鄂爾多斯盆地長7儲層致密油水平井CO2補充能量與吞吐參數優化

郭肖，劉瑞璇*，高振東，王玥，王鵬鯤

(1.西南石油大學，油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都 610500；2.延長油田股份有限公司，延安 716000)

中國致密油藏資源豐富，資源儲量約為44×108t，居世界第三位。目前，中國致密油的開發正處于初級階段[1-2]，一些油田針對致密油低孔低滲的特點對水平井進行壓裂開采，產能均得到了提升，但是效果并不理想。因此需要加快對致密油藏的研究與探索，保障國家能源安全。致密油藏物性差，儲層絕對滲透率一般小于2×10-3μm2，在這樣的儲層條件下不進行壓裂幾乎無工業性油流。國內外開發實踐證明，水平井和大型水力壓裂技術是成功開發致密油藏的關鍵[3-8]。壓裂后的水平井增加了裂縫滲透率及泄油面積，從而提高了油藏產能[9]。

致密油水平井彈性開采存在初期能量遞減快、采收率低、能量不足等問題，針對這些問題[10-13]，有大量學者進行了相關研究。朱杰等[14]針對新疆油田環瑪湖區塊，開展室內研究實驗，優化吞吐參數，對該區塊致密油增產提供了指導。候廣[15]采用實驗與數值模擬相結合的方法，優化吞吐參數，解決了致密油產能低的問題。史曉東等[16]針對松遼盆地扶余油層高產期短、產量遞減快等特點，將室內模擬實驗與數值模擬相結合，確定了最佳CO2吞吐參數。周拓等[17]通過物理模擬實驗對分段壓裂水平井CO2吞吐機理進行了研究，得到了對CO2吞吐的影響因素。曾佳[18]基于非線性滲流力學理論,針對長7致密油藏建立了致密油藏復合三線性滲流數學模型，得到了最優的開發方案參數。郎慧慧[19]針對馬嶺油田M區進行地質儲層分析，研究得到體積壓裂水平井CO2吞吐方案。上述研究對提高致密油采收率取得了一定的進展，但針對致密油吞吐方式、井網及生產參數整體優化和選擇最優的吞吐方案一直沒有很好的解答。因此，基于致密油開發現狀，通過建立鄂爾多斯長7儲層數值模擬模型，對吞吐方式、井網參數、生產參數等進行整體優化，并給出合適的吞吐方案，為該儲層提高采收率提供方法支持和借鑒。

1 區域地質概況

鄂爾多斯盆地主要劃分為伊盟隆起、渭北隆起、陜北斜坡、晉西撓褶帶、天環坳陷和西緣沖斷構造帶六個一級構造單元[20]，總面積大約8.7×104km2，如圖1(a)所示。延長組長7段是致密油的主要區塊。長7儲層自上而下共劃分為長71、72、73三個亞段[21]，長71、72段主要以細砂巖、泥質粉砂巖為主，73段主要以頁巖為主，如圖1(b)所示。

圖1 鄂爾多斯盆地長7儲層構造及地層示意圖Fig.1 Structure and stratigraphic diagram of Chang 7 reservoir in Ordos Basin

2 數值模型建立

根據鄂爾多斯盆地長7儲層的原油常規物性分析，其原油密度為0.802～0.863 g/cm3，平均為0.832 g/cm3；動力黏度(50 ℃)為2.93～12.59 mPa·s，平均為7.03 mPa·s；凝固點為2～31 ℃，平均為17.5 ℃。長7段致密油儲層壓力系數較低，分布范圍只有0.64～0.87。鑒于此，現以鄂爾多斯盆地長7儲層為研究對象建立儲層基礎模型，模型構建流程如圖2所示。

圖2 致密油水平井補充能量模型流程圖Fig.2 Flowchart of supplementary energy model for tight oil horizontal wells

運用CMG(computer modelling group)組分模塊建立了水平井分段壓裂數值模擬模型。網格建立采用笛卡爾坐標系，網格步長均為20 m×20 m×3 m，網格數總計72×50×8，水平井分段壓裂，基本參數如表1所示。

表1 模型基本參數Table 1 Model basic parameters

3 不同注入方式

致密油在彈性開采過程中能量衰竭較快，在保持地層能量的條件下以較高的采油速度開采則需要及時的補充能量。利用CMG的組分模型對不同注入方式CO2、N2、20 ℃水和80 ℃水吞吐進行模擬研究，將采收率及累計產油作為分析評定依據，數據模擬結果如圖3、圖4所示，累計產油量變化趨勢如圖中的折線所示。結果表明CO2吞吐的開發效果最好，20年生產末期采收4.692 78%，N2吞吐次之，達到了3.997 13%，20 ℃水吞吐的效果最差，最終采收率僅為3.316 2%。

圖3 不同注入方式下的采收率Fig.3 Recovery efficiency under different injection modes

圖4 不同注入方式下的累計產油Fig.4 Cumulative oil production under different injection modes

對比CO2、N2、20 ℃水、80 ℃水吞吐采收率，可以發現CO2在生產前三年的效果并不突出，與其他3種注入方式下的采收效果基本一樣，但是隨著生產時間的增加，CO2吞吐的優勢逐漸體現出來。生產模擬時間為20年，CO2吞吐的累計產油量達到了93 033.7 m3，對比20 ℃水的產油量提高了34.29%。結果表明在致密油水平井分段壓裂模式下，氣體相較于液體具有更好的流動性，更能充分發揮裂縫優勢，與地層中的原油互溶反應，從而起到補充能量的作用以達到較高的產能。

不同注入方式下，壓力變化如圖5所示，含油飽和度變化如圖6所示，CO2黏度變化如圖7所示。對比變化趨勢可以看出，CO2吞吐過后裂縫和靠近水平井的區域能量補充及原油排驅效果較好。說明水平井周圍壓力隨著CO2不斷注入地層而逐漸增加。CO2在較高的地層壓力下驅替近井端的的可流動原油，同時發生指進而進入遠處地層。在注入階段，地層能量得到補充，生產井控制范圍內的壓力也不斷升高。注入之后開始燜井，一般燜井時間與注入時間、流體性質相關。在這一階段中，注入的CO2與原油充分反應發生萃取作用，主要提取原油中的輕質組分，達到降黏、原油膨脹、降低界面張力的作用。燜井結束之后，進行吞吐的最后一步采油，原油會隨注入的CO2流向井筒。整個吞吐的過程達到補充地層能量、降低含油飽和度的目的。因此，優化選取CO2吞吐的注入方式。

圖5 不同注入方式在開采兩年之后的壓力變化Fig.5 Pressure changes of different injection methods after two years of mining

圖6 不同注入方式下的含油飽和度Fig.6 Oil saturation under different injection methods

圖7 不同開采年份CO2黏度變化Fig.7 CO2 viscosity change in different mining years

4 模擬結果

4.1 井網形式

采用CO2吞吐的開發方式，利用數值模擬對不同的井網形式進行優化分析，生產時間為20年。分別模擬了五點交錯井網、七點正對井網、七點交錯井網、九點正對井網、九點交錯井網，如圖8所示。比較在相同參數下，不同井網形式的采收率、累積產油量及換油率。開發效果如圖9所示，結合累計產油、換油率作為評價依據。換油率為產出油質量與注入氣質量之比。累計產油量隨著水平井的增加而增加，總體分析得到九點交錯井網獲得最優的生產效果。

圖8 不同井網類型Fig.8 Different well pattern types

圖9 不同井網的累產油及換油率Fig.9 Accumulated oil production and oil exchange rate of different well patterns

4.2 井網參數優化

4.2.1 水平井長度

在其他參數一定的條件下，選擇水平段長度分別為210、270、330、390、450、510 m進行數值模擬預測，以采收率和累計產油量作為評定分析標準。數值計算結果如圖10所示，采收率隨水平井長度的變化趨勢如圖中的折線所示。在生產初期，水平井長度與采收率、累計產油量成正比，但是當水平井長度達到一定值后，產能增加趨勢逐漸變緩。這是因為井筒內流體所受到的摩擦阻力會隨著水平井長的增加而增加。因此，水平井長度存在最優值，從圖10中可以看出：當水平段長度達到330 m后，產量增加幅度明顯減小；優化結果取水平井長度為330 m為宜。

圖10 水平井長度與采收率關系Fig.10 Relationship between horizontal well length and recovery factor

4.2.2 裂縫半長

模擬不同裂縫半長下水平井分段壓裂的產能變化，對裂縫半長進行優化。裂縫半長分別取20、40、60、80 m，模擬開采時間為20年，對不同裂縫半長情況下的水平井生產情況進行模擬。不同裂縫半長隨累計產油量的變化趨勢如圖中的折線所示。從圖11、圖12看出，在其他參數一定的情況下，不同的裂縫半長對分段壓裂水平井的采收率及累積產量影響較大。但壓裂后的累積產量并不是隨著裂縫半長增加而線性増長，產能增加幅度隨著裂縫半長的增加逐漸減小。這是因為隨著水力壓裂裂縫半長的增大，由于邊界作用使得裂縫波及范圍減小，導致水平井累積產量增幅越來越小，考慮投入產出比，則存在一個相對最佳的裂縫半長值，優化結果表明取裂縫半長為60 m為宜。

圖11 裂縫半長與采收率關系Fig.11 Relationship between fracture half-length and recovery factor

圖12 裂縫半長與累計產油量關系Fig.12 Relationship between fracture half-length and cumulative oil production

4.2.3 井排距

排距指的是兩排水平井之間的距離如圖13所示。以井距為180 m進行建模，分別取排距的值為160、180、200、220、240 m進行數值模擬預測，以采收率和累計產油量作為評定分析標準，數據結果如圖14所示。當排距小于220 m時，產能隨排距增大而增大，但當排距大于220 m時，產能與排距之間呈現負相關。排距過小時，井排之間容易產生干擾，而排距過大，會存在大片未波及區域從而降低采出程度。優化結果表明取井排距為220 m為宜。

圖13 井距及排距示意圖Fig.13 Well spacing and row spacing diagram

圖14 井排距與累計產油量、采收率關系Fig.14 Relationship between well spacing and cumulative oil production and recovery factor

4.3 吞吐參數優化

4.3.1 注氣速度

保持其他參數不變，每口水平井選取注氣速度分別為2 000、2 500、3000、3 500、4 000、4 500、5 000 m3/d，開展CO2吞吐的開采模擬研究，以采收率和累計產油量作為評定分析標準，模擬結果如圖15所示。

圖15 注氣速度與累計產油量、采收率關系Fig.15 Relationship between gas injection rate and cumulative oil production and recovery factor

當日注氣量從每口井2 500 m3/d增大到5 000 m3/d時，采收率與累計產油量成線性增長，注入的CO2越多，則地層能量補充越充足，使得地層壓力在注入階段之后恢復得更好，以獲得更高的產能。從提高采收率的角度來看，CO2注入越多則開采越好。

但是在實際過程種，注氣量受到注入壓力的限制不能過大，并且生產過程中隨原油產出的CO2會隨著注入CO2量的增加而增加，因此注入地層的CO2并不能全部發揮作用。實際工程中注氣速度根據現場情況而定，優化結果取最佳注氣速度為5 000 m3/d。

4.3.2 燜井時間

1)短周期燜井

燜井時間是指從注氣階段到開井生產這一時間段過程。CO2注入地層后主要集中水平井附近區域的裂縫中，在燜井階段中，CO2在分子擴散的作用下擴散至裂縫更深處，與更多原油充分反應，補充地層能量。但是較長的燜井時間會導致CO2從原油中分離出來，降低作用效果。可見燜井時間對產能有一定的影響。為了研究燜井時間對分段壓裂水平井CO2吞吐開發效果的影響，在注入速度均為每口井5 000 m3、注入時間10 d的情況下設置0、3、5、7、9、11、13 d的關井時間，對不同燜井時間進行數值模擬研究。以采收率和累計產油量作為評定分析標準，模擬結果如圖16所示，累計產油量隨不同燜井時間的變化趨勢如圖中的折線所示。

依據數據分析圖對比可以看出燜井時間對生產具有一定的影響。在燜井過程中，注入地層近井端的CO2隨著燜井時間的增加，由裂縫向基質更遠處擴散，與原油充分接觸反應。但較長的燜井時間會降低產能，如圖16所示。當燜井時間超過3 d時，累計產油量及采收率與燜井時間呈現負相關。

圖16 不同燜井時間與累計產油量及采收率的關系Fig.16 The relationship between different soaking time and cumulative oil production and recovery factor

2)長周期燜井

為了對比長、短燜井周期對產能的影響，增加燜井時間，同時將注入時間由短周期的10 d增加至30 d，其他參數保持不變，設置5、10、15、20、25、30 d關井時間，對不同燜井時間進行數值模擬研究。如圖17、圖18所示，長周期吞吐有更高的累計產油、采收率，提高了0.567%，且日產油整體比短周期吞吐穩定。

圖17 燜井時間與累計產油量、采收率的關系Fig.17 Relationship between soak time and cumulative oil production and recovery factor

圖18 日產油與燜井周期的關系Fig.18 Relationship between daily oil production and soak period

生產開采過程中，CO2首先進入裂縫，然后沿裂縫進入裂縫周圍區域，待裂縫周圍區域壓力升高以后，逐步向壓力未波及區域擴展。如圖19為開采兩年之后長周期燜井時間與地層壓力變化，可以看出在較短時間的關井時間下，地層壓力還未得到及時的恢復就要進行下一輪的吞吐，由此可見頻繁多次的吞吐方式不能有助于地層能量補充。在燜井時間較短的情況下，地層壓力下降較快且能量不能得到補充。因此，優化結果選擇長周期吞吐方式，燜井時間為10 d。

圖19 不同燜井時間下的壓力變化Fig.19 Pressure change under different soaking time

4.3.3 生產時間

生產時間對于CO2吞吐效果也有一定的影響。設定單周期生產時間分別為100、150、200、250 d，保持注入時間、燜井時間等其他參數不變，開展CO2吞吐的開采模擬研究，模擬結果如圖20所示。隨著生產時間的增加，累計產油及采收率在不斷降低。結果顯示生產時間為280 d時采收率最高。

圖20 不同生產時間與累計產油、采收率的關系Fig.20 Relationship between different production time and cumulative oil production and recovery factor

圖21為生產前4年的壓力變化，說明生產時間對產能及地層壓力變化具有一定的影響。在注入及燜井時間不變的情況下，生產時間越長則產能越低，是因為地層壓力隨著生產時間的增加不斷降低，并且長時間的開采是在過快的消耗地層能量，從而影響后期的開采。

圖21 不同生產時間與壓力變化Fig.21 Different production time and pressure change

4.3.4 吞吐時機

油藏在轉吞吐之前衰竭開采的時間長短決定了轉吞吐時地層壓力的大小，分別設計衰竭開采0、1、2、3年后轉吞吐開采，數值模擬結果如圖22所示，模擬結果表明在衰竭開采一年之后進行吞吐開采的開發效果較好，產能較高。

圖22 不同吞吐時機與累產油的關系Fig.22 Relationship between different huff and puff time and cumulative oil production

根據模擬結果可以看出，吞吐時機對于累計產油量具有一定的影響。原油初始組分中輕質組分占比較大，較早的進行吞吐，可以發揮CO2的萃取作用，相同的，轉注時機較晚，原油中的輕質組分含量下降，就會削弱CO2增產降黏的作用。

5 結論

(1)鄂爾多斯長7儲層屬于致密區塊，優選開發方式為CO2吞吐，20年生產末期采收4.692 78%。

(2)通過數值模擬研究證明，九點交錯井網具有更好的開發效果，優化確定了水平井長度330 m，裂縫半長60 m，井排距220 m。

(3)通過吞吐參數敏感性分析優化，最優的生產制度為：注氣速度為5 000 m3/d，燜井時間10 d，生產時間280 d，吞吐時機為衰竭開采1年之后。

(4)通過數值模擬優化分析，水平井分段壓裂儲層改造及合理的CO2吞吐參數設計有助于致密油提高產能。