劉昕，李寧，李震，段朝偉，湯勇，秦昊

（1.中國石油集團測井有限公司地質研究院，陜西 西安 710077；2.西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.中國石油天然氣集團有限公司測井重點實驗室，陜西 西安 710077）

0 引 言

致密油氣已逐漸成為非常規(guī)油氣資源開發(fā)的熱點，逐步替代常規(guī)油氣能源，支撐油氣開發(fā)[1-6]。通過國內(nèi)外文獻調(diào)研發(fā)現(xiàn)，水平井注氣驅是目前開發(fā)低滲透率油藏最有效的技術[7-13]，研究注氣過程中主控因素及增油機理，對于現(xiàn)場生產(chǎn)具有指導意義。目前針對常規(guī)油藏注氣機理研究相對較多[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尚處于探索階段，注氣可行性方案研究較少，注入烴氣對原油性質的影響、對原油動用能力以及注烴氣驅后提高采收率機理研究相對匱乏[20-25]。因此，有必要對注烴氣提高超低滲透率致密油藏采收率進行研究。本文以典型的超低滲透率致密油藏X區(qū)塊長7儲層為例，運用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采機理模型，對目標油藏進行烴氣驅注采參數(shù)優(yōu)化研究，分析各項參數(shù)對增產(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發(fā)提供參考。

1 數(shù)值模型建立

X區(qū)塊長7儲層為典型的超低滲透率致密油藏。開發(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，注水開采存在“注不進采不出”的現(xiàn)象，亟需探索新方式提高致密油藏采收率。

1.1 測井資料分析

結合X區(qū)塊測井解釋綜合成果圖可見（見圖1），油層段平均自然伽馬為低值，泥質含量平均為15.39%；巖性密度平均值為2.56 g/cm3，計算孔隙度、滲透率、飽和度參數(shù)相對較高，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%，氣測值較高。差油層自然伽馬顯示泥質含量增高至20.86%，自然伽馬成像圖也顯示泥質含量明顯增高，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。儲層較致密，計算的孔隙度、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%，氣測值較低。干層泥質含量高，儲層非常致密，一般巖性密度大于2.65 g/cm3，計算孔隙度、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)塊目標井2 131.0 ～2 187.0 m測井解釋綜合圖

1.2 基于測井資料建立機理模型

根據(jù)測井資料分析，目標區(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)成像測井資料分析，目標區(qū)塊無裂縫發(fā)育。為滿足生產(chǎn)需求，現(xiàn)場實施水平井 +體積壓裂技術?；赬區(qū)塊孔隙度、滲透率完井解釋結果、相對滲透率（相滲）、油水性質和布井方式等資料，運用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采機理模型，機理模型設置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%，開展注烴氣驅研究。

1.3 基礎數(shù)值模型網(wǎng)格劃分

目標區(qū)塊儲層厚度為7 m，壓裂縫半長為100 m，壓裂縫滲透率為40 mD** 非法定計量單位，1 mD = 9.87×10–4 μm2，下同，水平井長度1 000 m，井間距320 m，模型所用基礎參數(shù)與目標區(qū)塊現(xiàn)場數(shù)據(jù)一致。利用軟件的體積壓裂模塊對模型中水平井進行體積壓裂，同時對水平井附近區(qū)域網(wǎng)格進行局部加密，從而提高模擬計算精度。模型的長、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)格三個方向劃分為IJK= 41 357，總網(wǎng)格數(shù)為127 819個，3個方向上的網(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)格劃分見圖2。

圖2 模型網(wǎng)格劃分

1.4 模型基礎生產(chǎn)參數(shù)設置

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，注烴氣驅最小混相壓力為19.91 MPa。模型孔隙體積為1.669 730×106m3，烴類孔隙體積為0.667 890×106m3，原始地質儲量為0.498 848×106m3，模擬過程中采用水平井連續(xù)注烴氣，同時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取自室內(nèi)長巖心測試實驗得出的相滲數(shù)據(jù)（見圖3）。通過相滲曲線分析可知，目標區(qū)塊儲層巖石相滲曲線的兩相共滲區(qū)較窄，驅油效率較差。

圖3 相滲曲線

2 注采參數(shù)影響規(guī)律研究

2.1 影響規(guī)律研究方案設計

注采工藝參數(shù)對烴氣驅效果的影響很大，且對于油田來說，注采參數(shù)也是可控的參數(shù)。注采參數(shù)主要包括注入時機、注入氣量、注氣速度以及日產(chǎn)油量，通過數(shù)值模擬確定參數(shù)取值范圍，同時分析各參數(shù)對增油效果的影響規(guī)律，明確致密油藏注氣驅提高采收率機理。以衰竭生產(chǎn)為對照組，通過增油量和換油率參數(shù)對開采效果進行評價。增油量指同等開發(fā)時間內(nèi)注烴氣驅的產(chǎn)油量與衰減開采產(chǎn)油量之差；換油率指注烴氣驅替生產(chǎn)過程中，增油量與注入烴氣體積的比值，換油率越高經(jīng)濟效益越好。通過增油量、換油率評價使優(yōu)化后的開發(fā)方案更加準確合理。

2.2 注入時機的影響

以超低滲透率致密油藏衰竭生產(chǎn)日產(chǎn)油量為基準設置注氣時機[26]，設立5組對比方案：衰竭生產(chǎn)至日產(chǎn)油7、6、5、4、3 m3開始注氣驅油，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。注氣時機預測結果見表1。

表1 注氣時機預測結果

結合不同注氣時機增油量和換油率關系可以看出：隨著注氣時機的延后，增油量和換油率均逐漸降低，注氣時機越早，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)過程屬于非混相驅，越早注入烴氣越有利于補充生產(chǎn)過程中地層虧空的能量，促進油藏高效生產(chǎn)。為更有效提高油藏產(chǎn)量，建議適當提前注氣時機。

2.3 注入氣量的影響

改變水平井烴氣注入量，設置7組對比方案（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開始注氣，控制其他條件不變，注氣生產(chǎn)4年，對比不同注氣量的驅油效果，模擬結果見表2。結合不同注入氣量與增油量、換油率關系可以看出：隨著注入氣量的增多，增油量始終保持增長狀態(tài)，增加幅度逐漸減小，換油率呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢；當注入氣量由孔隙體積的0.13倍增加到0.54倍時，增油量增加了4.01×104t，換油率增加了0.085 t/t；當注入氣量為孔隙體積的0.54倍時，換油率達到最大值0.179 t/t。注入氣量對注氣驅方案設計影響較大，在現(xiàn)場生產(chǎn)過程中建議將注入氣量控制在0.54倍進行。

表2 不同注入氣量模擬結果

如圖4 ～圖6所示，顏色變化明顯區(qū)域為高滲透率裂縫通道，其余區(qū)域則為低滲透率通道。烴氣注入量越多，驅替前緣越遠，烴氣波及范圍越大，含油飽和度下降越多，與此同時原油密度、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性提高，油水流度比得到顯著改善，進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注氣速度，設置6組對比方案（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開始注氣，控制其他條件不變，對比不同注氣速度的驅油效果，模擬結果見表3。

表3 不同注氣速度模擬結果

結合不同注氣速度與增油量、換油率關系可以看出：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；當注氣速度從75 t/d增加到175 t/d時，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時換油率為0.179 t/t。過低的注氣速度不能有效補充地層能量，過高的注氣速度會導致注入壓力高、注入困難等問題。

圖7為不同注氣速度下井底壓力對比，由圖7可見，注氣速度越大，油藏瞬時增壓效果越明顯，主要因為高速注入的烴氣無法在地層快速擴散，導致井底憋壓嚴重。注氣速度在200 t/d時，由于井底憋壓較高，近井地帶與注入氣溶解的原油將會被迅速推向遠端，無法實現(xiàn)混相，不利于提高采收率。另外，較高的注入壓力會對地面集輸設施造成負擔，現(xiàn)場作業(yè)過程中建議將注氣速度控制在175 t/d進行。

圖7 不同注氣速度下井底壓力對比

2.5 日產(chǎn)油量的影響

改變水平井注烴氣驅日產(chǎn)油量，設置5組對比方案（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開始注氣，其他條件不變，對比不同日產(chǎn)油量的驅油效果，模擬結果見表4。結合不同日產(chǎn)油量和增油量、不同日產(chǎn)油量和換油率對比曲線規(guī)律（見圖8）可以看出：過低的日產(chǎn)油量限制了油藏生產(chǎn)，過高的日產(chǎn)油量使得地層能量衰減速度更快，導致驅油效率降低。單井產(chǎn)油量由15 t/d增加到30 t/d時，增油量和換油率呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢，產(chǎn)油量為20 t/d時換油率達到最大值0.179 t/t。產(chǎn)油量由15 t/d增加至20 t/d時，換油率和增油量變化幅度相對較大。綜合以上結果，日產(chǎn)油量對方案影響較小，在現(xiàn)場生產(chǎn)過程中，建議將單井產(chǎn)油量控制在20 t/d進行。

表4 不同日產(chǎn)油量模擬結果

圖8 不同日產(chǎn)油量對比

2.6 最優(yōu)方案指標預測

通過對注采參數(shù)影響規(guī)律進行研究，得出最優(yōu)方案指標預測結果：衰竭生產(chǎn)至7 m3/d后，以175 t/d的速度注烴氣驅，注入氣量為孔隙體積的0.54倍，同時單井產(chǎn)油量設置為20 t/d，累計增油量為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)方案累計產(chǎn)油對比見圖9。

圖9 累產(chǎn)油對比

3 結 論

（1）注氣時機越早，增油效果越好。增大烴氣注入量能充分釋放地層能量，改變原油性質，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；在現(xiàn)場生產(chǎn)過程中建議將注氣量控制為孔隙體積的0.54倍，此時經(jīng)濟效益最佳。

（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。過低的注氣速度不能有效的補充地層能量，不易形成穩(wěn)定的驅油界面，但過高的注氣速度會導致注入壓力高、注入困難等問題。過低的日產(chǎn)油量不利于油藏經(jīng)濟開發(fā)，過高的日產(chǎn)油量導致驅油效率降低。綜合考慮，在現(xiàn)場生產(chǎn)過程中，建議將單井產(chǎn)油量控制在20 t/d進行。

（3）優(yōu)化得到最優(yōu)開發(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的注采參數(shù)影響規(guī)律，提出目標油藏合理開發(fā)方案參數(shù)設置，為超低滲透率致密油藏條件下的烴氣驅提供理論支撐。