致密油藏二氧化碳吞吐過程中低壓區域對二氧化碳波及范圍的影響

蔣晨, 劉慶杰， 張祖波， 高建， 陳序

(1.中國科學院大學工程科學學院， 北京 100049； 2.中國科學院滲流流體力學研究所， 廊坊 065007; 3.中國石油勘探開發研究院提高采收率國家重點實驗室， 北京 100083)

隨著非常規油氣勘探開發技術的發展， 致密油作為一種重要的能源供給形式，已經成為國內外勘探開發的熱點領域[1-3]。但是致密油藏儲集層具有物性差、非均質性強、滲流能力差等特點，使得致密油藏開發難度大，開發成本高，嚴重制約開發效益[4-6]。目前國內外普遍采用水平井體積壓裂后依靠地層能量進行衰竭式開發，雖初期產量高，但地層能量下降快，導致產量快速遞減[7-8]。致密儲集層依靠天然能量采用衰竭式開發的采出程度一般低于10%[9]，對比大慶油田水驅開發后最終采收率為40%左右[10]，致密油藏提高采收率潛力巨大。但由于致密油藏儲層物性差、滲流阻力大等特點，難以實現類似常規油藏的規模開發[11]。

吞吐采油技術一直以來作為低品位油藏提高采收率的措施，雖然經過現場實際和室內研究證實CO2吞吐是提高致密油藏采收率的有效措施，但與傳統的水驅、氣驅相比，吞吐的理論不夠深入和完善。目前CO2吞吐采油技術的作用機理尚存在爭議，一些研究者認為CO2在油藏中的波及主要依靠擴散作用[12]；另一些研究者則認為CO2在油藏中的運移以流動波及作用為主，燜井期壓力平衡后以擴散作用為主[13]。因此正確認識影響CO2波及范圍的因素是制定優化吞吐方案的基礎，也是致密油藏提高采收率的關鍵。但現有的大部分研究都僅關注注入壓力、燜井時間等不同影響因素對采出程度、采收率的影響[14-16]，但并未說明影響因素會對采出程度、采收率產生影響的作用機理。現有關于吞吐作用機理的室內研究通常是運用計算機斷層掃描(computed tomography，CT)技術來確定CO2在巖心尺度的波及范圍[17-19]或通過大型物模實驗運用測壓計監測吞吐過程中模型各處的壓力變化[20-23]，但巖心和物理模型相較實際油藏存在巨大的尺度差異并不能反映油藏真實情況。

為此，現利用油藏數值模擬軟件HiSim，建立致密油藏CO2吞吐的理想模型，通過監測注入期和燜井期油藏CO2含量及壓力變化研究CO2的波及范圍，利用CO2波及范圍這一指標來界定吞吐實施效果。在此基礎上，研究不同影響因素對CO2波及范圍的影響，以期為致密油藏CO2吞吐開發方案優化提供理論依據。

1 理想模型建立

選取典型致密油藏區塊為研究對象，油藏埋深為2 200 m，原始地層壓力為484 bar(1 bar=100 kPa)，原油密度為0.83 g/cm3，地層原油黏度為4.5 mPa·s，油層厚度為30 m，孔隙度為15%，滲透率為0.1 mD，區塊內無斷層及其他地質構造，故采用矩形網格建立了網格數為10×1×1的一維理想模型，如圖1所示。

圖1 一維理想模型Fig.1 One-dimensional ideal model

該理想模型為均質模型且各方向滲透率均為0.1 mD，綜合考慮油層厚度、現場實際CO2波及范圍、模擬時間等方面，設定模型的尺寸為15 m×15 m×30 m。由于地層流體組分較多，為提高計算效率，在滿足計算精度的基礎上，將地層流體重新劃分為CO2、N2、CH4、C2、C3、C4-6、C7+1、C7+2和C7+3，共9個擬組分。

2 CO2吞吐作業模擬

CO2吞吐作業包含注入期、燜井期、開井期。油藏在經歷衰竭式開發后，在注入期將CO2注入地層為地層補充能量。注入的CO2在燜井期利用毛管力、分子擴散力等與油藏內的剩余油進行置換。地層壓力也在燜井期進行重新平衡。燜井期結束后，油井重新恢復生產。在建立的一維理想模型中，單井衰竭式開發3年后注入CO2，注入壓力為130 bar，注入時間為一個月，注入結束后燜井3個月重新恢復生產。在此過程中分別監測注入前、注入期油藏各處壓力及CO2含量如圖2、圖3所示；監測燜井期油藏各處壓力及CO2含量如圖4、圖5所示。

1 bar=100 kPa圖2 注入期油藏壓力變化Fig.2 Reservoir pressure change during injection

1 bar=100 kPa圖3 注入期油藏CO2含量變化Fig.3 Change of CO2 content in reservoir during injection

1 bar=100 kPa圖4 燜井期油藏壓力變化Fig.4 Change of reservoir pressure in reservoir during soak period

圖5 燜井期油藏CO2含量變化Fig.5 Change of CO2 content in reservoir during soak period

如圖2所示，注入期油藏壓力增加是由近井地帶逐漸向油藏深部波及的過程，在波及過程中出現低壓區域并出現負壓力梯度以及負壓力梯度區域。如圖3所示，注入期油藏CO2含量增加同樣是由近井地帶向油藏深部波及。通過圖2和圖3對比可知，在130 bar的注入壓力下注入期壓力傳播的范圍與CO2波及范圍是基本同步的。注入地層的CO2補充了地層能量從而使近井區域壓力升高需要與衰竭開發后的地層壓力重新平衡，由此出現了低壓區域及負壓力梯度區域。

如圖4所示，燜井期為油藏內部壓力重新平衡的過程，近井地帶壓力降低，油藏深部壓力逐漸升高，即近井地帶的高壓向低壓區域傳導從而擴大壓力波及范圍。如圖5所示，燜井期CO2含量及波及距離變化不大。

通過注入期、燜井期油藏壓力、CO2含量對比發現，在經歷3個月的燜井期后，CO2的波及距離由注入期結束后的45 m增加到60 m，壓力波及范圍由45 m增加到75 m，說明CO2波及主要在注入期，CO2波及與壓力波及在燜井期存在滯后現象。燜井期結束后低壓梯度區域依舊存在，說明油藏壓力未平衡，可考慮適當延長燜井時間使地層壓力重新平衡。

3 影響因素分析

吞吐過程中油藏內部低壓及負壓力梯度區域的產生是由于注入的CO2使近井區域壓力升高，在壓力傳播的過程中需與原始地層壓力重新平衡，平衡過程具體表現為衰竭式開發后的原始地層壓力與注入期的注入壓力相互作用。

衰竭式開發后的原始地層壓力分布大致符合平面徑向流，故其壓力分布方程為

(1)

式(1)中：Pe為油藏邊界處壓力，bar；Pwf為井底壓力，bar；rw為井半徑，m；re為油藏邊界到井中心的距離，m；P為距井中心距離為r時的壓力，bar;r為地層中任意一點到井中心的距離，m。

注入期注入CO2后在不考慮原始地層壓力下大致符合反向的平面徑向流，故其壓力分布方程為

(2)

由式(1)和式(2)可知，可將地層壓力平衡的情況看作壓降漏斗和注入漏斗疊加。壓降漏斗、注入漏斗如圖6、圖7所示。從圖6、圖7可知，在注入期近井地帶、油藏深部均為相對高壓，壓力在向油藏中部低壓區域傳導過程中形成了如圖2和圖4所示的低壓及負壓力梯度區域，故可將壓力梯度的正負轉換點視為壓力波及范圍。

1 bar=100 kPa圖6 壓降漏斗Fig.6 Pressure drop funnel

1 bar=100 kPa圖7 注入漏斗Fig.7 Injection funnel

注入的CO2在油藏中運移主要受分子擴散及地層壓力梯度的影響。分子擴散是分子從高濃度區域向低濃度區域轉移的現象，擴散速率與物質濃度梯度成正比。因此，注入的CO2在向油藏深部波及的過程中，分子擴散作用始終是CO2運移的動力。在地層壓力梯度為正的區域，CO2在壓差的作用下由近井地帶向油藏深部運移，地層壓力梯度表現為CO2運移的動力；在地層壓力梯度為負的區域，CO2在壓差的作用下由油藏深部向近井地帶運移，地層壓力梯度表現為CO2運移的阻力。綜上可知，在地層壓力梯度為正時，壓差和分子擴散運動均為CO2運移的動力，CO2波及速率較快，表現為CO2與注入壓力的波及無明顯滯后；而在地層壓力梯度為負時，由于地層壓力梯度的阻礙作用CO2難以波及。因此，采取措施擴大壓力波及范圍是增大CO2的波及范圍直接有效的方法。

3.1 注入壓力對CO2波及范圍的影響

保持其他參數不變，改變注入壓力分別監測注入壓力為130、180、230、280 bar時地層壓力及CO2含量變化。如圖8所示，隨注入壓力的升高，壓力和CO2在注入期的波及范圍顯著增加，壓力波及與CO2波及基本同步無滯后現象，但在注入壓力超過230 bar后，CO2的波及范圍不再增加。由此說明，CO2在注入期的波及范圍對注入壓力非常敏感，但存在最優注入壓力，當注入壓力超過最優注入壓力后，CO2在注入期內波及范圍不會增加，因此在吞吐作業中需合理選擇注入壓力。若注入壓力大于最佳注入壓力，要進一步擴大CO2在注入期的波及范圍，可考慮延長注入時間。

1 bar=100 kPa圖8 不同注入壓力下注入期壓力、CO2波及范圍Fig.8 Pressure and CO2 sweep range during injection period under different injection pressures

如圖9所示，隨注入壓力升高，壓力和CO2在燜井期的波及范圍顯著增加。CO2波及相較于壓力波及在燜井期存在明顯滯后，且隨著注入壓力升高，滯后現象越明顯。

1 bar=100 kPa圖9 不同注入壓力下燜井期壓力、CO2波及范圍Fig.9 Pressure and CO2 sweep range during soak period under different injection pressures

不同注入壓力下注入期和燜井期結束后壓力、CO2波及范圍如表1所示。對比各注入壓力下注入期和燜井期CO2波及范圍可知，CO2的波及范圍主要來源于注入期，但燜井期CO2的運移同樣不可忽視，需合理選擇燜井時間。

表1 不同注入壓力下壓力和CO2波及范圍Table 1 Pressure and CO2 sweep range under different injection pressures

3.2 燜井時間對CO2波及范圍的影響

CO2在燜井期的波及主要依靠地層壓力平衡前的壓力梯度推動以及濃度差作用下的分子擴散運動。若燜井時間過低，在地層壓力平衡前結束燜井，則無法充分發揮地層能量，影響CO2的最終波及范圍，不利于油藏采收率的提高;而燜井時間過高,在地層壓力平衡后僅依靠擴散波及，CO2波及速率將大幅降低，會影響油田整體開發效益，因而需合理選擇燜井時間。

保持其他參數不變，分別監測230 bar注入壓力下燜井30、60和90 d后CO2波及范圍。如圖10所示，3個燜井時間下對應的CO2波及范圍分別是83、90、92 m。從圖10可看出，隨著燜井時間的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加幅度逐漸減小，在燜井時間超過60 d后，CO2波及范圍增加幅度急劇下降，說明在燜井60 d后，油藏內部壓力基本達到平衡，CO2在僅靠擴散作用波及的范圍十分有限。

圖10 不同燜井時間下CO2波及范圍Fig.10 CO2 sweeping range under different soaking time

3.3 吞吐輪次對CO2波及范圍的影響

現場實際和室內巖心試驗結果均表明，吞吐輪次越多，油藏采收率越高，但采收率的提高幅度逐漸減小。從油藏開發經濟效益考慮，需合理選擇吞吐輪次。

保持注入時間和燜井時間不變，在230 bar的注入壓力下，進行4輪次吞吐，監測各輪次燜井期結束后CO2波及范圍。如圖11所示，隨著吞吐輪次的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加幅度逐漸減小。這一模擬結果也從CO2波及范圍角度解釋了吞吐輪次越多，采收率的提高幅度越小。故在實際油藏開發進行吞吐方案設計時，應綜合考慮吞吐輪次。

圖11 不同吞吐輪次下CO2波及范圍Fig.11 CO2 sweep range under different throughput rounds

4 結論

(1)注入的CO2在油藏壓力平衡前以流動波及為主，在燜井期壓力平衡后以擴散波及為主，擴散波及的距離十分有限。在油藏壓力平衡的過程中，受壓力波及范圍的限制地層中存在負壓力梯度區域對CO2的運移起阻礙作用，采取措施提高壓力波及范圍可顯著增加CO2波及范圍，從而提高吞吐作業效果。

(2)注入壓力對CO2波及范圍影響較大，提高注入壓力可顯著提高CO2的波及范圍，但存在最佳注入壓力，超過最佳注入壓力后，CO2的波及范圍在注入期不會增加。因此，在吞吐作業過程中，合理地提高注入壓力可顯著提高CO2吞吐采收率。

(3)在吞吐過程中，CO2在油藏中的波及主要來源于注入期，但燜井期CO2在油藏中的運移同樣不容忽視。油藏壓力平衡后，CO2波及速率顯著降低，因此，在油藏壓力平衡后即可考慮停止燜井。

(4)隨著吞吐輪次的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加的幅度逐漸減小，從油藏開發整體效益考慮，應盡可能減少吞吐輪次。