低滲透平面非均質油藏注采井布井方式對CO2驅開發效果的影響

李 政 呂文峰 王宏志 李 敏 陳天戈 鄭自剛

（1. 中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2. 提高油氣采收率全國重點實驗室，北京 100083；3. 中國石油大慶油田有限責任公司井下作業分公司，黑龍江 大慶 163458；4. 中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712；5. 中國石油長慶油田公司勘探開發研究院，陜西 西安 710018）

0 引 言

近年來碳捕集、利用與封存（CCUS）產業發展迅速，注CO2驅油作為碳利用的核心環節逐漸得到各大油田重視，并被廣泛應用于低滲透油藏的開發中，其不僅是低滲透油藏提高采收率的重要途徑，也是石油企業實現碳中和的托底技術，有著巨大的經濟社會效益和廣闊的發展前景［1-6］。

中國陸相沉積低滲透油藏在平面上因為受到沉積微相分布的影響多呈現出一定的平面非均質性特征，而CO2驅的開發效果受儲層平面非均質性的影響較大，采用合理的注采井平面相對位置布井方式對CO2驅開發至關重要（即根據儲層厚度、滲透率在平面上的變化設計注采井的相對位置，確定平面驅替方向。例如：在高（低） 滲端注入-在低（高）滲端采油、在厚（?。┒俗⑷?在?。ê瘢┒瞬捎停?。前期有很多學者進行過類似研究，分別針對水驅、聚合物驅、蒸汽驅等開發方式，探索了不同平面非均質性特征下的合理注采井布井方式［7-14］，但未見針對CO2驅的相關研究。

因此，本文以大慶榆樹林油田某注CO2試驗區的基本地質油藏參數和注采參數為依據建立平面非均質儲層理論模型，通過數值模擬與理論分析相結合的方式開展CO2驅開發過程研究，探索在2 類主要儲層平面非均質性（滲透率、有效厚度）影響下的合理注采井布井方式，并分析不同布井方式對實施CO2驅后的儲層壓力保持水平、油氣混相程度和整體開發效果的影響。

1 平面非均質儲層CO2驅模型設計

榆樹林油田位于大慶長垣東南部，屬于特低滲透油田，通過注水很難進行有效開發，其主力油層為扶楊油層，未動用儲量主要集中在南區，適合直接采用注CO2的方式進行開發。由于受到以河流相為主的沉積環境影響，榆樹林油田扶楊油層具有較強的平面非均質性，在河道主體附近儲層物性相對較好，而往河道側緣、河道間方向的儲層物性則逐漸變差。

南區某先導試驗區動用地質儲量為125.9×104t，于2007 年開始陸續投注生產，當前共有注采井23 口，其中注氣井9 口，采油井14 口，累計注氣量為35.8×104t，累計產油量為11.7×104t，整體采出程度為9.3%，換油率為0.33。該區塊原始地層壓力為22 MPa，原始地層溫度為98.5 ℃，地層原油黏度為3.6 mPa·s，平均孔隙度為11%，平均滲透率為1×10-3μm2，平均含油飽和度為58%，平均單井有效厚度為10 m。試驗區內的儲層平面非均質性主要體現在滲透率和砂體有效厚度的平面差異性上，滲透率主要為0.13×10-3~4.43×10-3μm2，有效厚度主要為5~25 m。本文分別針對這2 類參數的平面非均質性進行研究，使用廣泛應用的商業油氣藏數值模擬軟件Eclipse，依據試驗區的典型地質油藏特征和注采井網井距參數（表1），分別建立滲透率平面非均質和有效厚度平面非均質儲層模型，探索適合于CO2驅開發的合理注采井布井方式。根據試驗區相關資料，模型采用五點法注采井網，依據其對稱性原理，簡化為一注一采，分別位于模型斜對角（圖1、圖2）。

圖1 滲透率平面非均質儲層模型（級差5）Fig. 1 Model of reservoir with areal heterogeneity of permeability (with contrast of 5)

圖2 有效厚度平面非均質儲層模型（級差5）Fig. 2 Model of reservoir with areal heterogeneity of net pay thickness(with contrast of 5)

表1 試驗區地質油藏和井網井距基本參數Table 1 Basic parameters of geological , reservoir , well pattern and spacing in test area

如圖1 所示，針對儲層滲透率平面非均質性特征，分別模擬“高滲注低滲采”和“低滲注高滲采”2 種不同的注采井布井方式，測試注入端與采出端之間儲層滲透率級差為2、3、5 不同非均質性強度下的CO2驅開發效果。在不同級差的模型中，注采井間的儲層滲透率分別由0.5×10-3μm2變化為1.0×10-3、1.5×10-3、2.5×10-3μm2，儲層有效厚度均為10 m。

如圖2 所示，針對儲層有效厚度平面非均質性特征，分別模擬“厚注薄采”和“薄注厚采”2 種不同的注采井布井方式，測試注入端與采出端之間的儲層有效厚度級差為2、3、5 不同非均質性強度下的CO2驅開發效果。在不同級差模型中，注采井間的儲層有效厚度分別由5 m 變化為10、15、25 m，儲層的滲透率均為1.0×10-3μm2。

模擬開發方式為CO2驅水氣交替（WAG），開發周期為20 a。依據CO2驅在油田現場的應用情況，考慮CO2成本因素，在模擬開發過程中保持不同方案中注入的CO2總量一致以便得到合理的對比結果，因此采用注入井定量注入的控制模式，根據注入量角度劈分原則計算模型中設定的日注入量應為現場單井實際日注入量的1/4，結合試驗區相關資料，對于滲透率平面非均質儲層模型，注入井注水時保持日注水量為2.5 m3，注氣時保持日注CO2量為1 250 m3（地面條件下）；對于有效厚度平面非均質儲層模型，根據不同級差模型中的儲量等比例調整日注入量，級差為2、3、5 時的日注入量調整倍率分別為0.75、1、1.5。注入過程中保持水氣交替周期為3 個月，最大井底流壓不超過40 MPa。生產井保持井底流壓為5 MPa 生產，含水率上限為98%，氣油比上限為1 500 m3/m3，氣油比或含水率突破上限值后停止生產。

2 平面非均質儲層模型CO2驅數值模擬結果

2.1 滲透率平面非均質儲層模型

通過數值模擬方法分別得到了儲層平面滲透率級差為2、3、5 時，不同注采井布井方式下的CO2驅20 a 采出程度和氣油比變化曲線（圖3），并對開發周期內獲得的最終采出程度進行了對比（圖4）。

圖3 不同儲層平面滲透率級差、注采井布井方式下的CO2驅采出程度和氣油比Fig. 3 Recovery of OOIP and GOR of CO2 flooding with different areal permeability contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

圖4 不同儲層平面滲透率級差、注采井布井方式下的CO2驅開發20 a最終采出程度對比Fig. 4 Comparison of ultimate recovery of OOIP of 20 a CO2 flooding with different areal permeability contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

從采出程度變化曲線上看（圖3 （a） —（c）），采用“低滲注高滲采”在開發前期采出程度上升較快，但在開發后期采出程度較低；相反，采用“高滲注低滲采”在開發前期采出程度上升較慢，但在開發后期采出程度較高。從模擬開發周期內的最終采出程度上看（圖4），采用“高滲注低滲采”可獲得的最終采出程度高于“低滲注高滲采”，且儲層的平面滲透率級差越大，不同注采井布井方式下獲得的最終采出程度差異也越大，當級差為2 時兩者相差1.1 百分點，差異性相對較??；而當級差為3、5 時兩者之差分別達到5.3、9.9 百分點，差異性顯著增大。

從氣油比變化曲線上看（圖3（d）—（f）），采用“低滲注高滲采”時生產井見氣相對較早，氣油比上升相對較快，在級差為3、5 的模型中，開發時間未達20 a 時氣油比已突破1 500 m3/m3，造成生產井關停；相反，采用“高滲注低滲采”時生產井見氣相對較晚，氣油比上升相對較慢，在全開發周期內氣油比均低于“低滲注高滲采”，可有效延緩氣竄并延長生產周期。儲層平面滲透率級差越大，不同注采井布井方式下的生產井見氣時間和氣油比差異也越大。綜合上述指標，從CO2驅整體開發效果上看，“高滲注低滲采”的布井方式優于“低滲注高滲采”。

2.2 有效厚度平面非均質儲層模型

通過數值模擬方法分別得到了儲層平面有效厚度級差為2、3、5 時，不同注采井布井方式下的CO2驅20 a 的采出程度和氣油比變化曲線（圖5），并對開發周期內獲得的最終采出程度進行了對比（圖6）。

圖5 不同儲層平面有效厚度級差、注采井布井方式下的CO2驅采出程度和氣油比Fig. 5 Recovery of OOIP and GOR of CO2 flooding with different net pay thickness contrasts of reservoir and different injector-producer patterns

圖6 不同儲層平面有效厚度級差、注采井布井方式下的CO2驅開發20 a最終采出程度對比Fig. 6 Comparison of ultimate recovery of OOIP of 20 a CO2 flooding with different net pay thickness contrasts of reservoir and different well patterns of injector-producer

從采出程度變化曲線上看（圖5 （a） —（c）），采用“薄注厚采”在開發前期采出程度上升較快，但在開發后期采出程度較低；相反，采用“厚注薄采”在開發前期采出程度上升較慢，但在開發后期采出程度較高。從模擬開發周期內的最終采出程度上看（圖6），采用“厚注薄采”可獲得的最終采出程度高于“薄注厚采”，且儲層平面有效厚度級差越大，不同注采井布井方式下獲得的最終采出程度差異也越大，級差為2、3、5 時“厚注薄采”比“薄注厚采”分別高2.4、7.2、11.7 百分點。

從氣油比變化曲線上看（圖5（d）—（f）），采用“薄注厚采”時生產井見氣相對較早，氣油比上升相對較快，在3 種不同有效厚度級差的模型中，開發時間未達20 a 時氣油比均已突破1 500 m3/m3，造成生產井關停；相反，采用“厚注薄采”時生產井見氣相對較晚，氣油比上升相對較慢，在全開發周期內氣油比均低于“薄注厚采”，可有效延緩氣竄并延長生產周期。儲層平面有效厚度級差越大，不同注采井布井方式下的生產井見氣時間和氣油比差異也越大。

綜合上述指標，從CO2驅整體開發效果上看，“厚注薄采”的布井方式優于“薄注厚采”。

3 模擬結果分析與討論

3.1 開發前期產油量差異

由于該試驗區是未經過水驅開發的新區，在CO2驅開發前期儲層中的含油飽和度相對較高，此時生產井附近區域的儲層物性和供液能力是影響產油量的主導因素。根據達西徑向流公式，生產井產油量可表示為

式中：qo——產油量，m3/d；h——儲層有效厚度，m；K——儲層滲透率，10-3μm2；Kro——油相相對滲透率；pe和pw——距井眼re處的油層壓力和生產井井底壓力，MPa；μo——儲層油相黏度，mPa·s；re和rw——滲流半徑和生產井井眼半徑，m；α——單位換算系數。

在開發前期，滲流半徑相對較小，產出流體的流動主要發生在生產井附近的儲層中。在不同的注采井布井方式下，生產井所處位置不同，其附近的儲層物性也不同。對于滲透率平面非均質儲層，采用“低滲注高滲采”時生產井附近儲層的滲透率高于“高滲注低滲采”；對于有效厚度平面非均質儲層，采用“薄注厚采”時生產井附近儲層的有效厚度高于“厚注薄采”。因此，根據式（1），“低滲注高滲采”和“薄注厚采”在開發前期的產油量較高，采出程度上升較快，而隨著開發過程的進行，滲流半徑逐漸擴大，因近生產井儲層物性差異而造成的影響逐漸減弱，產油量差異也逐漸減小。

3.2 開發后期驅油效果差異

在開發后期，儲層中的含油飽和度已大幅度降低，此時影響CO2驅采出程度進一步提高的關鍵在于其驅替儲層殘余油的能力（模型中通過與油氣混相相關的動態的油相相對滲透率Kro進行量化）。礦場實踐表明，儲層的壓力保持水平嚴重影響著CO2驅后期開發效果［15］。室內實驗研究也表明，在非混相驅條件下，流體壓力越高，則油氣相間界面張力越低，油氣之間混合程度越高，CO2驅替殘余油的效果也越好，直到壓力達到CO2與地層原油的最低混相壓力并實現混相驅［16-18］。

模擬結果表明，在CO2驅全周期開發過程中，相同注入量、不同注采井布井方式下儲層的壓力保持水平有著明顯差異（圖7），采用“高滲注低滲采”時的平均地層壓力高于“低滲注高滲采”，采用“厚注薄采”時的平均地層壓力高于“薄注厚采”。

圖7 不同注采井布井方式下CO2驅平均地層壓力對比Fig. 7 Comparison of average formation pressures of CO2 flooding with different injector-producer patterns

以級差5 為例，對于滲透率平面非均質儲層，采用“高滲注低滲采”在開發后期的平均地層壓力為21.3 MPa，而采用“低滲注高滲采”在開發后期的平均地層壓力為14.5 MPa；對于有效厚度平面非均質儲層，采用“厚注薄采”在開發后期平均地層壓力為24.1 MPa，而采用“薄注厚采”在開發后期平均地層壓力為15.0 MPa。實驗數據表明該區塊地層原油與CO2的最低混相壓力為28 MPa，因此在不同注采井布井方式下均無法實現油氣完全混相，但地層壓力水平越高，越接近于最低混相壓力，則油氣混相程度越高，在開發后期CO2進一步驅替地層原油的效果越好。

如圖8 所示，對于滲透率平面非均質儲層，當級差為5 時，采用“高滲注低滲采”CO2驅后儲層平均含油飽和度為16.5%，而采用“低滲注高滲采”CO2驅后儲層平均含油飽和度為22.9%，“高滲注低滲采”的驅油效果明顯優于“低滲注高滲采”；類似的，對于有效厚度平面非均質儲層，當級差為5 時，采用“厚注薄采”CO2驅后儲層平均含油飽和度為16.2%，而采用“薄注厚采”CO2驅后儲層平均含油飽和度為22.5%，“厚注薄采”的驅油效果明顯優于“薄注厚采”。上述結果與地層壓力的分析結果吻合。

圖8 不同注采井布井方式下CO2驅開發末期含油飽和度場對比Fig. 8 Comparison of oil saturation fields at the end of CO2 flooding with different injector-producer patterns

3.3 氣油比和動態埋存量差異

在開發過程中，不同注采井布井方式下地層壓力保持水平的差異造成了地層中CO2濃度差異，也導致了注入的CO2滯留在地層中的量（動態埋存量）出現差異。如圖9、圖10 所示，以級差5 為例，對于滲透率平面非均質儲層，采用“高滲注低滲采”在開發末期地層中的CO2平均濃度為2.37 kmol/m3，總滯留量為121.9 Mmol，而采用“低滲注高滲采”在開發末期地層中的CO2平均濃度為1.96 kmol/m3，總滯留量為96.1 Mmol，“高滲注低滲采”時CO2地層滯留量明顯高于“低滲注高滲采”；類似的，對于有效厚度平面非均質儲層，采用“厚注薄采”在開發末期地層中的CO2平均濃度為2.38 kmol/m3，總滯留量為184.3 Mmol，而采用“薄注厚采”在開發末期地層中的CO2平均濃度為1.99 kmol/m3，總滯留量為148.5 Mmol，“厚注薄采”時CO2地層滯留量明顯高于“薄注厚采”。

圖9 不同注采井布井方式下CO2驅開發末期儲層CO2濃度場對比Fig. 9 Comparison of CO2-molar concentration fields of reservoir at the end of CO2 flooding with different injector-producer patterns

圖10 不同注采井布井方式下CO2驅全開發周期地層滯留量（動態埋存量）對比Fig. 10 Comparison of formation retention (dynamic storage) of CO2 during CO2 flooding with different injector-producer patterns

由于不同布井方式下的CO2注入量相同，結合其地層滯留量的差異進行分析，采用“高滲注低滲采”和“厚注薄采”時生產井產出的CO2量較“低滲注高滲采”和“薄注厚采”時少，氣油比上升相對較慢，在滿足生產井限制條件下可高效開發的時間更長（圖3、圖5）。

4 兩類儲層平面非均質特征對CO2驅開發效果的影響對比

如圖11 所示，兩類平面非均質儲層CO2驅模型中，隨著非均質性強度的增大，因不同注采井布井方式而導致的模擬開發周期內的最終采出程度之差也隨之增大，在級差為2~5 的范圍內，變化規律近似符合對數曲線關系。在相同級差下，儲層有效厚度平面非均質性對開發效果的影響程度高于儲層滲透率平面非均質性。

圖11 兩類平面非均質儲層模型中不同注采井布井方式下CO2驅全開發周期最終采出程度差值Fig. 11 The difference of ultimate recovery of OOIP of the whole CO2-flooding cycle under different well patterns of injector-producer in the two areal-heterogeneity reservoir models

5 結 論

（1）在相同注氣量下，采用“高滲注低滲采”和“厚注薄采”時，在開發過程中油氣混相程度更高，模擬開發周期內的最終采出程度更高，注入CO2在地層中的動態埋存量更大，生產井見氣更晚，氣油比上升更慢，可高效開發的時間更長，整體開發效果優于“低滲注高滲采”和“薄注厚采”。

（2）儲層的平面滲透率級差、平面有效厚度級差越大，不同注采井布井方式對CO2驅開發效果的影響也越大；在相同級差下，儲層有效厚度平面非均質性對CO2驅開發效果的影響程度高于儲層滲透率平面非均質性。