劉昕，李寧，李震，段朝偉，湯勇，秦昊

（1.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司地質(zhì)研究院，陜西 西安 710077；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；3.中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司測(cè)井重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710077）

0 引 言

致密油氣已逐漸成為非常規(guī)油氣資源開(kāi)發(fā)的熱點(diǎn)，逐步替代常規(guī)油氣能源，支撐油氣開(kāi)發(fā)[1-6]。通過(guò)國(guó)內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，水平井注氣驅(qū)是目前開(kāi)發(fā)低滲透率油藏最有效的技術(shù)[7-13]，研究注氣過(guò)程中主控因素及增油機(jī)理，對(duì)于現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)具有指導(dǎo)意義。目前針對(duì)常規(guī)油藏注氣機(jī)理研究相對(duì)較多[14-19]，但是在超低滲透率致密油藏中注烴氣提高采收率技術(shù)尚處于探索階段，注氣可行性方案研究較少，注入烴氣對(duì)原油性質(zhì)的影響、對(duì)原油動(dòng)用能力以及注烴氣驅(qū)后提高采收率機(jī)理研究相對(duì)匱乏[20-25]。因此，有必要對(duì)注烴氣提高超低滲透率致密油藏采收率進(jìn)行研究。本文以典型的超低滲透率致密油藏X區(qū)塊長(zhǎng)7儲(chǔ)層為例，運(yùn)用CMG數(shù)值模擬軟件建立超低滲透率致密油藏水平井體積壓裂1注2采機(jī)理模型，對(duì)目標(biāo)油藏進(jìn)行烴氣驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化研究，分析各項(xiàng)參數(shù)對(duì)增產(chǎn)效果影響，并優(yōu)選出最佳注氣方案，為超低滲透率致密油藏注烴氣高效開(kāi)發(fā)提供參考。

1 數(shù)值模型建立

X區(qū)塊長(zhǎng)7儲(chǔ)層為典型的超低滲透率致密油藏。開(kāi)發(fā)初期單井產(chǎn)量高，但隨著地層壓力的降低，單井產(chǎn)能遞減速度加快，注水開(kāi)采存在“注不進(jìn)采不出”的現(xiàn)象，亟需探索新方式提高致密油藏采收率。

1.1 測(cè)井資料分析

結(jié)合X區(qū)塊測(cè)井解釋綜合成果圖可見(jiàn)（見(jiàn)圖1），油層段平均自然伽馬為低值，泥質(zhì)含量平均為15.39%；巖性密度平均值為2.56 g/cm3，計(jì)算孔隙度、滲透率、飽和度參數(shù)相對(duì)較高，孔隙度平均為10.64%、滲透率平均為0.21×10–3μm2、含油飽和度平均大于56.23%，氣測(cè)值較高。差油層自然伽馬顯示泥質(zhì)含量增高至20.86%，自然伽馬成像圖也顯示泥質(zhì)含量明顯增高，或自然伽馬為低值但巖性密度值偏高，一般介于2.52 ～2.62 g/cm3。儲(chǔ)層較致密，計(jì)算的孔隙度、滲透率、飽和度參數(shù)較低，孔隙度平均為9.32%、滲透率約0.16×10–3μm2、含油飽 和度約38.11%～63.11%，氣測(cè)值較低。干層泥質(zhì)含量高，儲(chǔ)層非常致密，一般巖性密度大于2.65 g/cm3，計(jì)算孔隙度、滲透率、飽和度參數(shù)低值，孔隙度平均為6.12%、滲透率平均為0.06×10–3μm2。

圖1 X區(qū)塊目標(biāo)井2 131.0 ～2 187.0 m測(cè)井解釋綜合圖

1.2 基于測(cè)井資料建立機(jī)理模型

根據(jù)測(cè)井資料分析，目標(biāo)區(qū)塊孔隙度為6.12%～10.64%，滲透率為0.06×10–3～0.21×10–3μm2，屬于超低滲透率致密油藏。根據(jù)成像測(cè)井資料分析，目標(biāo)區(qū)塊無(wú)裂縫發(fā)育。為滿(mǎn)足生產(chǎn)需求，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施水平井 +體積壓裂技術(shù)?；赬區(qū)塊孔隙度、滲透率完井解釋結(jié)果、相對(duì)滲透率（相滲）、油水性質(zhì)和布井方式等資料，運(yùn)用CMG數(shù)值模擬軟件的Builder模塊建立超低滲透率致密油藏水平井體積壓裂1注2采機(jī)理模型，機(jī)理模型設(shè)置2套滲透率數(shù)值，壓裂縫滲透率取值400.00×10–3μm2，其余區(qū)域滲透率取值0.18×10–3μm2，孔隙度取值10.39%，開(kāi)展注烴氣驅(qū)研究。

1.3 基礎(chǔ)數(shù)值模型網(wǎng)格劃分

目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層厚度為7 m，壓裂縫半長(zhǎng)為100 m，壓裂縫滲透率為40 mD** 非法定計(jì)量單位，1 mD = 9.87×10–4 μm2，下同，水平井長(zhǎng)度1 000 m，井間距320 m，模型所用基礎(chǔ)參數(shù)與目標(biāo)區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)一致。利用軟件的體積壓裂模塊對(duì)模型中水平井進(jìn)行體積壓裂，同時(shí)對(duì)水平井附近區(qū)域網(wǎng)格進(jìn)行局部加密，從而提高模擬計(jì)算精度。模型的長(zhǎng)、寬、高分別為1 640、1 400 m和7 m，面積為2.296 km2；數(shù)值模型網(wǎng)格三個(gè)方向劃分為IJK= 41 357，總網(wǎng)格數(shù)為127 819個(gè)，3個(gè)方向上的網(wǎng)格精度分別為40、40、1 m，加密網(wǎng)格精度分別為8、8、1 m，且K方向（垂直方向）滲透率相同。模型平面網(wǎng)格劃分以及三維網(wǎng)格劃分見(jiàn)圖2。

圖2 模型網(wǎng)格劃分

1.4 模型基礎(chǔ)生產(chǎn)參數(shù)設(shè)置

油藏原始地層壓力為16 MPa，原始地層溫度為65 ℃，飽和壓力為11 MPa，注烴氣驅(qū)最小混相壓力為19.91 MPa。模型孔隙體積為1.669 730×106m3，烴類(lèi)孔隙體積為0.667 890×106m3，原始地質(zhì)儲(chǔ)量為0.498 848×106m3，模擬過(guò)程中采用水平井連續(xù)注烴氣，同時(shí)采用體積壓裂后水平井方式生產(chǎn)。模型所用流體相滲曲線(xiàn)取自室內(nèi)長(zhǎng)巖心測(cè)試實(shí)驗(yàn)得出的相滲數(shù)據(jù)（見(jiàn)圖3）。通過(guò)相滲曲線(xiàn)分析可知，目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層巖石相滲曲線(xiàn)的兩相共滲區(qū)較窄，驅(qū)油效率較差。

圖3 相滲曲線(xiàn)

2 注采參數(shù)影響規(guī)律研究

2.1 影響規(guī)律研究方案設(shè)計(jì)

注采工藝參數(shù)對(duì)烴氣驅(qū)效果的影響很大，且對(duì)于油田來(lái)說(shuō)，注采參數(shù)也是可控的參數(shù)。注采參數(shù)主要包括注入時(shí)機(jī)、注入氣量、注氣速度以及日產(chǎn)油量，通過(guò)數(shù)值模擬確定參數(shù)取值范圍，同時(shí)分析各參數(shù)對(duì)增油效果的影響規(guī)律，明確致密油藏注氣驅(qū)提高采收率機(jī)理。以衰竭生產(chǎn)為對(duì)照組，通過(guò)增油量和換油率參數(shù)對(duì)開(kāi)采效果進(jìn)行評(píng)價(jià)。增油量指同等開(kāi)發(fā)時(shí)間內(nèi)注烴氣驅(qū)的產(chǎn)油量與衰減開(kāi)采產(chǎn)油量之差；換油率指注烴氣驅(qū)替生產(chǎn)過(guò)程中，增油量與注入烴氣體積的比值，換油率越高經(jīng)濟(jì)效益越好。通過(guò)增油量、換油率評(píng)價(jià)使優(yōu)化后的開(kāi)發(fā)方案更加準(zhǔn)確合理。

2.2 注入時(shí)機(jī)的影響

以超低滲透率致密油藏衰竭生產(chǎn)日產(chǎn)油量為基準(zhǔn)設(shè)置注氣時(shí)機(jī)[26]，設(shè)立5組對(duì)比方案：衰竭生產(chǎn)至日產(chǎn)油7、6、5、4、3 m3開(kāi)始注氣驅(qū)油，注氣速度為50 t/d，注氣生產(chǎn)4年，總注入氣量為孔隙體積的0.13倍，單井日產(chǎn)油量25 t。注氣時(shí)機(jī)預(yù)測(cè)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 注氣時(shí)機(jī)預(yù)測(cè)結(jié)果

結(jié)合不同注氣時(shí)機(jī)增油量和換油率關(guān)系可以看出：隨著注氣時(shí)機(jī)的延后，增油量和換油率均逐漸降低，注氣時(shí)機(jī)越早，越有利于提高采收率。分析其原因是該區(qū)塊注烴氣生產(chǎn)過(guò)程屬于非混相驅(qū)，越早注入烴氣越有利于補(bǔ)充生產(chǎn)過(guò)程中地層虧空的能量，促進(jìn)油藏高效生產(chǎn)。為更有效提高油藏產(chǎn)量，建議適當(dāng)提前注氣時(shí)機(jī)。

2.3 注入氣量的影響

改變水平井烴氣注入量，設(shè)置7組對(duì)比方案（注入氣量為孔隙體積的0.13、0.26、0.35、0.44、0.50、0.54、0.57倍），每組方案衰竭至日產(chǎn)油7 m3開(kāi)始注氣，控制其他條件不變，注氣生產(chǎn)4年，對(duì)比不同注氣量的驅(qū)油效果，模擬結(jié)果見(jiàn)表2。結(jié)合不同注入氣量與增油量、換油率關(guān)系可以看出：隨著注入氣量的增多，增油量始終保持增長(zhǎng)狀態(tài)，增加幅度逐漸減小，換油率呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)；當(dāng)注入氣量由孔隙體積的0.13倍增加到0.54倍時(shí)，增油量增加了4.01×104t，換油率增加了0.085 t/t；當(dāng)注入氣量為孔隙體積的0.54倍時(shí)，換油率達(dá)到最大值0.179 t/t。注入氣量對(duì)注氣驅(qū)方案設(shè)計(jì)影響較大，在現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)過(guò)程中建議將注入氣量控制在0.54倍進(jìn)行。

表2 不同注入氣量模擬結(jié)果

如圖4 ～圖6所示，顏色變化明顯區(qū)域?yàn)楦邼B透率裂縫通道，其余區(qū)域則為低滲透率通道。烴氣注入量越多，驅(qū)替前緣越遠(yuǎn)，烴氣波及范圍越大，含油飽和度下降越多，與此同時(shí)原油密度、黏度下降越多。隨著大量烴氣的注入，氣體首先沿著高滲透率裂縫通道運(yùn)移，裂縫通道中原油密度和黏度降低效果明顯，在低滲透率通道運(yùn)移緩慢，密度降低效果次之，且波及范圍隨著注入量的增加顯著增大。原油密度和黏度的降低促使其流動(dòng)性提高，油水流度比得到顯著改善，進(jìn)而提高了原油采收率。

圖4 含油飽和度變化

圖5 密度隨注氣量的變化

圖6 黏度隨注氣量的變化

2.4 注入速度的影響

改變水平井注烴氣驅(qū)注氣速度，設(shè)置6組對(duì)比方案（注氣速度分別為75、110、145、175、190、200 t/d），烴氣注入量為孔隙體積的0.54倍，每組方案衰竭至7 m3/d開(kāi)始注氣，控制其他條件不變，對(duì)比不同注氣速度的驅(qū)油效果，模擬結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 不同注氣速度模擬結(jié)果

結(jié)合不同注氣速度與增油量、換油率關(guān)系可以看出：增油量和換油率隨著注氣速度的增大呈現(xiàn)先增大后趨于水平的趨勢(shì)；當(dāng)注氣速度從75 t/d增加到175 t/d時(shí)，增油量增加了1.29×104t，換油率增加了0.050 t/t，增油效果較好，注氣速度為175 t/d時(shí)換油率為0.179 t/t。過(guò)低的注氣速度不能有效補(bǔ)充地層能量，過(guò)高的注氣速度會(huì)導(dǎo)致注入壓力高、注入困難等問(wèn)題。

圖7為不同注氣速度下井底壓力對(duì)比，由圖7可見(jiàn)，注氣速度越大，油藏瞬時(shí)增壓效果越明顯，主要因?yàn)楦咚僮⑷氲臒N氣無(wú)法在地層快速擴(kuò)散，導(dǎo)致井底憋壓嚴(yán)重。注氣速度在200 t/d時(shí)，由于井底憋壓較高，近井地帶與注入氣溶解的原油將會(huì)被迅速推向遠(yuǎn)端，無(wú)法實(shí)現(xiàn)混相，不利于提高采收率。另外，較高的注入壓力會(huì)對(duì)地面集輸設(shè)施造成負(fù)擔(dān)，現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)過(guò)程中建議將注氣速度控制在175 t/d進(jìn)行。

圖7 不同注氣速度下井底壓力對(duì)比

2.5 日產(chǎn)油量的影響

改變水平井注烴氣驅(qū)日產(chǎn)油量，設(shè)置5組對(duì)比方案（單井產(chǎn)油量15、20、25、30、35 t/d），烴氣注入量為孔隙體積的0.54倍，注入速度為175 t/d，每組方案衰竭至產(chǎn)油7 m3/d開(kāi)始注氣，其他條件不變，對(duì)比不同日產(chǎn)油量的驅(qū)油效果，模擬結(jié)果見(jiàn)表4。結(jié)合不同日產(chǎn)油量和增油量、不同日產(chǎn)油量和換油率對(duì)比曲線(xiàn)規(guī)律（見(jiàn)圖8）可以看出：過(guò)低的日產(chǎn)油量限制了油藏生產(chǎn)，過(guò)高的日產(chǎn)油量使得地層能量衰減速度更快，導(dǎo)致驅(qū)油效率降低。單井產(chǎn)油量由15 t/d增加到30 t/d時(shí)，增油量和換油率呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)，產(chǎn)油量為20 t/d時(shí)換油率達(dá)到最大值0.179 t/t。產(chǎn)油量由15 t/d增加至20 t/d時(shí)，換油率和增油量變化幅度相對(duì)較大。綜合以上結(jié)果，日產(chǎn)油量對(duì)方案影響較小，在現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)過(guò)程中，建議將單井產(chǎn)油量控制在20 t/d進(jìn)行。

表4 不同日產(chǎn)油量模擬結(jié)果

圖8 不同日產(chǎn)油量對(duì)比

2.6 最優(yōu)方案指標(biāo)預(yù)測(cè)

通過(guò)對(duì)注采參數(shù)影響規(guī)律進(jìn)行研究，得出最優(yōu)方案指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果：衰竭生產(chǎn)至7 m3/d后，以175 t/d的速度注烴氣驅(qū)，注入氣量為孔隙體積的0.54倍，同時(shí)單井產(chǎn)油量設(shè)置為20 t/d，累計(jì)增油量為4.60×104t，換油率為0.179 t/t，最終采收率為29%，與衰竭生產(chǎn)相比產(chǎn)量提高了11%，推薦注氣方案與衰竭生產(chǎn)方案累計(jì)產(chǎn)油對(duì)比見(jiàn)圖9。

圖9 累產(chǎn)油對(duì)比

3 結(jié) 論

（1）注氣時(shí)機(jī)越早，增油效果越好。增大烴氣注入量能充分釋放地層能量，改變?cè)托再|(zhì)，從而提高原油采收率，但換油率呈現(xiàn)出先增大后減小的趨勢(shì)；在現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)過(guò)程中建議將注氣量控制為孔隙體積的0.54倍，此時(shí)經(jīng)濟(jì)效益最佳。

（2）增油量和換油率隨著注氣速度的增大呈現(xiàn)先增大后趨于水平的趨勢(shì)。過(guò)低的注氣速度不能有效的補(bǔ)充地層能量，不易形成穩(wěn)定的驅(qū)油界面，但過(guò)高的注氣速度會(huì)導(dǎo)致注入壓力高、注入困難等問(wèn)題。過(guò)低的日產(chǎn)油量不利于油藏經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)，過(guò)高的日產(chǎn)油量導(dǎo)致驅(qū)油效率降低。綜合考慮，在現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)過(guò)程中，建議將單井產(chǎn)油量控制在20 t/d進(jìn)行。

（3）優(yōu)化得到最優(yōu)開(kāi)發(fā)方案的最終采收率為29%，與衰竭生產(chǎn)相比采收率提高了11%。從數(shù)值模擬的角度，分析了超低滲透率致密油藏條件下烴氣驅(qū)的注采參數(shù)影響規(guī)律，提出目標(biāo)油藏合理開(kāi)發(fā)方案參數(shù)設(shè)置，為超低滲透率致密油藏條件下的烴氣驅(qū)提供理論支撐。