2017, Vol. 39
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2. 中国石油天然气勘探开发研究院廊坊分院, 河北 廊坊 065007;
3. 中国石油中原石油工程有限公司塔里木分公司, 新疆 库尔勒 841000;
4. 中国石油吉林油田公司, 吉林 松原 138000;
5. 中国石油冀东油田分公司, 河北 唐山 063200
2. Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Langfang, Hebei 065007, China;
3. Tarim branch of Zhongyuan Oilfield Company, PetroChina, Korla, Xinjiang 841000, China;
4. Jilin Oilfield Company, PetroChina, Songyuan, Jilin 138000, China;
5. Jidong Oilfield Company, PetroChina, Tangshan, Hebei 063200, China
中国致密油资源储量丰富，勘探前景广阔[1-3]。现场实践表明，致密油藏注水困难，多采用弹性开采方式进行开发。为了提高产能，目前中国大部分致密油区块都采用“水平井+多级”压裂的工艺技术进行开发，由于生产过程中没有外部能量补充，仅依靠天然能量，产能递减迅速，致密油藏能量补充成为该类油藏开发的难点。
CO2与原油之间良好的互溶性以及CO2的弹性能，决定了CO2吞吐是一种有效的能量补充方式[4-7]；同时，吐液过程与弹性开采方式相同，没有改变致密油藏的开发方式，从另一个角度说明了CO2吞吐的可行性，因此开展致密油藏分段压裂水平井CO2吞吐模拟实验研究具有重要意义。
目前，在中国石油辽河油田和冀东油田等地区，针对稠油和低渗透进行了现场应用，并取得了一定的成果。但是针对致密油，CO2吞吐试验遇到了很大的困难。而室内实验针对致密油的研究，由于条件有限，均没有开展。CO2吞吐机理研究较少，有的开发效果评价实验中主要采用井下岩芯样品，模型尺度较小，无法对平面条件下的渗流过程进行研究，更无法对裂缝的影响进行研究[8]；部分研究采用填砂模型，对致密油藏的可借鉴性较差[9]。本文采用露头二维平面物理模型进行模拟实验研究，建立了相关实验流程和方法，完成了3个连续的CO2注采过程实验。通过对实验数据进行分析，获取CO2吞吐对地层能力补充特征和提高采收率的效果，揭示了CO2吞吐过程中注入压力的关键作用，可为该类油藏现场实施提供技术支持。
1 实验方法 1.1 实验模型制作模型制作包含露头岩样选取、模型设计、露头预处理、模型封装4个过程。在模型的选取、设计时考虑了模型的相似性问题[10]。
模型微观相似性方面，本实验是基于陕北某油藏实际参数设计的，该油藏渗透率0.1~0.5 mD，为致密砂岩油藏，为了确保实验模型微观结构相似性，实验模型选自鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6储层野外露头，岩样渗透率均值为0.5 mD，孔隙度为14.5%。模型选择了均值性较好的露头，以降低实验结果分析的复杂性。与填砂模型相比，天然露头在孔隙结构上与实际致密储层达到最大程度的相似，确保实验具有代表性。
几何相似性方面，如图 1所示，实验选择了水平井两条裂缝间作为模拟单元进行实验。平面模型实验的几何相似，就是确保模型几何形状与模拟空间的几何形状相似；模型设计中，$\frac{{x'}}{{x''}} = \frac{{y'}}{{y''}} = 500\left ({x'、y'-实际尺寸, x''、y''-模型尺寸} \right)$。同时，裂缝位置和水平井位置与实际模拟单元一致，确保实验结果的相似性。
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| 图1 分段压裂水平井单元选取及压力测点位分布示意图 Fig. 1 The distribution of the horizontal well unit and pressure measuring point |
实验模型几何尺寸为40.0 cm×40.0 cm×2.7 cm。根据相似准则，模型水平井长度设计为40.0 cm，裂缝间距20.0 cm，裂缝半长20.0 cm，模拟实际水平井段长度200.0 m，裂缝半长100.0 m，裂缝间距100.0 m的油藏空间。
模型设计了32个压力测点，为了精确反映不同位置的压力变化趋势，在裂缝分布集中的位置，测点设置较密集，远离裂缝的位置，测点设计较少（见图 1b）。压力测点在实验过程中可以作为饱和原油的注采口。
模拟过程中，没有考虑水平井井筒、裂缝宽度和裂缝渗透率相似性。水平井井筒和裂缝设计为无限导流能力。
按照以上原则，制作了水平井及裂缝模型。水平井及裂缝制作过程如下：通过切割机将模型水平井位置切割一条浅槽，填入支撑物后，顶部密封，模拟水平井段。采用线切割设备，在裂缝位置切割0.5 mm缝，用支撑物填充，模拟人工裂缝。裂缝和水平井的渗流能力可以视为无限导流。处理好的模型在烘干和粘接各种接口后，利用环氧树脂和模具封装。
1.2 流体选取长6储层地层水矿化度为30 000~60 000 mg/L。为了确保露头模型在实验中不会发生水敏等伤害行为，选用60 000 mg/L标准盐水作为实验用地层水。
该实验针对陕北某致密油藏设计，吞吐注入流体为CO2，由于CO2与原油会发生萃取、溶解等过程，原油组分对实验结果具有重要的影响，因此，实验选取目标储层原油和复配天然气，按照油藏条件配制的含气油作为实验用油，以确保实验结果的代表性。配制原油的性质见表 1。
| 表1 复配原油性质表 Table 1 Compound crude oil property |
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本次实验采用分段压裂水平井CO2吞吐物理模拟系统[10]（图 2）。该系统由高压封装平面模型、高压夹持器（高压仓）、环压系统、高压仓压力保护系统、注入系统、控制采集系统和出口测量系统组成。利用该系统可以进行抽真空、饱和水、饱和油和采出过程，能有效计量注入量和采出油气量。
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| 图2 大型露头岩样高压物理模拟实验系统 Fig. 2 Large outcrop samples of high voltage physical simulation system |
实验具体过程如下：（1）将模型抽真空饱和标准盐水。（2）在出口压力高于12 MPa条件下，利用原油驱替模型中的标准盐水，建立原始含油饱和度。实验中，饱和原油170 mL，原始含油饱和度40%。（3）将出口压力降到6 MPa，进行弹性开采过程。（4）将CO2注入模型，焖井，然后打开出口，完成第一轮吞吐过程。（5）重复过程（4）。（6）实验设计注入压力为18~22 MPa。CO2单次注入时间为1 h，焖井1 h，开采时间大于15 h，来模拟实际注入时间22 d，焖井时间22 d，采出时间250~360 d的开发过程。（7）为了研究注入压力对CO2吞吐的影响，在第二轮吞吐过程中注入压力为18 MPa，然后加压到22 MPa，以区别其他两组实验（22 MPa注入）。（8）实验参数见表 2。
| 表2 实验设计参数 Table 2 Experimental design parameters |
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以第一周期为例，图 3分别给出了第一吞吐周期中注入和采出时储层压力分布。从图 3可以发现，注入时，CO2首先进入裂缝，然后沿裂缝进入裂缝周围区域，待裂缝周围区域压力升高以后，逐步向压力未波及区域扩展，直到模型压力达到较均匀程度[11-12]。压力均匀升高到接近注入压力时需10 min左右。裂缝在CO2注入过程中发挥了重要的作用。
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| 图3 实验第1周期吞吐注入CO2过程中压力分布 Fig. 3 The pressure distribution during the injection of CO2 in experiment |
图 4是依据观察到的不同开采轮次实验结果，绘制的累计采出程度与实验时间的关系曲线。从图中可以看出，实验中设计了一次弹性驱开采和三次二氧化碳吞吐，并且弹性驱和三次吞吐的最终采出程度分别达到了8.80%、5.02%、4.51%和2.94%。说明吞吐第一周期，CO2换油率最高，而吞吐第三周期换油率最低，同时，采出程度过低，没有进行第四轮次吞吐的必要性。同时，随着生产周期数的不断增加，不同阶段采收率增加幅度减少，弹性产能衰竭后，进行CO2吞吐产能仍然可以恢复，并不断采出原油，说明CO2吞吐是一种有效的开发方式。
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| 图4 累计采出程度曲线 Fig. 4 Cumulative production curve |
图 5是根据弹性驱与第一和第三轮次曲线对比图，由图可以看出，在恒压注入时，吞吐曲线与弹性驱曲线趋势十分相似，因此，CO2吞吐也可以是一种弹性驱开采。结合图 4分析图 5可以发现，弹性驱的采出程度最高，三次吞吐的最终采出程度相比逐渐呈现下降趋势。三次吞吐实验的采出程度可达12.5%，吞吐效果非常明显。
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| 图5 弹性驱与吞吐轮次曲线对比图 Fig. 5 Contrast of production curve of elastic flood and different cycle of huff and puff |
在实验中，第一轮吞吐与第三轮吞吐采用了相同的注入方式（定压22 MPa注入），而第二轮吞吐采用先18 MPa注入，然后22 MPa焖井。从图 6可看出，第二轮吞吐采收率曲线与其他两条有明显不同。
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| 图6 不同开采轮次的采出程度对比曲线 Fig. 6 Contrast of production curve of different cycle of huff and puff |
分析认为，第一轮与第三轮注入时，压力高于混相压力，CO2驱油过程中，形成油墙，原油活塞式运移，CO2主要溶解于油墙中。当井底压力降低时，CO2从油墙中析出，CO2的弹性能将原油带出。该过程CO2为边析出，边驱油的过程，为标准的溶解气驱过程，所以曲线变化平缓且持续[13-18]。
第二轮吞吐，注入压力低于混相压力，CO2驱油过程中容易形成指进，以游离态进入到基质中，进行焖井时，压力升高，部分CO2与原油混相，溶解，这些原油将游离的CO2圈闭到模型基质内部。降压开采过程中，游离气体直接形成气驱，在初期形成较高的产能，所以该轮吞吐前期曲线较陡[19-26]。当游离气体突破后，气驱能量急剧下降，后期产能增加不大，采收率曲线变的平稳。反映出注入压力非常重要。小于混相压力注入，高于混相压力焖井，可以取得良好的开发效果。
4 结论（1） 建立的多段压裂水平井CO2吞吐实验方法，首次利用致密露头模型，探索了CO2吞吐补充地层能量规律，研究成果对于致密油藏有效开发具有一定指导意义。
（2） CO2注入和采出过程中，裂缝起到了重要的作用。注入CO2过程，能够有效地补充地层能量，吐液过程是一种弹性驱开采，CO2吞吐可以有效提高致密油藏采收率。分段水平井结合压裂CO2吞吐是一种有效的致密油开发方式。
（3） 注入压力是CO2吞吐效果重要的影响因素；在现场实施过程中，较小的压力注入，有利于CO2指进，进入到储层深部。高压焖井过程中，有利于发挥CO2与原油的溶解作用，提高开发效果。
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