低渗透油藏水平井注CO2井网优化与影响因素

曹振义，刘鹏程，赵广民，洪　垚，姜　凯

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京　100083；2.非常规天然气地质评价及开发工程北京市重点实验室，北京　100083;3.长庆油田分公司 油气工艺研究院，陕西 西安　710065)



低渗透油藏水平井注CO2井网优化与影响因素

曹振义1,2，刘鹏程1,2，赵广民3，洪垚1,2，姜凯1,2

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京100083；2.非常规天然气地质评价及开发工程北京市重点实验室，北京100083;3.长庆油田分公司 油气工艺研究院，陕西 西安710065)

针对低渗透油藏直井井网CO2驱油的不足，以大庆某低渗区块为例，建立反七点水平井井网CO2驱油地质模型。在物性参数相态拟合的基础上，对反七点水平井和五点直井两种不同井网模式的开发效果进行了对比，对反七点水平井井网参数进行了优化，同时对储层非均质(渗透率、储层非均质性、裂缝的发育情况等)进行了影响因素分析。研究表明：利用水平井注CO2可以适当地增大井距、排距，减少井的数量，降低钻井成本；在生产制度相同的情况下水平井井网的开发效果要比直井井网的开发效果好；在水平井井网中，采出程度随着油井到水平井的垂直距离的比值变化而变化，当比值为1.4时采出程度最大；水平井注CO2更适合低渗透正韵律储层；在储层裂缝发育的情况下，裂缝条数越多，CO2在储层中的不均匀推进现象越明显，最终采出程度越低。

低渗透油藏；水平井；CO2驱油；储层非均质；数值模拟

0　引　言

CO2由于其特殊的物理化学性质——在油藏中易于与原油溶解，相对于水驱有较高的驱油效率。因此，CO2驱油技术在低渗透油田有很好的适用性[1]。为了高效开发低渗透油藏，国内外研究人员对低渗透油藏注CO2进行了一系列的研究[2-4]。

20世纪50年代，美国最早进行了CO2驱油的实验研究，并取得一定成果，1958年，壳牌公司首先在Permian盆地尝试注CO2进行驱油，并取得成功，1972年，首个商业化的CO2驱项目在美国德克萨斯州西部的Kelly-Snyder油田的Sacroc区块实施[5]。我国的CO2驱油技术始于上世纪60—70年代，2000年以后，针对低渗透油藏，大庆、胜利、吉林、华东和中原油田先后开展了CO2现场试验，在注CO2方面取得了初步成果[6-12]。以上针对低渗油藏的开发，大多采用的CO2驱油的井网模式是直井注CO2、直井采油，虽然也有一些油田在开发后期井网调整时利用水平井进行采油，但大都集中在CO2驱油机理、驱油效率以及最小混相压力实验与计算等。

利用水平井注CO2能明显加快低渗透油藏CO2的注入速度、增大CO2的注入量，使得地层压力得到了及时的补充。1986年加拿大Weybum 单元，尝试引入了水平井注入CO2驱油，并取得一定的成果[13]；随后，美国优尼科公司在Platong区块建立了实验区来研究水平井CO2驱，最终确定了水平井注CO2的可行性[14]；2010年，我国研究人员在鄂尔多斯盆地选择了低渗透实验区块，采用了水平井反七点井网水平井注CO2驱进行了研究[15]。但是大都针对水平井替代常规直井的基础上展开研究，有关水平井井网模式、储层参数、裂缝的发育等情况对水平井井网的开发影响研究较少。随着钻井技术的成熟与完善，目前打一口水平井成本已降低到直井的1.5～2倍，水平井注CO2驱油已成为低渗透油藏开发的趋势[16-20]。

本文以大庆某低渗区块为例，建立相应的地质模型，在相态拟合的基础上进行三维三相组分模型的数值模拟研究，对低渗透油藏中CO2驱反七点水平井井网与五点直井井网进行对比，在此基础上，对反七点水平井井网其他参数进行分析与优化，进而分析储层渗透率、纵向非均质性以及裂缝对其开发效果的影响，该研究成果可以指导类似低渗透油藏水平井注CO2的高效开发。

1　数值模拟模型的建立

1.1基本模拟参数

所选区块为大庆某低渗区块，油藏类型为断块-岩性油藏。油层顶面深度为1 740 m左右，研究区的有效厚度4～20 m，储层划分为7个小层。原始地层压力为23.76 MPa，该区的最小混相压力为39 MPa，高于原始地层压力，因此原始条件下达不到混相。

据油层岩心资料统计结果显示，该区块岩心孔隙度为8.1%～14.2%，平均为11%，平均渗透率为1.2×10-3μm2。地层原油密度0.812 g/cm3，地层原油粘度6.4 mPa·s，饱和压力5.13 MPa，体积系数1.1，原始气油比18.7 m3/t；地面条件下的平均原油密度0.868 g/cm3，凝固点35.0 ℃，含胶量15.8%，含蜡量25.9%，平均原油粘度为46.3 mPa·s。

1.2储层地质模型建立

为了排除不确定因素的影响，根据所选区块特点，建立均质理想模型。井距为400 m，排距为200 m。x方向划分41个网格，y方向上划分31个网格，x和y方向上网格步长为50 m，z方向上划分7层，网格步长为1 m，网格总数为8 897个。

1.3相态拟合

根据该区块原油的实际资料，利用ECLIPSE的PVTi模块进行组分劈分，根据性质相近原则进行组分合并，最终确定原油的拟组分(表1)。

表1　不同拟组分及摩尔组成

2　井网模式的优化

2.1井网模型设计

为了研究水平井井网模式对注CO2的影响，在面积一定的基础上分别设计了直井井网与水平井井网进行对比。为了和直井井网相比(图1(A))，水平井井网(图1(B))是将直井井网中的两口直井注气井转化成一口水平井进行注气(图1)，井网模式的具体参数见表2。

图1　两种井网形式示意图Fig.1　Schematic diagram of two kinds of well patterns

井网模式网格数网格大小五点直井井网 41×31×750m×50m×1m反七点水平井井网41×31×750m×50m×1m井网模式注气井井数/口生产井井数/口水平井井数/口五点直井井网 12200反七点水平井井网7207

在两种井网中所有注气井为定井底压力(30 MPa)注入，生产井为定井底压力(10 MPa)生产，进行模拟计算10年。结果表明：对于开发10年的采出程度，反七点水平井井网高于五点直井井网(图2)；水平井井网模式下的地层压力高于直井井网(图3)，在生产过程中由于水平井水平段与地层接触面大，相同时间内注气量大，使得地层能量得到很好的补充，这也导致了水平井井网的气驱控制程度大于直井井网。

图2　不同井网采出程度对比Fig.2　Comparison of different well pattern exploitation degree

图3　不同井网模式下平均地层压力变化Fig.3　Variation of average formation pressure of different well patterns

2.2反七点水平井井网参数优化

由于模拟计算过程中生产井O2、O5距离水平井距离较近，过早见气，严重影响了CO2的驱替效果。因此，选取单一井组进行水平井井网参数的优化。在面积一定、水平井长度一定的基础上，以提高采出程度、降低油井见气时间、提高CO2的利用率为目标设立6种优化方案(表3)分别进行模拟计算，对比不同方案下最终采出程度及油井见气时间的变化。井网调整过程中O1(O1′)、O2(O2′)到水平井的垂直距离分别为a、b(图4，其中实线井组为初始井组，虚线井组为调整过程中的井组)。

表3同一采油面积下a与b的值

Table 3Under the same production area of the value ofaandb

方案a/mb/mb/a12002001.022002401.232002801.442003201.652003601.862004002.0

图4　水平井CO2驱井网Fig.4　CO2 horizontal well pattern

设计注气井的定注入量为10 000 m3/d，生产井的定井底流压为10 MPa，关井气油比设为1 500 m3/m3，对以上6种方案进行模拟计算，结果显示：随b/a值增大，生产井O2、O5离水平井的距离变远，因此见气时间向后推迟，b/a的值为1时CO2在突进过程中出现明显指进现象，b/a的值为1.4时CO2在地层中能够均匀推进，b/a的值为2时由于此时O2、O5离水平井的距离水平井距离较远注气受效慢(图5)；采出程度随着b/a的值增大而先增大后减小，当b/a的值为1.4时采出程度最高(图6)。

图6　采出程度随b/a比值变化Fig.6　Recovery rate varies with the values of b/a

3　影响因素分析

在以上反七点水平井井网优化的基础上，储层非均质是影响反七点水平井井网开发效果的重要因素，为了研究储层非均质对水平井注CO2开发效果的影响，选取储层的渗透率、纵向非均质性、裂缝发育情况作为研究对象进行研究。

3.1储层渗透率对开发效果的影响

在单一水平井井网模式下，设定注入井为定注入量注入，注气速度为10 000 m3/d，生产井为定压力生产，井底流压为10 MPa。在注入量不变的前提下，改变储层的渗透率。分别模拟计算渗透率为2×10-3μm2、6×10-3μm2、10×10-3μm2、14×10-3μm2时的生产效果，计算此时的采出程度和换油率(标准条件下：1 atm和20 ℃，注入CO2的累积体积与累积产油体积的比值单位是m3/m3。)。

模拟结果如图7所示，可以看出，在注入量一定的条件下，采出程度随着储层渗透率的增加而逐渐增加，但是增幅逐渐变小；换油率随着储层渗透率的增加而逐渐降低，这说明储层渗透率变化对水平井CO2驱的影响较大，因此，要在储层渗透率范围合适的情况下选择利用水平井注CO2。

图7　渗透率对采出程度及换油率的影响Fig.7　Permeability effect on the degree of recovery and the oil rate

3.2储层纵向非均质性对开发效果的影响

储层共有7层，分三种类型进行数值模拟计算。第一类为均质储层，x方向和y方向渗透率为10×10-3μm2；第二类为正韵律储层，从上到下，7层的渗透率值为2×10-3μm2、4×10-3μm2、8×10-3μm2、16×10-3μm2、32×10-3μm2、64×10-3μm2、128×10-3μm2；第三类为反韵律储层，从上到下，7层的渗透率值为128×10-3μm2、64×10-3μm2、32×10-3μm2、16×10-3μm2、8×10-3μm2、4×10-3μm2、2×10-3μm2，三种情况的垂面渗透率KV为0.15×10-3μm2。

三种不同类型的模型在570 m×910 m的井网方案下进行模拟计算。结果表明：CO2在非均质储层中不均匀推进，导致低渗层位CO2的波及程度小，高渗层位与低渗层位的残余油饱和度差别较大。注气开发时，由于密度差异产生的浮力作用使得CO2快速沿储层上部推进。在正韵律储层中储层上部渗透率小，减缓了CO2在地层上部推进的速度，同时CO2会优先进入渗透率较高的储层下部，因此CO2在正韵律储层中不同层内的推进速度差异减小，最终提高原油采收率。三种情况中正韵律储层的采出程度最大，均质储层次之，反韵律储层最低(图8)。

图8　不同储层类型采出程度与生产时间关系Fig.8　Different of reservoir recovery degree’s relationship with the time of production

3.3裂缝对开发效果的影响

低渗透油藏的一个重要地质特征是伴随有天然裂缝，这也是油气渗流的一个主要通道，为了描述天然裂缝对于水平井CO2驱油开发效果的影响，假设天然裂缝在模型中分布均匀。分别在570 m×910 m井网模型中设定0行、1行、2行、4行网格为天然裂缝，进行模拟计算。

图9　裂缝条数对采出程度的影响Fig.9　Number of fractures influence on the recovery degree

模拟结果：天然裂缝的存在导致开发前期采油速度较快；从采出程度上看，均质储层的采出程度最高，4行网格为天然裂缝的模型采出程度最低，裂缝的条数越多，最终的采出程度越低(图9)。原因是CO2在储层中的流动性相对较大，天然裂缝的存在为CO2的突进提供了通道，随着裂缝的增加，CO2在地层中突进速度加快，从而导致油井过早见气而影响最终的采出程度。因此，在应用水平井CO2驱油开发储层时要明确天然裂缝的发育程度及裂缝的相关参数，避免开发过程中CO2的过早突进。

4　结　论

(1)利用水平井注CO2可以适当地增大井距、排距，减少井的数量，在一定程度上降低了钻井成本。

(2)在生产制度相同的情况下,反七点水平井井网CO2驱的采出程度及地层压力保持程度高于直井井网。利用水平井注CO2加快了注气速度，增大CO2的注入量使得地层压力得到了及时的补充，实现了CO2的大量埋存。

(3)井网优化结果显示，在采油面积一定、水平井长度一定的基础上，反七点水平井井网的采出程度随b/a的值变大而先增大后减小，当b/a为1.4时采出程度最大。

(4)模拟研究表明，低渗透油田储层性质及天然裂缝的发育程度对油田的开发效果影响较大，水平井CO2驱更适用于裂缝不发育的正韵律储层。

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Well Pattern Optimization and Influencing Factors for CO2Injection of Horizontal Wells in Low Permeability Reservoir

CAO Zhenyi1,2，LIU Pengcheng1,2， ZHAO Guangmin3，HONG Yao1,2，JIANG Kai1,2

(1.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China；2.BeijingKeyLaboratoryofUnconventionalNaturalGasGeologyEvaluationandDevelopmentEngineering,Beijing100083,China；3.OilandGasTechnologyInstituteofChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710065,China)

According to the existing weakness of oil displacement by CO2with vertical well pattern in low-permeability reservoir, the article first takes some low-permeability blocks in Daqing as an example to build a geologic model of oil displacement by CO2with inverted seven-spot horizontal well pattern. Based on the phase behavior matching of physical parameters, comparative study is demonstrated between the development effects of inverted seven-spot horizontal well pattern and five-spot vertical well pattern, and the other parameters of inverted seven-spot horizontal well pattern are optimized, meanwhile, the influential factors of the reservoir heterogeneity (e.g. permeability, heterogeneity of the reservoir, fracture development state and so on) are also analyzed. Results show that: the development effects of the horizontal wells pattern are better than that of the vertical wells pattern under the same conditions; In the horizontal wells pattern, the recovery varies with the vertical distance ratio of production to injection, and the recovery is the highest when the ratio is 1.4; Horizontal wells pattern with CO2injecting is more suitable for low permeability positive rhythm reservoir; In the case of the reservoirs with fracture development, the more the number of fractures is in the reservoir, the more obvious the phenomenon of non-uniform advancing is, the lower the ultimate recovery is.

low permeability reservoir； horizontal well；CO2flooding；heterogeneous； numerical simulation

2015-05-10；改回日期：2015-06-30；责任编辑：孙义梅。

国家科技重大专项“国内油气开发发展战略研究”(2016ZX05016-006); 国家科技重大专项“CO2驱油与埋存潜力评价及战略规划”(2011ZX05016-006)。

曹振义，男，硕士研究生，1988年出生，油藏工程专业，主要从事低渗透油气田的开发、CO2驱油等方面的研究工作。Email: 747780708@qq.com。

刘鹏程，男，副教授，1969年出生，油藏工程专业，主要从事油气田开发的教学和科研工作。

Email：liupengcheng8883@sohu.com。

TE32

A

1000-8527(2016)02-0382-06