的衰竭式開(kāi)采，地層壓力衰減迅速，在沒(méi)有外界能量的補(bǔ)充下，產(chǎn)油量會(huì)迅速遞減下降。在使用注氣吞吐的方法后，地層能量得到了補(bǔ)充，CO2的注入使得油藏平均壓力升高，地層的彈性驅(qū)得到增強(qiáng)，使采收率提升。

圖4所示為CO2注氣吞吐后油相中CO2摩爾分?jǐn)?shù)的云圖。隨著注氣吞吐次數(shù)的增加，井和人工裂縫周?chē)拖嘀械腃O2的摩爾分?jǐn)?shù)也隨之增加，CO2大量溶解在原油中會(huì)使原油的溶解氣油比增加，原油體積膨脹，原油黏度下降(原油在地層中的流動(dòng)性增強(qiáng))。CO2溶解在原油中，也會(huì)使原油組分發(fā)生變化，輕質(zhì)組分的增加同樣也能使原油體積膨脹、黏度降低。彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)都得到了加強(qiáng)，使采收率提升。

圖5所示為模擬結(jié)束時(shí)油藏含油飽和度云圖。經(jīng)過(guò)衰竭式開(kāi)采后，油藏的含油飽和度下降并不明顯，油藏中仍有大量原油未被采出。但相比之下，油藏在經(jīng)過(guò)12輪次注CO2吞吐后，人工裂縫周?chē)脑蛶缀醪墒沾M。因此，油藏?cái)?shù)模的結(jié)果證實(shí)注氣吞吐可大幅提高致密油藏采收率。

圖3 注CO2吞吐與衰竭式開(kāi)采累計(jì)產(chǎn)油量與 油藏平均壓力變化Fig.3 Cumulative oil production and average reservoir pressure for cyclic CO2 injection and primary depletion

圖4 不同輪次注氣吞吐的原油中CO2摩爾分?jǐn)?shù)分布圖Fig.4 Distribution of CO2 mole fraction in oil phase for different cycles of cyclic CO2 injection

圖5 結(jié)束時(shí)衰竭式開(kāi)采與注氣吞吐的含油飽和 度對(duì)比圖(2034-08-01)Fig.5 Comparison of oil saturations between primary depletion and cyclic gas injection at the end (2034-08-01)

3 注氣吞吐過(guò)程參數(shù)的影響分析

考慮注氣作為致密油體積壓裂水平井衰竭式開(kāi)采的接替開(kāi)發(fā)方式。在注氣吞吐條件下，注氣量、注氣時(shí)長(zhǎng)、不同注入氣體類(lèi)型的選擇和悶井時(shí)間，為生產(chǎn)制度中的主要過(guò)程參數(shù)，會(huì)影響原油采收率，對(duì)其進(jìn)行優(yōu)化分析。

3.1 不同注氣量的影響

先研究注氣量對(duì)原油產(chǎn)量的影響。模擬中采用同樣的流體類(lèi)型及井和油的設(shè)置，注入氣同樣選擇為CO2。為了優(yōu)化合適的注氣量，實(shí)施注氣速率分別為1.2×105、1.8×105、2.4×105m3/d的注氣吞吐數(shù)值模擬。生產(chǎn)制度與前例相同，注氣2個(gè)月，生產(chǎn)10個(gè)月，共吞吐12個(gè)輪次。

圖6為不同注氣量下的累計(jì)產(chǎn)油量與油藏平均壓力變化?？梢钥闯觯馑俾蕿?.2×105m3/d的最終產(chǎn)量為28 000 t，注氣速率為1.8×105m3/d的最終產(chǎn)量為32 000 t，注氣速率為2.4×105m3/d的最終產(chǎn)量為35 000 t。在地層壓力允許范圍內(nèi)注氣量越高，油藏壓力提升得越高，地層原油中溶解的氣體也越多，原油體積膨脹越大，其彈性驅(qū)能量越充足，累計(jì)產(chǎn)量也越高。

從第3輪次開(kāi)始，每輪次的累計(jì)產(chǎn)油量開(kāi)始有所下降，為找出吞吐輪次數(shù)的經(jīng)濟(jì)極限繪制了圖7所示的每輪次累計(jì)產(chǎn)油量與每輪次注入CO2量的比值曲線(xiàn)圖，其物理意義為每輪次注氣吞吐期間消耗單位CO2所產(chǎn)出的原油的量。對(duì)于注氣速率為2.4×105m3/d的案例，消耗單位CO2的產(chǎn)油量在初期上升迅速，在第二輪次就已經(jīng)達(dá)到了峰值，在此之后消耗單位CO2的產(chǎn)油量下降迅速。因此，對(duì)于該注氣量下的油藏，較早即會(huì)達(dá)到注氣吞吐的經(jīng)濟(jì)極限。當(dāng)注氣量下降，經(jīng)濟(jì)極限輪次也會(huì)相對(duì)延后。因此，較高的注氣量在提高產(chǎn)量的同時(shí)也可以快速獲得經(jīng)濟(jì)回報(bào)和收益。

圖6 不同注氣量下的累計(jì)產(chǎn)油量與油藏平均壓力變化Fig.6 Cumulative oil production and average reservoir pressure with different gas injection rates

圖7 每輪次產(chǎn)出原油與注入的CO2的比值變化Fig.7 Ratio of crude oil production and CO2 injected in each cycle

3.2 不同注氣時(shí)長(zhǎng)的影響

模擬并研究不同的注氣時(shí)長(zhǎng)對(duì)產(chǎn)量的影響。數(shù)值模擬設(shè)置如第3.1節(jié)，注入氣體仍為CO2。為保持累計(jì)注氣量和注氣吞吐的周期一定，設(shè)計(jì)為生產(chǎn)方式如下。

方式1：注氣速率1.2×105m3/d，注3個(gè)月，生產(chǎn)9個(gè)月，共進(jìn)行12輪次。

方式2：注氣速率1.8×105m3/d，注2個(gè)月，生產(chǎn)10個(gè)月，共進(jìn)行12輪次。

方式3：注氣速率3.6×105m3/d，注1個(gè)月，生產(chǎn)11個(gè)月，共進(jìn)行12輪次。

保證注氣量一定情況下，研究注氣時(shí)長(zhǎng)為1個(gè)月，2個(gè)月和3個(gè)月對(duì)產(chǎn)量的影響。圖8所示為不同

圖8 不同注入時(shí)長(zhǎng)下的累計(jì)產(chǎn)油量與 油藏平均壓力變化Fig.8 Cumulative oil production and average reservoir pressure for different gas injection durations

注氣時(shí)長(zhǎng)下累計(jì)產(chǎn)量和油藏平均壓力的變化。從圖中可見(jiàn)，注氣量一定的情況下，注氣時(shí)長(zhǎng)這一因素對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量并不敏感。在保證井底流壓低于地層破裂壓力的情況下，可盡可能加速注氣過(guò)程。

3.3 不同注入氣體類(lèi)型的影響

此處對(duì)不同的注入氣體對(duì)氣驅(qū)吞吐過(guò)程的影響進(jìn)行數(shù)值模擬分析。選用的氣體分別如下。

(1)CO2。

(2)烴氣1。CH4：64.19%；C2H6：23.57%；C3H8：6.43%；N2：5.81%。

(3)烴氣2。CH4：36.68%；C2H6：47.14%；C3H8：12.86%；N2：3.32%。

注氣速率選擇1.8×105m3/d，注氣2個(gè)月，生產(chǎn)10個(gè)月，不悶井，共進(jìn)行12輪次注氣吞吐。圖9所示為不同注入氣體的累計(jì)產(chǎn)油量和油藏平均壓力的變化。

通過(guò)多次接觸閃蒸法所計(jì)算得到的CO2與原始原油的最小混相壓力為29.6 MPa；烴氣1與原始原油的最小混相壓力為32.3 MPa；烴氣2與原始原油的最小混相壓力為29.5 MPa。通過(guò)對(duì)比油藏平均壓力變化發(fā)現(xiàn)，這幾種氣體的氣驅(qū)吞吐過(guò)程基本都為非混相驅(qū)。

可以看出，不同的注入氣體在壓力提升和產(chǎn)量的提升上有著不同的效果。烴氣1的甲烷含量高，C2H6和C3H8的含量低，在壓力恢復(fù)上有很大的作用，但在提高采收率方面，烴氣1相較于其他兩種氣體有明顯的不足，經(jīng)過(guò)12輪次的注氣吞吐，注CO2和烴氣2(C2H6和C3H8的含量高)的累計(jì)產(chǎn)油量有了很大的提升，但對(duì)于注烴氣1的油藏累計(jì)產(chǎn)量并未得到顯著的提升。這主要因?yàn)闊N氣2和CO2可大量溶于原油，使得原油體積膨脹，生產(chǎn)階段中的彈性驅(qū)效果強(qiáng)。因此，在注入氣的選擇上烴氣2和CO2要優(yōu)于烴氣1。考慮到C2H6和C3H8成本的影響，在實(shí)際的生產(chǎn)中如擁有充足的氣源CO2可作為首選注入氣體。另一方面，從數(shù)值模擬的結(jié)果中看出，壓力的大幅度提升不一定帶來(lái)產(chǎn)量的大幅度提升(例如烴氣1)，注入氣體的組成影響很大。

圖9 不同注入氣體類(lèi)型下的累計(jì)產(chǎn)油量與 油藏平均壓力變化Fig.9 Cumulative oil production and average reservoir pressure for of different types injection gas

3.4 悶井的影響

此處對(duì)悶井這一因素進(jìn)行數(shù)值模擬并分析其影響。流體、儲(chǔ)層和井的設(shè)置同前，選用注入氣為CO2，分為三組模型。

模型1：注氣速率1.8×105m3/d，注2個(gè)月，不悶井，生產(chǎn)10個(gè)月。

模型2：注氣速率1.8×105m3/d，注2個(gè)月，悶井1個(gè)月，生產(chǎn)9個(gè)月。

模型3：注氣速率1.8×105m3/d，注2個(gè)月，悶井2個(gè)月，生產(chǎn)8個(gè)月。

圖10顯示了不同悶井時(shí)長(zhǎng)下累計(jì)產(chǎn)油量和油藏平均壓力的變化。在注氣量和注入時(shí)長(zhǎng)一定的情況下，悶井對(duì)油藏的累計(jì)產(chǎn)量并不敏感。氣驅(qū)吞吐過(guò)程中，氣體擴(kuò)散的空間尺度遠(yuǎn)小于油藏尺寸，甚至小于網(wǎng)格尺寸。因此，悶井在有限的時(shí)間內(nèi)因擴(kuò)散所造成的物質(zhì)混合效應(yīng)有限，實(shí)際生產(chǎn)中可考慮不悶井，注入氣體后隨即開(kāi)始生產(chǎn)。

圖10 不同悶井時(shí)長(zhǎng)下的累計(jì)產(chǎn)油量與 油藏平均壓力變化Fig.10 Cumulative oil production and average reservoir pressure for different shut-in durations

4 注氣吞吐優(yōu)化建議

從注氣吞吐的數(shù)值模擬敏感性分析可看出，在儲(chǔ)層壓力允許的范圍內(nèi)，注氣量越高，該井的采收率也越高，但高輪次數(shù)情況下注入單位氣體所產(chǎn)出的原油量也降低，根據(jù)操作成本、油價(jià)和CO2價(jià)格存在輪次數(shù)的經(jīng)濟(jì)極限。因此，在實(shí)際生產(chǎn)中，在鉆采工程條件和地面工藝允許的情況下，應(yīng)盡可能地提高氣體注入量，可提高油藏采收率，并在較短的時(shí)間內(nèi)收回投資，實(shí)現(xiàn)更好的經(jīng)濟(jì)效益。

數(shù)值模擬顯示注入時(shí)長(zhǎng)和悶井時(shí)長(zhǎng)對(duì)生產(chǎn)效果影響微弱。當(dāng)注氣量一定時(shí)，注入時(shí)長(zhǎng)和悶井時(shí)長(zhǎng)對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量不敏感。因此，該開(kāi)發(fā)優(yōu)化問(wèn)題變成了純粹的工程問(wèn)題，即在鉆采工程和地面工藝允許的情況下，盡可能的減小注入時(shí)間，不進(jìn)行悶井，可以使油田達(dá)到快速盈利的目的。

從注入氣體的敏感性分析來(lái)看，富含C2H6和C3H8的烴氣及CO2的提高采收率效果要遠(yuǎn)優(yōu)于富含CH4的烴氣，雖然這3種氣體同樣起到了補(bǔ)充地層能力和提高地層壓力的效果。從經(jīng)濟(jì)成本的角度而言，CO2的成本要低于富含C2H6和C3H8的烴氣。因此，在氣源充足的條件下，CO2可作為注入氣的首選。

5 結(jié)論

隨著水平井和水力壓裂技術(shù)的發(fā)展與成熟，致密油開(kāi)發(fā)技術(shù)日新月異，致密油注氣吞吐成為在其衰竭式開(kāi)采基礎(chǔ)上的一種提高采收率的有效方法。通過(guò)對(duì)國(guó)內(nèi)某致密油藏典型井注氣吞吐進(jìn)行數(shù)值模擬，對(duì)關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，最終得出了以下結(jié)論。

(1)注氣吞吐(如CO2)可以極大地提高致密油的采收率。

(2)在儲(chǔ)層壓力允許的情況下，提高注氣量可以快速地完成采收過(guò)程，注入單位氣體所產(chǎn)出的原油量存在輪次數(shù)的經(jīng)濟(jì)極限。

(3)在注入氣體確定和注氣量一定時(shí)，改變注入時(shí)長(zhǎng)和改變悶井時(shí)間不會(huì)影響油藏的最終采收率。

(4)在不同注入氣體的選擇上，富含C2H6和C3H8的烴氣及CO2的提高采收率效果要遠(yuǎn)優(yōu)于富含CH4的烴氣。