曹毅 孔玲 刘义成 卢晓敏 梁华 罗瑜

四川盆地莲池致密油藏注CO2开发数值模拟研究及方案优选

曹毅1孔玲1刘义成1卢晓敏1梁华2罗瑜1

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院2.中国石油集团东南亚管道有限公司）

四川盆地莲池油田属于超低孔（孔隙度3%左右）、超低渗（渗透率0.000 1～0.1 mD）致密油藏，一次采收率仅为2.51%，开发难度大，针对该油藏目前的开发现状探索性地提出了注CO2提高莲池致密油藏采收率的研究思路。依据莲池致密油藏大安寨段的储层特征、流体特性和原油高温高压物性参数拟合结果，建立了莲7井区CO2驱双重孔隙介质的组分模型。依据CO2换油率和采收率增加量评价了莲池致密油藏注CO2开发的效果，结果表明：莲池油田注CO2开发的最佳注气方式为循环吞吐；最佳焖井时间为3个月，合理注采周期为4年。最终通过对比分析确定了最佳注气方案，为四川盆地致密油藏注CO2开发提供了技术支撑。图6表4参13

致密油藏注CO2实验拟合数值模拟换油率方案优选

0 引言

近年来，致密油已成为非常规油气勘探开发的一个战略性突破领域[1]。致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩、与生油岩互层或紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集[2-3]。国外开发比较成功的致密油藏是北美的Bakken致密油藏和eagle ford致密油藏，Bakken致密油藏资源量达到566×108t，孔隙度为5%～13%，渗透率为0.1～1.0 mD，目前年产油超过3 000× 104t[4-6]。国内的鄂尔多斯盆地、新疆准格尔盆地和四川盆地致密油储量丰富，其中鄂尔多斯盆地的致密油主要发育在上三叠统长(4+5)、长6、长7、长8、长9油层组等原始湖盆中心的致密砂岩中，孔隙度4%～11%，渗透率0.03～0.91 mD，预测地质资源量为（35～40）× 108t[7-10]。而四川盆地莲池致密油藏中朱罗系下统大安寨段储层孔隙度仅为3.0%左右、渗透率为1×104～0.1 mD、储层纵向薄互层分布、孔缝发育及搭配非均质性强。对比Bakken致密油藏和鄂尔多斯盆地致密油藏的储层特征可以看出，莲池致密油藏储层孔隙度和渗透率更低，决定了其开发难度更大。目前莲池致密油藏主要采用的是衰竭式开采方式，储层能量和产油量衰减速度快，采收率低，一次采收率仅为2.51%。

目前国内外致密油藏比较成功的开发手段是水平井结合体积压裂的开发方式[11-12]，但是莲池致密油藏地质特征复杂，没有规则的开发井网，水平井结合体积压裂、注水等开发方式在莲池致密油藏开发中并没有取得根本性突破。鉴于CO2在提高油藏采收率方面的优势[13]，探索性地提出了四川盆地莲池致密油藏注CO2提高采收率研究思路，通过数值模拟方法从油藏工程角度研究了注CO2开发莲池致密油藏的效果。

1 建立目标区域数值模型

1.1 构建数值化油藏地质模型

莲池油田莲7井区大安寨段储层埋深1900～2060 m，沉积厚度85～100 m，自下而上可划分为大三、大二、大一3个小层，其中大三段和大一段为主产层，有效厚度为14～25 m，大二段为封隔层。大安寨段储层岩性组合由一套浅湖—半深水湖相沉积的黑色页岩夹生物灰岩组成，在油田范围内岩性及储层厚度比较稳定。原油相对密度0.836 g/cm3，油藏压力23.0 MPa，油藏温度66.0℃，原油泡点压力18.5 MPa，地层原油体积系数为1.452，地层原油平均溶解气体系数8.173（m3·m－3）/MPa，溶解气油比178 m3/m3。以莲池大一段底界构造解释和莲池大安寨段油藏储层预测解释成果为基础，利用Eclipse软件的FloGrid模块构建了莲7井区双重介质地质模型（图1），模型网格类型为三维角点网格系统，采用均匀网格步长（X方向：50 m，Y方向：50 m），网格系统总格块数为41 580个，其中有效网格数为12 920个。模型中基质有效孔隙度0.810%，裂缝有效孔隙度0.256%，基质含油饱和度84.4%，裂缝含油饱和度95.0%。

1.2 拟合莲池原油高温高压物性实验结果

通过室内实验测得莲池致密原油高温高压物性结果（表1），利用Eclipse软件中PVTi模块对莲池原油的溶解气油比、体积系数、密度、相对体积和黏度进行了拟合（图2）。

图1 莲7井区数值模型平面图

表1 莲池原油高温高压物性实验结果

图2 莲池原油高温高压物性拟合结果

从图2a～图2e的拟合结果可以看出，拟合曲线和实验数据点的变化趋势基本一致，误差很小；拟合的油藏饱和压力为18.59 MPa，对比油藏实际饱和压力18.50 MPa，相对误差仅为4.86‰，达到了数值模拟的误差要求，确保了拟合结果的可靠性。同时得到了完整的莲池原油相态图版（图1f），为建立莲7井区组分模型提供了必要条件。

1.3 建立莲7井区CO2驱组分模型

以莲7井双重介质地质模型和原油高温高压物性拟合结果为基础，建立了莲7井区CO2驱双重介质的组分模型（图3），模型中莲7，莲28，莲51、莲30井虽处于同一个压力系统，但是莲30井距离其他3口井的距离较大，前期注水开发时莲30井的响应特征也不明显，而且该井目前已经停产，因此后续注CO2数值模拟研究过程中，只考虑其他3口井的响应特征。

图3 莲7井区含油饱和度分布数值模型

2 CO2驱替效果讨论

依照目前的开采方式，预测莲7井区未来20年累积产油量为2.022×104t，以此为参照对比分析了注气时间和日注气量对开发效果的影响规律，设计了25个注气方案。从各方案的指标可以看出（表2），注气后各方案的原油采收率均有提高，但是提高幅度不大，最大采收率增加量仅为0.925%；在相同的日注气量下，注气时间越长则增油效果越好；在相同的注气时间内，日注气量越大则增油效果越好；各方案的换油率都很低且差别较小。分析认为注CO2能够提高致密油藏采收率，但是由于莲池致密油藏裂缝比较发育，注入地层的CO2气体容易沿着裂缝方向朝着生产井迅速突进，造成CO2窜流问题，导致CO2的利用率很低。

3 CO2吞吐效果分析

表2 莲7井区25个CO2驱替方案指标对比

为了提高CO2利用率，研究了CO2吞吐模式在莲7井区的开发效果。为了减少层间干扰对模拟结果的影响，以莲池油田主产层大一段储层为研究对象，设计了6套CO2吞吐方案（表3）。预测莲7井区大一段20年累积产油量为1.852×104t，可以看出6套CO2吞吐方案均产生了一定的增油效果，但是换油率和采收率增加量随着焖井时间的延长不再发生变化。CO2吞吐模式换油率（表3）是CO2驱替模式换油率（表2）的两倍左右。方案1的增油量和换油率最小，表明CO2和原油在短期内接触不充分，并不能产生明显的增油效果。方案2至方案6的换油率和采收率增加量几乎无差别，表明焖井时间对增油效果影响不大。

表3 CO2吞吐方案指标对比

从6套注气方案换油率的变化规律（图4），可以看出换油率随开采时间延长先增大而后缓慢降低，每条曲线存在一个最大换油率值，其对应的开采时间即为CO2气体在油藏中发挥增油作用的有效期；依据图中最大换油率值可以确定CO2在莲池油藏中的有效期为4年，最佳焖井时间为3个月。

4 CO2循环吞吐方案优选

图4 不同焖井方案的换油率

表4 CO2循环吞吐优选方案的设计参数及开采效果

为了进一步提高CO2的换油率，设计了4套循环吞吐注气方案，各方案模拟生产时间均为20年，方案2的一焖两采指的是莲28井采用周期性注气-焖井的方式，焖井后不开井生产，莲7井和莲51井采用周期性注气-焖井-开采的方式，方案设计参数和开采效果如表4和图5所示。从表4中可以看出，CO2循环吞吐的换油率比CO2吞吐和CO2驱替的换油率均大幅提高，方案4注气后的地层压力达到了25.2 MPa，超过了油藏原始地层压力23.5 MPa，考虑到现场施工的安全性，排除方案4。在其余的3个方案中，方案2的换油率和采收率增加量最大（图5），所以可以确定莲池致密油藏注CO2开发的最佳方案为方案2。即采用循环吞吐注采模式、莲7井、莲28井和莲51井同时注气，然后焖井3个月，之后开莲7井和莲51井生产，而莲28井一直处于焖井状态，生产4年后，按照相同方式进行下一轮CO2气体注入。

图5 循环注气方案的换油率和采收率增加量

图6显示了一焖两采方案的注气速度、采气速度、采油速度和井底压力的变化规律这四个参数均具有非常明显的循环周期性，在每个注采周期内，采气速度和采油速度迅速增大而后缓慢降低，但是采气速度增加幅度大于采油速度，进一步说明莲池油田大安寨储层致密、裂缝比较发育，容易导致CO2气体沿着裂缝迅速突进，对CO2增油效果有一定影响。

图6 一焖两采循环注气方案生产动态特征

5 结论

（1）依据莲池致密油藏大安寨段储层的地质特征、流体特性和原油高温高压物性拟合结果建立了能够反映莲7井区实际生产特征的CO2驱替双重孔隙介质的组分模型。数值模拟结果表明，CO2驱替能够发挥提高莲池致密油藏采收率的作用，但是CO2换油率和利用率很低；CO2吞吐模式的换油率是CO2驱替模式的2倍左右，但是原油采收率并没有大幅提高；CO2循环吞吐模式的换油率最高，且原油采收率明显增加，确定莲池致密油藏注CO2开发的有效方式为CO2循环吞吐。

（2）确定了莲池致密油藏注CO2开发的合理注采周期为4年；最佳焖井时间为3个月；通过方案优选确定的最佳注气方案是莲7井、莲28井和莲51井同时注CO2，焖井3个月，之后开莲7井和莲51井生产，莲28井一直处于焖井状态，生产4年后，按照相同方式进行下一轮注采循环。

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（修改回稿日期2015-12-30编辑文敏）

中国石油重大科技专项(2012E-2601-04)“四川盆地侏罗系非常规石油勘探开发关键技术研究”；中国石油西南油气田公司科研项目（20130305-07）“川中侏罗系致密油藏注CO2开发的可行性数值模拟研究”。

曹毅，男，1983年出生，博士，工程师；2012年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，获博士学位。主要从事致密油藏开发和生物礁气藏提高采收率方面的研究工作。地址：（610041）成都市天府大道北段12号西南油气田科技大厦919室。电话：（028）86015657。E-mail：jackycao311@petrochina.com.cn