超低渗透率致密油藏烃气驱参数优化

刘昕，李宁，李震，段朝伟，汤勇，秦昊

（1.中国石油集团测井有限公司地质研究院，陕西 西安 710077；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3.中国石油天然气集团有限公司测井重点实验室，陕西 西安 710077）

0 引 言

致密油气已逐渐成为非常规油气资源开发的热点，逐步替代常规油气能源，支撑油气开发[1-6]。通过国内外文献调研发现，水平井注气驱是目前开发低渗透率油藏最有效的技术[7-13]，研究注气过程中主控因素及增油机理，对于现场生产具有指导意义。目前针对常规油藏注气机理研究相对较多[14-19]，但是在超低渗透率致密油藏中注烃气提高采收率技术尚处于探索阶段，注气可行性方案研究较少，注入烃气对原油性质的影响、对原油动用能力以及注烃气驱后提高采收率机理研究相对匮乏[20-25]。因此，有必要对注烃气提高超低渗透率致密油藏采收率进行研究。本文以典型的超低渗透率致密油藏X区块长7储层为例，运用CMG数值模拟软件建立超低渗透率致密油藏水平井体积压裂1注2采机理模型，对目标油藏进行烃气驱注采参数优化研究，分析各项参数对增产效果影响，并优选出最佳注气方案，为超低渗透率致密油藏注烃气高效开发提供参考。

1 数值模型建立

X区块长7储层为典型的超低渗透率致密油藏。开发初期单井产量高，但随着地层压力的降低，单井产能递减速度加快，注水开采存在“注不进采不出”的现象，亟需探索新方式提高致密油藏采收率。

1.1 测井资料分析

结合X区块测井解释综合成果图可见（见图1），油层段平均自然伽马为低值，泥质含量平均为15.39%；岩性密度平均值为2.56 g/cm3，计算孔隙度、渗透率、饱和度参数相对较高，孔隙度平均为10.64%、渗透率平均为0.21×10–3μm2、含油饱和度平均大于56.23%，气测值较高。差油层自然伽马显示泥质含量增高至20.86%，自然伽马成像图也显示泥质含量明显增高，或自然伽马为低值但岩性密度值偏高，一般介于2.52 ～2.62 g/cm3。储层较致密，计算的孔隙度、渗透率、饱和度参数较低，孔隙度平均为9.32%、渗透率约0.16×10–3μm2、含油饱 和度约38.11%～63.11%，气测值较低。干层泥质含量高，储层非常致密，一般岩性密度大于2.65 g/cm3，计算孔隙度、渗透率、饱和度参数低值，孔隙度平均为6.12%、渗透率平均为0.06×10–3μm2。

图1 X区块目标井2 131.0 ～2 187.0 m测井解释综合图

1.2 基于测井资料建立机理模型

根据测井资料分析，目标区块孔隙度为6.12%～10.64%，渗透率为0.06×10–3～0.21×10–3μm2，属于超低渗透率致密油藏。根据成像测井资料分析，目标区块无裂缝发育。为满足生产需求，现场实施水平井 +体积压裂技术。基于X区块孔隙度、渗透率完井解释结果、相对渗透率（相渗）、油水性质和布井方式等资料，运用CMG数值模拟软件的Builder模块建立超低渗透率致密油藏水平井体积压裂1注2采机理模型，机理模型设置2套渗透率数值，压裂缝渗透率取值400.00×10–3μm2，其余区域渗透率取值0.18×10–3μm2，孔隙度取值10.39%，开展注烃气驱研究。

1.3 基础数值模型网格划分

目标区块储层厚度为7 m，压裂缝半长为100 m，压裂缝渗透率为40 mD** 非法定计量单位，1 mD = 9.87×10–4 μm2，下同，水平井长度1 000 m，井间距320 m，模型所用基础参数与目标区块现场数据一致。利用软件的体积压裂模块对模型中水平井进行体积压裂，同时对水平井附近区域网格进行局部加密，从而提高模拟计算精度。模型的长、宽、高分别为1 640、1 400 m和7 m，面积为2.296 km2；数值模型网格三个方向划分为IJK= 41 357，总网格数为127 819个，3个方向上的网格精度分别为40、40、1 m，加密网格精度分别为8、8、1 m，且K方向（垂直方向）渗透率相同。模型平面网格划分以及三维网格划分见图2。

图2 模型网格划分

1.4 模型基础生产参数设置

油藏原始地层压力为16 MPa，原始地层温度为65 ℃，饱和压力为11 MPa，注烃气驱最小混相压力为19.91 MPa。模型孔隙体积为1.669 730×106m3，烃类孔隙体积为0.667 890×106m3，原始地质储量为0.498 848×106m3，模拟过程中采用水平井连续注烃气，同时采用体积压裂后水平井方式生产。模型所用流体相渗曲线取自室内长岩心测试实验得出的相渗数据（见图3）。通过相渗曲线分析可知，目标区块储层岩石相渗曲线的两相共渗区较窄，驱油效率较差。

图3 相渗曲线

2 注采参数影响规律研究

2.1 影响规律研究方案设计

注采工艺参数对烃气驱效果的影响很大，且对于油田来说，注采参数也是可控的参数。注采参数主要包括注入时机、注入气量、注气速度以及日产油量，通过数值模拟确定参数取值范围，同时分析各参数对增油效果的影响规律，明确致密油藏注气驱提高采收率机理。以衰竭生产为对照组，通过增油量和换油率参数对开采效果进行评价。增油量指同等开发时间内注烃气驱的产油量与衰减开采产油量之差；换油率指注烃气驱替生产过程中，增油量与注入烃气体积的比值，换油率越高经济效益越好。通过增油量、换油率评价使优化后的开发方案更加准确合理。

2.2 注入时机的影响

以超低渗透率致密油藏衰竭生产日产油量为基准设置注气时机[26]，设立5组对比方案：衰竭生产至日产油7、6、5、4、3 m3开始注气驱油，注气速度为50 t/d，注气生产4年，总注入气量为孔隙体积的0.13倍，单井日产油量25 t。注气时机预测结果见表1。

表1 注气时机预测结果

结合不同注气时机增油量和换油率关系可以看出：随着注气时机的延后，增油量和换油率均逐渐降低，注气时机越早，越有利于提高采收率。分析其原因是该区块注烃气生产过程属于非混相驱，越早注入烃气越有利于补充生产过程中地层亏空的能量，促进油藏高效生产。为更有效提高油藏产量，建议适当提前注气时机。

2.3 注入气量的影响

改变水平井烃气注入量，设置7组对比方案（注入气量为孔隙体积的0.13、0.26、0.35、0.44、0.50、0.54、0.57倍），每组方案衰竭至日产油7 m3开始注气，控制其他条件不变，注气生产4年，对比不同注气量的驱油效果，模拟结果见表2。结合不同注入气量与增油量、换油率关系可以看出：随着注入气量的增多，增油量始终保持增长状态，增加幅度逐渐减小，换油率呈现先增大后减小的趋势；当注入气量由孔隙体积的0.13倍增加到0.54倍时，增油量增加了4.01×104t，换油率增加了0.085 t/t；当注入气量为孔隙体积的0.54倍时，换油率达到最大值0.179 t/t。注入气量对注气驱方案设计影响较大，在现场生产过程中建议将注入气量控制在0.54倍进行。

表2 不同注入气量模拟结果

如图4 ～图6所示，颜色变化明显区域为高渗透率裂缝通道，其余区域则为低渗透率通道。烃气注入量越多，驱替前缘越远，烃气波及范围越大，含油饱和度下降越多，与此同时原油密度、黏度下降越多。随着大量烃气的注入，气体首先沿着高渗透率裂缝通道运移，裂缝通道中原油密度和黏度降低效果明显，在低渗透率通道运移缓慢，密度降低效果次之，且波及范围随着注入量的增加显著增大。原油密度和黏度的降低促使其流动性提高，油水流度比得到显著改善，进而提高了原油采收率。

图4 含油饱和度变化

图5 密度随注气量的变化

图6 黏度随注气量的变化

2.4 注入速度的影响

改变水平井注烃气驱注气速度，设置6组对比方案（注气速度分别为75、110、145、175、190、200 t/d），烃气注入量为孔隙体积的0.54倍，每组方案衰竭至7 m3/d开始注气，控制其他条件不变，对比不同注气速度的驱油效果，模拟结果见表3。

表3 不同注气速度模拟结果

结合不同注气速度与增油量、换油率关系可以看出：增油量和换油率随着注气速度的增大呈现先增大后趋于水平的趋势；当注气速度从75 t/d增加到175 t/d时，增油量增加了1.29×104t，换油率增加了0.050 t/t，增油效果较好，注气速度为175 t/d时换油率为0.179 t/t。过低的注气速度不能有效补充地层能量，过高的注气速度会导致注入压力高、注入困难等问题。

图7为不同注气速度下井底压力对比，由图7可见，注气速度越大，油藏瞬时增压效果越明显，主要因为高速注入的烃气无法在地层快速扩散，导致井底憋压严重。注气速度在200 t/d时，由于井底憋压较高，近井地带与注入气溶解的原油将会被迅速推向远端，无法实现混相，不利于提高采收率。另外，较高的注入压力会对地面集输设施造成负担，现场作业过程中建议将注气速度控制在175 t/d进行。

图7 不同注气速度下井底压力对比

2.5 日产油量的影响

改变水平井注烃气驱日产油量，设置5组对比方案（单井产油量15、20、25、30、35 t/d），烃气注入量为孔隙体积的0.54倍，注入速度为175 t/d，每组方案衰竭至产油7 m3/d开始注气，其他条件不变，对比不同日产油量的驱油效果，模拟结果见表4。结合不同日产油量和增油量、不同日产油量和换油率对比曲线规律（见图8）可以看出：过低的日产油量限制了油藏生产，过高的日产油量使得地层能量衰减速度更快，导致驱油效率降低。单井产油量由15 t/d增加到30 t/d时，增油量和换油率呈现先增大后减小的趋势，产油量为20 t/d时换油率达到最大值0.179 t/t。产油量由15 t/d增加至20 t/d时，换油率和增油量变化幅度相对较大。综合以上结果，日产油量对方案影响较小，在现场生产过程中，建议将单井产油量控制在20 t/d进行。

表4 不同日产油量模拟结果

图8 不同日产油量对比

2.6 最优方案指标预测

通过对注采参数影响规律进行研究，得出最优方案指标预测结果：衰竭生产至7 m3/d后，以175 t/d的速度注烃气驱，注入气量为孔隙体积的0.54倍，同时单井产油量设置为20 t/d，累计增油量为4.60×104t，换油率为0.179 t/t，最终采收率为29%，与衰竭生产相比产量提高了11%，推荐注气方案与衰竭生产方案累计产油对比见图9。

图9 累产油对比

3 结 论

（1）注气时机越早，增油效果越好。增大烃气注入量能充分释放地层能量，改变原油性质，从而提高原油采收率，但换油率呈现出先增大后减小的趋势；在现场生产过程中建议将注气量控制为孔隙体积的0.54倍，此时经济效益最佳。

（2）增油量和换油率随着注气速度的增大呈现先增大后趋于水平的趋势。过低的注气速度不能有效的补充地层能量，不易形成稳定的驱油界面，但过高的注气速度会导致注入压力高、注入困难等问题。过低的日产油量不利于油藏经济开发，过高的日产油量导致驱油效率降低。综合考虑，在现场生产过程中，建议将单井产油量控制在20 t/d进行。

（3）优化得到最优开发方案的最终采收率为29%，与衰竭生产相比采收率提高了11%。从数值模拟的角度，分析了超低渗透率致密油藏条件下烃气驱的注采参数影响规律，提出目标油藏合理开发方案参数设置，为超低渗透率致密油藏条件下的烃气驱提供理论支撑。