萧汉敏，罗永成，赵新礼，张海琴，刘学伟

（1.中国科学院 渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007；2.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083；3.中国科学院大学 工程科学学院，北京 100049）

中国致密油资源丰富，但致密油储集层通常非均质性强，孔隙结构复杂，孔隙度和渗透率低[1-6]。致密油藏经水平井体积压裂后进行衰竭式开发，存在产量递减快、可采储量低、最终采收率低等问题[7]。由于致密油藏孔隙结构复杂，束缚水饱和度较高，水锁效应强，注水驱油效果较差[7-8]，亟需探索补充油藏能量的新技术，实现致密油藏的高效开发。

诸多实践表明，采用CO2驱替技术，能够有效提高原油采收率[9-10]，在高压条件下将CO2注入地层，CO2溶解于原油中，可以大幅度降低原油黏度，并使原油膨胀，提高油藏弹性能量[11-13]，同时增大生产压差[14-15]，从而提高原油采收率[16-17]。

在致密油藏采用CO2井间驱替开发过程中，原油重质组分的沉积易造成孔道堵塞，且由于井距通常较大，在一定压力范围内CO2无法有效驱动原油。为更大程度地动用剩余油，利用CO2缝间驱替技术，能够有效缩短注采距离，增大CO2波及面积[18-20]，从点驱替转换为面驱替，降低注气时造成的指进程度，但目前该技术在致密油藏开发过程中的应用较少。本文通过对裂缝性致密油藏开展数值模拟，研究不同条件下水平井CO2缝间驱替的驱油效果，以期为致密油藏的开发提供依据。

1 数值模型建立

有学者研究并论证了采用同井缝间驱替的可行性[18-20]，本文通过建立数值模型研究水平井CO2缝间驱替产能的影响因素。在同一位置设置注入井和采出井，2口井间隔射孔压裂。设置油藏埋深为2 100 m，储集层压力为19 MPa，温度为80.2 ℃，原油饱和压力为5.41 MPa，储集层平均厚度为3.6 m，平均孔隙度为11.00%，平均渗透率为0.09 mD。采用CMG 油藏数值模拟软件，建立网格数为130×101×5、网格大小为40.0 m×40.0 m×3.6 m 的数值模型（图1），利用CMGGEM组分模拟器模块进行模拟计算。

2 混相压力计算

考虑现有的数值模型计算水平及计算工作量，将采出流体划分为3 个拟组分[21-22]：拟组分1 为CO2；拟组分2为N2和C1—C5；拟组分3为C6+。

在此基础上，采用WINPROP 相态模拟软件建立CO2与原油的相态模型，对CO2与原油的最小混相压力进行预测[22]。结果表明：在温度为80.2 ℃、压力为31.5 MPa 时，CO2与原油达到多级混相接触，因此，两者的最小混相压力为31.5 MPa。

3 产能影响因素分析

3.1 注入量

若CO2注入量过低，CO2与原油的作用面积小，补充地层能量不足，增产效果差；若注入量过高，需要较大的注入压力，易导致储集层破坏，造成CO2浪费。

采用该数值模型开展模拟，设定CO2注入量分别为1×104m3、10×104m3和100×104m3，注入压力为25 MPa。注入量为10×104m3和100×104m3时产量相同，较注入量为1×104m3时显著增大（图2），因此，在压力为25 MPa时，CO2注入量应接近且不超过10×104m3。

3.2 注入压力

前人研究表明，原油溶胀系数和CO2溶解度随CO2注入压力增大而增大，原油采收率与注入压力有较强的相关性[23]，最大注入压力应小于地层破裂压力[24]。由于CO2与原油的最小混相压力为31.5 MPa，因此，设定CO2的注入压力分别为25 MPa、27 MPa、29 MPa、30 MPa 和32 MPa，开展不同注入压力下的产量变化研究。结果表明：注入压力越大，日产量峰值越大，且达到峰值所需的时间越短；注入压力为27 MPa、29 MPa、30 MPa 和32 MPa 时，最大日产量较25 MPa 分别增长6.03%、12.24%、14.30%和18.95%；不同注入压力下，日产量达到峰值后均迅速减小（图3）。由于在CO2注入初期，注入压力越大，缝间驱替速度越大，当CO2运移至采出缝时，日产量迅速减小；注入压力越小，缝间驱替的突破时间相对较长，日产量达到峰值所需的时间越长。此外，生产约750 d时，不同注入压力下的累计产量差异最大；此后，累计产量差距逐渐缩小。注入压力为27 MPa、29 MPa、30 MPa 和32 MPa 时，最终累计产量较25 MPa 分别小0.56%、1.05%、1.06%和1.36%。在增大注入压力的同时，也要考虑对气窜的规避，过高的注入压力容易造成CO2资源浪费。

3.3 储集层温度

在油藏衰竭式开发过程中，储集层温度较高时，原油流动性较好，日产量通常较高。在CO2缝间驱替开发过程中，储集层温度越高，日产量达到峰值所需的时间越短，温度为70 ℃、75 ℃、80 ℃、85 ℃和90 ℃时，达到日产量峰值的时间分别为932 d、882 d、821 d、769 d 和727 d（图4）。因此，储集层温度为70 ℃时，CO2缝间驱替开发的有效期较长。此外，储集层温度为80 ℃时，日产量峰值最大；温度为70 ℃、75 ℃、80 ℃和85 ℃时，日产量峰值较90 ℃时分别高3.55%、3.72%、4.41%和3.93%。

3.4 裂缝间距

致密油储集层渗透率低，孔隙度低，非均质性强[1-6]，可采用水平井分段压裂有效开发[25-26]。裂缝间距是水平井压裂的关键参数，通过数值模拟分析裂缝间距分别为80 m、100 m 和120 m 时，水平井CO2缝间驱替的产量变化规律。结果表明：在不考虑裂缝闭合的情况下，裂缝间距越大，日产量峰值越大，但达到峰值所需的时间越长；此外，裂缝间距越大，水平井接触油层的面积越大，因而最终累计产量越大（图5）。

3.5 裂缝半长

在水平井CO2缝间驱替数值模型中，设置裂缝半长分别为160 m、200 m 和240 m，分析不同裂缝半长对水平井日产量和累计产量的影响。结果表明：裂缝半长较大时，裂缝与油层的接触面积较大，日产量峰值较大，且日产量达到峰值所需的时间相对较短。裂缝半长为160 m、200 m 和240 m 时，达到日产量峰值的时间分别为838 d、823 d 和804 d，并且日产量达到峰值后均迅速减小。此外，裂缝半长越大，累计产量越高（图6）。

4 结论

（1）注入压力为25 MPa时，CO2注入量为10×104m3时的日产量峰值较注入量为1×104m3时显著增大；注入量为100×104m3与10×104m3的日产量较为一致，因此，水平井CO2缝间驱替的CO2注入量应接近但不超过10×104m3。

（2）注入压力越大，水平井CO2缝间驱替的日产量峰值越大，且达到峰值所需的时间越短。

（3）储集层温度为80 ℃时的日产量峰值较其他温度高；储集层温度越高，日产量达到峰值所需的时间越短。

（4）裂缝间距和裂缝半长越大，日产量峰值越大，最终累计产量越高。