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(xué)石油工程學(xué)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(fā)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(qū)技術(shù)的發(fā)展，現(xiàn)如今CO2驅(qū)已成為低滲儲層的一種主流驅(qū)油技術(shù)[1]。CO2由于其獨特的性質(zhì)對低滲儲層有著較好的驅(qū)油效果。同時水平井技術(shù)的發(fā)展使得水平井在油藏的開發(fā)中得到大規(guī)模的應(yīng)用，水平井注入CO2使地層在較短的時間內(nèi)補(bǔ)充足夠的地層能量從而達(dá)到增產(chǎn)的效果?；贑O2是造成溫室效應(yīng)的氣體，注氣開發(fā)注入地層也達(dá)到了環(huán)保減排的效果[2]。CO2的驅(qū)油機(jī)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(qū)和改善油水流度比等[3-10]。綜合CO2驅(qū)技術(shù)與水平井技術(shù)，李士倫等[11]通過分析案例考慮油田CO2驅(qū)項目得出氣水交替和水平井等多種應(yīng)用CO2驅(qū)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(shù)處在著各種未知的問題，在氣水交替及直井+水平井技術(shù)的基礎(chǔ)上，采用前期注水后期水氣同驅(qū)的組合開發(fā)模式以達(dá)到提高采收率的目的[12-19]?，F(xiàn)以新疆油田典型礫巖油藏A區(qū)塊為基礎(chǔ)，建立數(shù)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(jìn)行初期注水開發(fā)。研究注水開發(fā)一定年限后，對現(xiàn)有井網(wǎng)進(jìn)行加密調(diào)整井網(wǎng)模式，加密水平井使用直井+水平井的開發(fā)模式進(jìn)行二次開發(fā)；對比分析不同加密井網(wǎng)模式對開采效果的提高程度和地層壓力的恢復(fù)能力。在此基礎(chǔ)下，研究井網(wǎng)的排布方式、儲層模型的物性參數(shù)和注氣井的注入壓力等因素對儲層開發(fā)效果的影響，確定井網(wǎng)優(yōu)化最優(yōu)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(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜。油藏平均滲透率6.1×10-3μm2，強(qiáng)非均質(zhì)性，地層強(qiáng)水敏、速敏、鹽敏。受地層敏感性影響，該油藏前期注水開發(fā)且大部分注水井注不進(jìn)，油藏地層壓力較低，油井產(chǎn)量大幅度遞減，開發(fā)效果較差，亟須找出更優(yōu)的提高油藏開發(fā)效果的方法。

1.2 油藏數(shù)值模擬模型的建立

目標(biāo)油藏構(gòu)造頂面深度為2 350 m，原始地層壓力31.6 MPa，該區(qū)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(xì)分為6個小層：地質(zhì)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(zhì)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(chǔ)參數(shù)建立概念地質(zhì)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(wǎng)格，y方向劃分41個網(wǎng)格，x和y方向上網(wǎng)格長度為10 m，z方向上劃分6層，網(wǎng)格長度為10 m，網(wǎng)格總數(shù)19 926個。為保證油藏模擬計算的收斂，數(shù)值模型中的其他流體、相滲曲線和高壓物性等參數(shù)均來自目標(biāo)油藏。

圖1 油藏模型圖Fig.1 Reservoir model diagram

2 CO2驅(qū)注采調(diào)整井網(wǎng)研究

2.1 初期水驅(qū)注采井網(wǎng)

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

根據(jù)油藏模型10年的注水開發(fā)模擬計算，可以得到油藏單元的采出程度，達(dá)到26.4%。從模型水驅(qū)結(jié)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(qū)對高滲層驅(qū)替效果好，對低滲層驅(qū)替效果差。同時經(jīng)過10年的水驅(qū)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(chǎn)油量由26.9 m3/d大幅下降為8.6 m3/d，開發(fā)效果并不理想。

2.2 CO2驅(qū)注采加密井網(wǎng)模式研究

由于存在注水開發(fā)效果差、低滲層注水開發(fā)不充分的問題，考慮到注CO2對低滲儲層的開發(fā)具有較好的效果，因此對油藏單元井網(wǎng)模式進(jìn)行加密優(yōu)化處理，在原有基礎(chǔ)上增加一口水平注氣井和兩口直/水平產(chǎn)油井，使油藏單元進(jìn)行水氣同驅(qū)的二次開發(fā)。于低滲層增加兩口直井采油(1～3小層位)/兩口水平產(chǎn)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(qū)波及范圍終點，加密井網(wǎng)模式如圖2(a)與圖2(b)所示。運用以上加密井網(wǎng)對油藏單元進(jìn)行二次的水氣同驅(qū)開發(fā)，仍然采用定注采壓差的工作制度，注水井井底壓力設(shè)置為24 MPa，注氣井井底壓力設(shè)置為25 MPa，生產(chǎn)井井底壓力設(shè)置為20 MPa，油藏單元井網(wǎng)加密后二次水氣同驅(qū)模擬時間為5年。

圖2 加密優(yōu)化井網(wǎng)模式圖Fig.2 Infill optimized well pattern

根據(jù)油藏模型5年的加密井網(wǎng)水氣同驅(qū)模擬計算，對比兩種加密井網(wǎng)模式條件下油藏單元的采出程度，可以發(fā)現(xiàn)水平生產(chǎn)井井網(wǎng)加密模式對油藏單元的采出程度高于直生產(chǎn)井的井網(wǎng)加密模式對油藏單元的采出程度(圖3)。對比兩種加密井網(wǎng)模式油藏單元的地層壓力，可以看出水平生產(chǎn)井的地層壓力高于直生產(chǎn)井的地層壓力(圖4)。水平井注CO2可以恢復(fù)地層壓力，使地層能量得到補(bǔ)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(chǎn)井，水平生產(chǎn)井與油藏單元儲層的接觸面積大，生產(chǎn)范圍較比直井的廣，即采出程度高于直井生產(chǎn)井。所以采用加密水平井生產(chǎn)井的井網(wǎng)模式對采出程度的提高優(yōu)于采用加密直井生產(chǎn)井的井網(wǎng)模式。

圖3 兩種井網(wǎng)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(wǎng)的地層壓力對比Fig.4 Formation pressure comparison of two well patterns

2.3 CO2驅(qū)加密注采井網(wǎng)優(yōu)化

以上油藏單元模擬計算結(jié)果表明加密水平生產(chǎn)井的井網(wǎng)模式優(yōu)于直生產(chǎn)井的井網(wǎng)模式。選擇加密水平生產(chǎn)井這種井網(wǎng)模式進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整。由于二次加密后井網(wǎng)水平生產(chǎn)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(chǎn)井位置，仍使水平生產(chǎn)井處于低滲層第2小層，使生產(chǎn)井與低滲層接觸充分。對水平注氣井位置進(jìn)行調(diào)整優(yōu)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(diào)整至低滲層第1小層和第2小層，繼續(xù)進(jìn)行油藏模型的5年水氣同驅(qū)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(jié)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(dāng)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(qū)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(dāng)水平井注入CO2后地層壓力恢復(fù)、地層壓力上升，而CO2的氣體性質(zhì)使得氣向上部匯集，油藏儲層低滲層中的油被氣驅(qū)動向上部推進(jìn)得到開采，注入的CO2部分推動著水在儲層中進(jìn)行驅(qū)替，使水進(jìn)行更有效的驅(qū)替，CO2溶于水中增加水的黏度，改善了油水的流度比，使驅(qū)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(qū)，使得第4小層部分得到更加充分開發(fā)。

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(wǎng)模式優(yōu)化方案：選取兩口加密水平生產(chǎn)井與一口水平注氣井，水平生產(chǎn)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(qū)注采井網(wǎng)開發(fā)效果影響因素研究

基于以上選定的井網(wǎng)加密優(yōu)化方案，考慮到儲層性質(zhì)及井控數(shù)據(jù)是影響油藏單元采出程度的重要因素。為研究儲層性質(zhì)及井控數(shù)據(jù)對水平井注CO2對油藏單元開發(fā)效果的影響，選取井距、儲層滲透率和注入壓力為對象進(jìn)行研究。

3.1 注采井、排距之比

加密優(yōu)化后水平井井距對油藏單元的開發(fā)效果存在影響，對水平生產(chǎn)井位置進(jìn)行調(diào)整，定水平井注氣井位置仍為低滲層水驅(qū)波及終點，仍選用上述油藏模型及生產(chǎn)參數(shù)，只改變水平生產(chǎn)井與水平注氣井井位。分別調(diào)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(jìn)行模擬開發(fā)，研究不同水平井井距與排距對油藏單元開發(fā)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(chǎn)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(dāng)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(dāng)生產(chǎn)井與注氣井距離變大時，造成有效驅(qū)替距離可能達(dá)不到的情況而使油藏單元采出程度下降，而當(dāng)排距較小時，油藏單元采出程度增加，說明當(dāng)注入井與生產(chǎn)井臨近時，該區(qū)塊可以得到充分地開采。對于井距較大生產(chǎn)井來說，油藏單元的采收程度提高，當(dāng)生產(chǎn)井井距增大時，可以有效地充分接觸儲層，不局限于定區(qū)域的重復(fù)開發(fā)。針對該油藏單元，控制井距與排距之比為0.4可以達(dá)到較好的開發(fā)效果。

圖7 不同井排距條件下的累產(chǎn)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(wǎng)的優(yōu)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(chǎn)井定壓力生產(chǎn)，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(fā)效果的影響。固定垂向滲透率為水平滲透率0.1倍，分別調(diào)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(diào)整滲透率后，對油藏模型進(jìn)行10年的水驅(qū)以及5年的水氣同驅(qū)模擬計算，總計15年。

油藏模型模擬計算結(jié)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(qū)采出程度不斷增大，采收率平穩(wěn)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(qū)對油藏單元低滲層開發(fā)效果差。加密井網(wǎng)后水氣同驅(qū)模擬結(jié)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(dāng)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(qū)替，滲透率越大，驅(qū)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(qū)的采出程度影響較大，合理選擇油藏儲層低滲層滲透率進(jìn)行加密水平井井網(wǎng)可以達(dá)到較好的增產(chǎn)效果。

圖8 低滲層水驅(qū)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(zhì)的低高滲上下兩大層，考慮到其可能產(chǎn)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(wǎng)僅設(shè)立于油藏單元上部低滲透層，而當(dāng)?shù)透邼B兩層級差越大時，油藏單元底部高滲層初期水驅(qū)采收程度隨級差的增大而增大，水驅(qū)時低滲層并無太大差異，待加密井網(wǎng)后由上訴滲透率規(guī)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(yōu)化井網(wǎng)模式，對該非均質(zhì)油藏單元儲層滲透率進(jìn)行調(diào)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(gòu)建油藏模型，進(jìn)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(fā)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(qū)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(qū)后油藏單元地層壓力，發(fā)現(xiàn)隨著比值的不斷增大，y方向滲透率不斷減小，水驅(qū)后油藏單元地層壓力隨之減小，油藏地層能量損失嚴(yán)重采出程度變低。待轉(zhuǎn)至加密對油藏單元進(jìn)行水氣同驅(qū)，驅(qū)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(nèi)，注入CO2可以有效地恢復(fù)地層壓力，為后續(xù)對油藏的持續(xù)開發(fā)提供良好條件。對比不同水平滲透率條件下水氣同驅(qū)階段時油藏單元的采出程度，可以發(fā)現(xiàn)在4種不同y方向滲透率情況下，加密的水平生產(chǎn)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(diào)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(fā)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(fā)效果的影響，在保證不超過混相壓力的情況下，適當(dāng)調(diào)整注入壓力對油藏單元進(jìn)行開發(fā)。設(shè)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(jìn)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(fā)效果的影響。

油藏模型模擬計算結(jié)果(圖10)表明，在未達(dá)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(bǔ)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(qū)替。水氣同驅(qū)時，注入壓力越大，地層壓力恢復(fù)得越高，為后續(xù)持續(xù)生產(chǎn)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(qū)儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，上下分層嚴(yán)重，存在復(fù)雜的滲流屏障和滲流差異，前期注水高滲層開發(fā)效果理想低滲層存在注水注不進(jìn)的問題，導(dǎo)致生產(chǎn)井產(chǎn)量大幅下降，影響日常產(chǎn)能。針對該問題，對現(xiàn)有井網(wǎng)進(jìn)行優(yōu)化，采用水氣同驅(qū)的驅(qū)替方式對其進(jìn)一步開發(fā)。A井組進(jìn)行井網(wǎng)優(yōu)化常規(guī)注水開發(fā)，B井組進(jìn)行井網(wǎng)優(yōu)化注水注氣開發(fā)。

由油藏試驗區(qū)實際井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)(表3)可知，井網(wǎng)及開發(fā)方式得到優(yōu)化后開采效率得到提高。初期階段兩區(qū)塊井組皆為注水開發(fā)，平均日產(chǎn)油量近似相同。井網(wǎng)優(yōu)化后，B井組平均日產(chǎn)量由初期的1.13 t/d增至3.25 t/d，增產(chǎn)效果明顯。并且調(diào)整后注水注氣的開發(fā)方式較常規(guī)注水開發(fā)產(chǎn)量增加了1 953.24 t。對比可知，井網(wǎng)優(yōu)化后，水氣同驅(qū)的開發(fā)方式對滲透率分層嚴(yán)重的油藏能起到良好的效果。

表3 試驗區(qū)井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 3 Production data of well group in test area

5 結(jié)論

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

(2)適當(dāng)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(dāng)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(bǔ)充，使原油膨脹易驅(qū)替，保證油藏的持續(xù)開發(fā)。