孟祥勇

（中國(guó)石油遼河油田分公司 金馬油田開(kāi)發(fā)公司， 遼寧 盤(pán)錦 124010）

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CO2混相驅(qū)影響因素分析及主控因素篩選

孟祥勇

（中國(guó)石油遼河油田分公司 金馬油田開(kāi)發(fā)公司， 遼寧 盤(pán)錦 124010）

摘 要：CO2混相驅(qū)是一種可以將導(dǎo)致全球氣候變暖的CO2氣體用于大幅度提高原油采收率的環(huán)保采油方式?；诙嗫捉橘|(zhì)中CO2混相驅(qū)滲流規(guī)律的影響因素很多，針對(duì)我國(guó)油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重、混相困難等特點(diǎn)，分析影響我國(guó)CO2混相驅(qū)的因素，通過(guò)數(shù)值模擬對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)、注入速度、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、地層壓力和初始含油飽和度五個(gè)影響因素進(jìn)行分析，篩選出影響CO2混相驅(qū)混相效果的主控因素，在認(rèn)識(shí)影響CO2混相效果主控因素的基礎(chǔ)上，為油田調(diào)整開(kāi)發(fā)方案提供參考。

關(guān) 鍵 詞：CO2混相驅(qū)；影響因素；主控因素

隨著開(kāi)發(fā)程度的進(jìn)行，優(yōu)質(zhì)油氣田的儲(chǔ)量和產(chǎn)量逐年減少，但隨著勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)的不斷提高，低滲透油田儲(chǔ)量所占比例越來(lái)越大。合理開(kāi)發(fā)低滲透油田，已成為當(dāng)前以及今后緩解我國(guó)石油后備儲(chǔ)量的重中之重。

通過(guò)大量的室內(nèi)試驗(yàn)與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，低滲透油田開(kāi)發(fā)時(shí)注CO2驅(qū)油可有效動(dòng)用特低滲透等難采儲(chǔ)量，大幅度提高原油采收率。同時(shí)二氧化碳是導(dǎo)致全球氣候變暖的主要原因，將工業(yè)生產(chǎn)過(guò)程中捕集的CO2用于CO2驅(qū)，即可以提高采收率還可以減少環(huán)境污染。而與國(guó)外油藏原油容易混相不同，我國(guó)陸相儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重，CO2與地下原油體系相態(tài)復(fù)雜，需要結(jié)合我國(guó)油藏實(shí)際特點(diǎn)創(chuàng)新與發(fā)展。其中，影響低滲透油藏CO2混相驅(qū)油效果的因素描述研究也就變得非常重要?；诟鞣N影響因素，篩選CO2混相驅(qū)滲流規(guī)律主控因素將對(duì)我國(guó)低滲油藏開(kāi)發(fā)具有重要意義［1-4］。

1 CO2混相驅(qū)影響因素發(fā)展現(xiàn)狀

CO2驅(qū)替效率受油藏壓力、溫度、原油組分、CO2純度、油藏孔隙形態(tài)、儲(chǔ)層非均質(zhì)性等諸多因素影響。2001年Baljit等研究了CO2混相驅(qū)微觀驅(qū)替效率的影響因素，發(fā)現(xiàn)段塞大小、孔隙分布、孔隙結(jié)構(gòu)都對(duì)混相驅(qū)替效率有重要影響；2005年S.A.Shedidh和A.Y.Zekri［5］用一個(gè)碳酸鹽巖油藏的實(shí)際長(zhǎng)巖心和油藏流體樣品進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)，分析了注入PV數(shù)對(duì)混相驅(qū)效果的影響；同年計(jì)有權(quán)［6］在對(duì)草舍油田長(zhǎng)巖心進(jìn)行了物理模擬試驗(yàn)研究，研究了CO2注入速度對(duì)CO2指進(jìn)及采收率的影響。2007年Shedid A. Shedid［7］等用實(shí)際巖心和油藏流體樣品進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，分析了初始含油飽和度、地層原油組分等對(duì)混相驅(qū)效果的影響；同年，T.Behrouz［8］等也研究了CO2注入速度對(duì)混相驅(qū)的影響。2009年Shawket Ghedan［9］指出CO2驅(qū)局部的驅(qū)替效率取決于不同相之間組分轉(zhuǎn)換的激烈程度，與巖石的孔隙結(jié)構(gòu)有一定的關(guān)系。但由于多種關(guān)系影響的復(fù)雜性很難對(duì)各種因素的影響作出定量的評(píng)價(jià)，所以不能斷定哪種是主控因素［10-14］。

2 CO2混相驅(qū)影響因素分析

在前面調(diào)研的基礎(chǔ)上，從多個(gè)影響因素中選取部分較為重要的影響因素，結(jié)合吉林油田的實(shí)際數(shù)據(jù)，通過(guò)數(shù)值模擬進(jìn)行分析，對(duì)比不同因素對(duì)原油采出程度的影響，定量表征每個(gè)影響因素對(duì)混相程度的影響，篩選出主控因素。

2.1 數(shù)值模擬模型的建立

結(jié)合吉林油田地質(zhì)特征建立模型，地層及流體基本參數(shù)如表1所示。井網(wǎng)采用五點(diǎn)井網(wǎng)，井排距為500 m×150 m。

表1 吉林H井區(qū)地層及流體基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of formation and fluid in H well area of Jilin

2.2 混相驅(qū)影響因素研究

2.2.1 巖石孔隙度

在儲(chǔ)層其他物性以及生產(chǎn)制度不變的基礎(chǔ)上，僅改變孔隙度來(lái)分析孔隙度對(duì)混相驅(qū)的影響，得到不同孔隙度下達(dá)到混相壓力的油層體積隨時(shí)間變化如圖1所示，采收率變化如圖2所示。

圖1 達(dá)到混相壓力的油層體積隨時(shí)間的變化Fig.1 Change of reservoir volume achieving mixed phase pressure with time

圖2 采收率隨巖石孔隙度的變化Fig.2 Recovery change with rock porosity

由模擬結(jié)果可知，隨著孔隙體積的減小，雖然地層達(dá)到混相壓力的時(shí)間變短，但由于較小的孔隙度可以使不同相之間組分轉(zhuǎn)換的更為激烈，混相效果變好，從而提高了驅(qū)油效率。

2.2.2 CO2注入速度

在儲(chǔ)層物性以及其他生產(chǎn)制度不變的基礎(chǔ)上，僅改變CO2注入速度來(lái)分析注入速度對(duì)混相的影響，保證每組注入地層CO2量相同，得到不同注入速度下達(dá)到混相壓力的油層體積隨時(shí)間變化如圖3所示，圖4、圖5分別為注氣速度為0.7倍和1.4倍情況下最終含油飽和度分布。

由圖4、5、6、7可知，在一定范圍內(nèi)CO2注入速度越大，油藏壓力增加，原油最大混相體積越大，使得更易混相和降低原油粘度，混相效果越好，原油采出程度越高，超過(guò)一定速度后，在注入濃度沒(méi)有明顯增加的條件下，混合物混相時(shí)間變短，原油與CO2不能夠充分接觸，混相效果變差，導(dǎo)致采收率低，采收率開(kāi)始下降。注入氣量相同時(shí)，注入氣速度越高，汽油比越小，即混相效果越好；反之，注入速度越小，汽油比越大，混相效果越差。

圖3 采收率隨巖石孔隙度的變化CO2不同注入速度時(shí)達(dá)到混相壓力的油層體積Fig.3 Reservoir volume achieving mixed phase pressure at the different injection rates

圖4 0.7倍注入速度最終含油飽和度Fig.4 Final oil saturation at 0.7 times the injection rate

圖5 1.4倍注入速度最終含油飽和度Fig.5 Final oil saturation at 0.7 times the injection rate

圖6 不同注入速度下采收率Fig.6 Recovery rate at different injection rates

圖7 不同注入速度下氣油比Fig.7 Gas oil ratio at different injection rates

2.2.3 非均質(zhì)性

將模型分為等厚三層，設(shè)平均滲透率為0.4× 10-3μm2。滲透率級(jí)差分為10、8、5、3、1五種，且分別按正韻律、反韻律、正反韻律、反正韻律四種情況進(jìn)行模擬。不同滲透率級(jí)差下的采出程度如圖8所示，圖9、圖10分別為級(jí)差為3時(shí)，正韻律和反韻律最終含油飽和度分布。

圖8 不同滲透率級(jí)差下原油采收率Fig.8 Recovery rate at different permeability difference

圖9 正韻律級(jí)差3第一層最終含油飽和度Fig.9 Final oil saturation in the first layer at permeability difference 3 and positive rhythm

圖10 反韻律級(jí)差3第一層最終含油飽和度Fig.10 Final oil saturation in the first layer at permeability difference 3 and reverse rhythm

由圖8、9、10可知不同級(jí)差下滲透率為正韻律時(shí)采收率總是最高的。主要因?yàn)榈讓訚B透率大，氣體聚集較多，使得底層有較好混相效果，上部油層雖然滲透率差氣體分布不均，但由于密度差CO2氣體會(huì)上竄到上部油層，使得混相效果也較好；當(dāng)?shù)貙訚B透率呈反正韻律分布時(shí)，下層氣體不易向上層滲流，上下層混相效果好，采收率較高，中間油層混相效果不好，所以總體上略低于正韻律；當(dāng)呈正反韻律時(shí)，下層氣體向上運(yùn)移，導(dǎo)致下層驅(qū)油效果較差，總體上驅(qū)油效率較低；當(dāng)呈反韻律時(shí)，只有上部油層驅(qū)油效果好，總體采收率最低。隨著滲透率級(jí)差的增大即非均質(zhì)性越差，采出程度越低。

2.2.4 地層壓力

控制其它地層物性以及生產(chǎn)制度不變，改變地層壓力，得到不同壓力下達(dá)到混相壓力的油層體積隨時(shí)間變化如圖11所示，采收率變化如圖12所示。

由圖可知隨著地層壓力的升高，混相開(kāi)始越來(lái)越早，原油混相時(shí)間增加，混相效果變好，采收率提高。隨著地層壓力的增加，采收率增加速度減慢，這是由于達(dá)到混相壓力以后壓力的增加對(duì)提高采收率效果減弱。

圖11 不同地層壓力下達(dá)到混相壓力的油層體積Fig.11 Reservoir volume achieving mixed phase pressure at different reservoir pressure

圖12 不同地層壓力下采收率Fig.12 Recovery rate at different reservoir pressure

2.2.5 初始含油飽和度

控制其它地層物性以及生產(chǎn)制度一致，改變地層初始含油飽和度，得到不同初始含油飽和度下達(dá)到混相壓力的油層體積隨時(shí)間變化如圖13所示，采收率如圖14所示。

由圖13、14可知不同原始含油飽和度下，達(dá)到混相壓力的最大地層體積是相同的。

圖13 不同地層壓力下采收率Fig.13 Recovery rate at at different oil saturation

圖14 不同含油飽和度下原油采收率Fig.14 Recovery rate at at different oil saturation

當(dāng)初始含油飽和度小于61%時(shí)，地層達(dá)到混相壓力的時(shí)間明顯變長(zhǎng)，但是采收率卻較低。這是由于此時(shí)初始含水飽和度較高導(dǎo)致油相相對(duì)滲透率較低，地層壓力下降較慢，所以混相壓力維持時(shí)間較長(zhǎng)。雖然地層壓力達(dá)到了混相壓力，但是含水較多，油氣混相效果較差。當(dāng)初始含油飽和度大于61%時(shí)，隨著混相時(shí)間緩慢增加，采收率提高幅度變緩。

3 主控因素的篩選

數(shù)值模擬過(guò)程中，設(shè)定各影響因素參數(shù)變化范圍均在其極限范圍之內(nèi)。通過(guò)分析每個(gè)影響因素極限變化而導(dǎo)致的無(wú)因次采出程度的變化，判斷影響CO2混相程度的主控因素。

表2 主控因素的篩選Table 2 Selection of main controlling factors

由表2可知，影響吉林油田CO2混相效果最明顯的是油藏初始含油飽和度，其次是巖石孔隙結(jié)構(gòu)和地層非均質(zhì)性，地層壓力和CO2注入速度影響甚微。根據(jù)無(wú)因次采收率分析出吉林油田影響CO2混相程度的主控因素為初始含油飽和度、巖石孔隙結(jié)構(gòu)和儲(chǔ)層非均質(zhì)性。

4 結(jié) 論

（1）影響CO2混相驅(qū)混相效果的因素很多，針對(duì)影響程度較為明顯的幾個(gè)因素，即從孔隙結(jié)構(gòu)、注入速度、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、地層壓力和初始含油飽和度五個(gè)方面分析對(duì)混相效果的影響

（2）由模擬結(jié)果可知，隨著孔隙體積的減小，混相效果逐漸變好；混相效果隨著注入速度呈先增大后減小的趨勢(shì)；不同滲透率級(jí)差下正韻律總是擁有最好的混相效果，其次分別是反正韻律、正反韻律和反韻律；隨著地層壓力的升高，混相開(kāi)始越來(lái)越早，混相效果變好，采收率提高，但提高幅度逐漸降低；隨著初始飽和度的提高，混相程度提高，同時(shí)存在一個(gè)提高幅度的轉(zhuǎn)折點(diǎn)。

（3）通過(guò)數(shù)值模擬發(fā)現(xiàn)，吉林油田CO2混相驅(qū)滲流規(guī)律影響最大的是油藏初始含油飽和度，其次是巖石孔隙結(jié)構(gòu)和地層非均質(zhì)性，地層壓力和CO2注入速度影響甚微。最終得出影響混相程度的主控因素為初始含油飽和度、巖石孔隙結(jié)構(gòu)和地層非均質(zhì)性。

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Analysis on Factors of Affecting CO2Miscible Flooding and Selection of Main Controlling Factors

MENG Xiang-yong
（Liaohe Jinma Oilfield Development Company， Liaoning Panjin 124010，China）

Abstract:The CO2miscible flooding is the technique to increase oil recovery obviously with CO2. Factors of affecting CO2miscible drive rules in the porous medium are various. In this paper， based on the reservoir characteristics such as serious heterogeneity， mixing difficulty and so on， the factors influencing the CO2miscible flooding were analyzed. The five factors including pore geometry， injection rate， reservoir heterogeneity， reservoir pressure and initial oil saturation were analyzed through numerical simulation， and then the main controlling factors were selected. On the basis of acquiring the main controlling factors of the CO2miscible flooding， the oilfield development plan was put forward， so as to achieve the effect of environmental protection and high yield.

Key words:CO2miscible flooding； Influence factor； Main controlling factor

中圖分類號(hào)：TE 357

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1671-0460（2016）02-0378-05

收稿日期：2015-12-30

作者簡(jiǎn)介：孟祥勇（1968-），男，遼寧盤(pán)錦人，工程師，2005年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，研究方向：石油工程。E-mail：mengxy-jmgs@petrochina.com.cn。