蕭漢敏，羅永成，趙新禮，張海琴，劉學(xué)偉

（1.中國科學(xué)院 滲流流體力學(xué)研究所，河北 廊坊 065007；2.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國科學(xué)院大學(xué) 工程科學(xué)學(xué)院，北京 100049）

中國致密油資源豐富，但致密油儲集層通常非均質(zhì)性強，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔隙度和滲透率低[1-6]。致密油藏經(jīng)水平井體積壓裂后進行衰竭式開發(fā)，存在產(chǎn)量遞減快、可采儲量低、最終采收率低等問題[7]。由于致密油藏孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，束縛水飽和度較高，水鎖效應(yīng)強，注水驅(qū)油效果較差[7-8]，亟需探索補充油藏能量的新技術(shù)，實現(xiàn)致密油藏的高效開發(fā)。

諸多實踐表明，采用CO2驅(qū)替技術(shù)，能夠有效提高原油采收率[9-10]，在高壓條件下將CO2注入地層，CO2溶解于原油中，可以大幅度降低原油黏度，并使原油膨脹，提高油藏彈性能量[11-13]，同時增大生產(chǎn)壓差[14-15]，從而提高原油采收率[16-17]。

在致密油藏采用CO2井間驅(qū)替開發(fā)過程中，原油重質(zhì)組分的沉積易造成孔道堵塞，且由于井距通常較大，在一定壓力范圍內(nèi)CO2無法有效驅(qū)動原油。為更大程度地動用剩余油，利用CO2縫間驅(qū)替技術(shù)，能夠有效縮短注采距離，增大CO2波及面積[18-20]，從點驅(qū)替轉(zhuǎn)換為面驅(qū)替，降低注氣時造成的指進程度，但目前該技術(shù)在致密油藏開發(fā)過程中的應(yīng)用較少。本文通過對裂縫性致密油藏開展數(shù)值模擬，研究不同條件下水平井CO2縫間驅(qū)替的驅(qū)油效果，以期為致密油藏的開發(fā)提供依據(jù)。

1 數(shù)值模型建立

有學(xué)者研究并論證了采用同井縫間驅(qū)替的可行性[18-20]，本文通過建立數(shù)值模型研究水平井CO2縫間驅(qū)替產(chǎn)能的影響因素。在同一位置設(shè)置注入井和采出井，2口井間隔射孔壓裂。設(shè)置油藏埋深為2 100 m，儲集層壓力為19 MPa，溫度為80.2 ℃，原油飽和壓力為5.41 MPa，儲集層平均厚度為3.6 m，平均孔隙度為11.00%，平均滲透率為0.09 mD。采用CMG 油藏數(shù)值模擬軟件，建立網(wǎng)格數(shù)為130×101×5、網(wǎng)格大小為40.0 m×40.0 m×3.6 m 的數(shù)值模型（圖1），利用CMGGEM組分模擬器模塊進行模擬計算。

2 混相壓力計算

考慮現(xiàn)有的數(shù)值模型計算水平及計算工作量，將采出流體劃分為3 個擬組分[21-22]：擬組分1 為CO2；擬組分2為N2和C1—C5；擬組分3為C6+。

在此基礎(chǔ)上，采用WINPROP 相態(tài)模擬軟件建立CO2與原油的相態(tài)模型，對CO2與原油的最小混相壓力進行預(yù)測[22]。結(jié)果表明：在溫度為80.2 ℃、壓力為31.5 MPa 時，CO2與原油達到多級混相接觸，因此，兩者的最小混相壓力為31.5 MPa。

3 產(chǎn)能影響因素分析

3.1 注入量

若CO2注入量過低，CO2與原油的作用面積小，補充地層能量不足，增產(chǎn)效果差；若注入量過高，需要較大的注入壓力，易導(dǎo)致儲集層破壞，造成CO2浪費。

采用該數(shù)值模型開展模擬，設(shè)定CO2注入量分別為1×104m3、10×104m3和100×104m3，注入壓力為25 MPa。注入量為10×104m3和100×104m3時產(chǎn)量相同，較注入量為1×104m3時顯著增大（圖2），因此，在壓力為25 MPa時，CO2注入量應(yīng)接近且不超過10×104m3。

3.2 注入壓力

前人研究表明，原油溶脹系數(shù)和CO2溶解度隨CO2注入壓力增大而增大，原油采收率與注入壓力有較強的相關(guān)性[23]，最大注入壓力應(yīng)小于地層破裂壓力[24]。由于CO2與原油的最小混相壓力為31.5 MPa，因此，設(shè)定CO2的注入壓力分別為25 MPa、27 MPa、29 MPa、30 MPa 和32 MPa，開展不同注入壓力下的產(chǎn)量變化研究。結(jié)果表明：注入壓力越大，日產(chǎn)量峰值越大，且達到峰值所需的時間越短；注入壓力為27 MPa、29 MPa、30 MPa 和32 MPa 時，最大日產(chǎn)量較25 MPa 分別增長6.03%、12.24%、14.30%和18.95%；不同注入壓力下，日產(chǎn)量達到峰值后均迅速減?。▓D3）。由于在CO2注入初期，注入壓力越大，縫間驅(qū)替速度越大，當(dāng)CO2運移至采出縫時，日產(chǎn)量迅速減??；注入壓力越小，縫間驅(qū)替的突破時間相對較長，日產(chǎn)量達到峰值所需的時間越長。此外，生產(chǎn)約750 d時，不同注入壓力下的累計產(chǎn)量差異最大；此后，累計產(chǎn)量差距逐漸縮小。注入壓力為27 MPa、29 MPa、30 MPa 和32 MPa 時，最終累計產(chǎn)量較25 MPa 分別小0.56%、1.05%、1.06%和1.36%。在增大注入壓力的同時，也要考慮對氣竄的規(guī)避，過高的注入壓力容易造成CO2資源浪費。

3.3 儲集層溫度

在油藏衰竭式開發(fā)過程中，儲集層溫度較高時，原油流動性較好，日產(chǎn)量通常較高。在CO2縫間驅(qū)替開發(fā)過程中，儲集層溫度越高，日產(chǎn)量達到峰值所需的時間越短，溫度為70 ℃、75 ℃、80 ℃、85 ℃和90 ℃時，達到日產(chǎn)量峰值的時間分別為932 d、882 d、821 d、769 d 和727 d（圖4）。因此，儲集層溫度為70 ℃時，CO2縫間驅(qū)替開發(fā)的有效期較長。此外，儲集層溫度為80 ℃時，日產(chǎn)量峰值最大；溫度為70 ℃、75 ℃、80 ℃和85 ℃時，日產(chǎn)量峰值較90 ℃時分別高3.55%、3.72%、4.41%和3.93%。

3.4 裂縫間距

致密油儲集層滲透率低，孔隙度低，非均質(zhì)性強[1-6]，可采用水平井分段壓裂有效開發(fā)[25-26]。裂縫間距是水平井壓裂的關(guān)鍵參數(shù)，通過數(shù)值模擬分析裂縫間距分別為80 m、100 m 和120 m 時，水平井CO2縫間驅(qū)替的產(chǎn)量變化規(guī)律。結(jié)果表明：在不考慮裂縫閉合的情況下，裂縫間距越大，日產(chǎn)量峰值越大，但達到峰值所需的時間越長；此外，裂縫間距越大，水平井接觸油層的面積越大，因而最終累計產(chǎn)量越大（圖5）。

3.5 裂縫半長

在水平井CO2縫間驅(qū)替數(shù)值模型中，設(shè)置裂縫半長分別為160 m、200 m 和240 m，分析不同裂縫半長對水平井日產(chǎn)量和累計產(chǎn)量的影響。結(jié)果表明：裂縫半長較大時，裂縫與油層的接觸面積較大，日產(chǎn)量峰值較大，且日產(chǎn)量達到峰值所需的時間相對較短。裂縫半長為160 m、200 m 和240 m 時，達到日產(chǎn)量峰值的時間分別為838 d、823 d 和804 d，并且日產(chǎn)量達到峰值后均迅速減小。此外，裂縫半長越大，累計產(chǎn)量越高（圖6）。

4 結(jié)論

（1）注入壓力為25 MPa時，CO2注入量為10×104m3時的日產(chǎn)量峰值較注入量為1×104m3時顯著增大；注入量為100×104m3與10×104m3的日產(chǎn)量較為一致，因此，水平井CO2縫間驅(qū)替的CO2注入量應(yīng)接近但不超過10×104m3。

（2）注入壓力越大，水平井CO2縫間驅(qū)替的日產(chǎn)量峰值越大，且達到峰值所需的時間越短。

（3）儲集層溫度為80 ℃時的日產(chǎn)量峰值較其他溫度高；儲集層溫度越高，日產(chǎn)量達到峰值所需的時間越短。

（4）裂縫間距和裂縫半長越大，日產(chǎn)量峰值越大，最終累計產(chǎn)量越高。