何吉波，湯 勇，楊付林，蘇正遠

(1.西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.中國石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院，江蘇 揚州 225009)

層內(nèi)自生CO2吞吐機理數(shù)值模擬研究

何吉波1，湯 勇1，楊付林2，蘇正遠1

(1.西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.中國石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院，江蘇 揚州 225009)

層內(nèi)自生CO2技術是一種新的增油方式。在所建立的真實油藏單井徑向模型的基礎上，通過數(shù)值模擬研究，得出層內(nèi)自生CO2吞吐可以降低原油粘度、膨脹原油體積、抽提原油中的輕質組分；生氣劑注入速度過快會形成生氣劑溶液對原油的驅替，不利于吞吐的進行，而燜井時間越長，吞吐的效果越好。因此，在自生CO2吞吐過程中應適當降低生氣劑注入速度和延長燜井時間。

層內(nèi)自生CO2油藏 吞吐 數(shù)值模擬

CO2驅被認為是提高原油采收率最有效的方法之一，CO2吞吐法提高采收率技術已經(jīng)在美國和加拿大等地得到了廣泛應用[1]。層內(nèi)自生CO2技術就是向地層注入反應溶液，使其在油藏條件下反應而釋放出CO2氣體，該技術不僅克服了常規(guī)注CO2驅過程中，有關CO2氣源、CO2氣體的運輸、注CO2過程中對設備的腐蝕等諸多不利因素，而且保留常規(guī)CO2驅有利因素。目前，該技術已經(jīng)在江蘇油田進行了現(xiàn)場試驗，并取的了一定的效果[2～3]。

CO2吞吐一種提高單井采收率的有效方法[4～5]，層內(nèi)自生CO2吞吐結合自生CO2和CO2吞吐兩大技術的優(yōu)點，是一種新型的提高采收率方法[6]。本文通過數(shù)值模擬方法，對層內(nèi)自生CO2吞吐的機理進行了分析，旨在為層內(nèi)自生CO2吞吐的現(xiàn)場應用提供理論支撐。

1 地質模型

根據(jù)實際油藏，建立了單井徑向模型，油藏埋深2 076.8 m，平均地層溫度78 ℃，原始地層壓力為22.0 MPa，目前地層平均地層壓力為6.9 MPa。油藏物性參數(shù)見表1。地層原油粘度10.2 mPa·s，油相飽和壓力3.24 MPa，原始氣油比15 cm3/cm3。

所建徑向模型的網(wǎng)格數(shù)為98(14×1×7)，X方向的網(wǎng)格步長為4～50 m。Z方向上的網(wǎng)格步長根據(jù)實際油藏厚度建立，總厚度30.4 m，有效厚度19.3 m(其中第3層是隔層)。地質儲量7.83×104t，泄油半徑250 m，巖石骨架體積熱容量2.35×106J/(m3·℃)，巖石熱傳導系數(shù)為6.6×105J/(m·d·℃)，油相熱傳導系數(shù)為8.305×103J/(m·d·℃)，水相熱傳導系數(shù)5.35×105J/(m·d·℃)。

表1 油藏基本物性參數(shù)

表2 油藏流體擬組分的主要特征參數(shù)

2 流體相態(tài)

使用相態(tài)分析軟件winprop，對流體的等組成膨脹、注氣膨脹、多次脫氣、飽和壓力以及單次閃蒸等實驗數(shù)據(jù)進行計算擬合，得到能夠代表真實儲層流體的狀態(tài)方程參數(shù)(見表2)。本次模擬通過對重質組分的劈分和重新歸并，將油相組分最終劃分為5個模擬組分：CO2(0.7%)、N2～CH4(11.3%)、C2～C6(7.2%)、C7～C10(28.3%)、C11～C28(52.5%)。

3 反應參數(shù)計算

層內(nèi)自生CO2反應有單葉法和雙液法兩種，單葉法是通過向地層中注入可分解鹽溶液，該鹽溶液在地層條件下受熱分解生成CO2氣體。雙液法是通過向地層中注入低濃度酸和鹽溶液，在地層條件下兩者發(fā)生化學反應，生成可溶性鹽溶液和CO2氣體[11]。本文中自生CO2反應采用單液法，選用的可分解鹽為NH4HCO3，具體反應的方程式如下：

NH4HCO3=NH3+H2O+CO2

單液法自生CO2的反應參數(shù)主要有產(chǎn)氣速度、反應活化能和反應焓，其中產(chǎn)氣速度為生氣反應在地層溫度和壓力條件下的反應速度，通過對室內(nèi)實驗的擬合而得到。自生CO2反應的活化能和反應焓通過建立反應動力學和熱力學模型計算而得到。根據(jù)室內(nèi)生氣評價實驗，建立數(shù)值模型擬合生氣反應速度，擬合的主要參數(shù)是體系的壓力變化，擬合曲線如圖1。通過擬合得到的反應頻率因子為0.06，通過計算得到熱力學參數(shù)，計算出反應活化能為116.89 J/mol，反應焓為-172 690 J/mol。

圖1 體系平均壓力擬合曲線

4 數(shù)值模擬研究

在研究層內(nèi)自生CO2吞吐的機理的過程中，選擇生氣劑注入起始時間為2014年1月1日，停注時間為2014年1月7日，燜井7 d后開井生產(chǎn)。

4.1 地層原油粘度變化

生氣劑注入地層后，受熱分解(反應方程式見公式1)，產(chǎn)生CO2氣體，CO2溶于原油，降低原油的粘度。由圖2可知，從注生氣劑注入到燜井結束的過程中，地層中的原油粘度出現(xiàn)不同程度降低，近井地帶的原油由于最先接觸生氣劑產(chǎn)生的CO2，且溶解量最多，因此粘度降低最明顯。燜井結束時，近井地帶原油的粘度從初始的10.2 mPa·s降至7.6 mPa·s。

圖2 不同時間下原油粘度的變化

4.2 地層原油體積的變化

CO2在原油中的溶解能力較強，自生反應生成的CO2大量溶于原油中，可以膨脹原油的體積，增加地層能量。從圖3可知，燜井期間，自生反應生成CO2大量溶入原油中，使原油體積迅速膨脹。

圖3 地下原油體積的變化

4.3 氣相中輕質組分(N2～C1)組成的變化

生氣劑在地層中受熱分解后，分解產(chǎn)生大量CO2氣體，CO2氣體與原油接觸，相互作用，抽提原油中的輕質組分(N2～C1)，在加富CO2本身的同時改變原油物性。由圖4可知，隨著燜井進行，CO2抽提原油中輕質組分的作用半徑逐漸擴大，這種作用有利于CO2吞吐的進行。

圖4 輕質組分(N2～C1)在氣相中的摩爾分數(shù)

5 自生CO2吞吐效果影主要響因素分析

5.1 生氣劑注入速度

在研究生氣劑注入速度對層內(nèi)自生CO2吞吐影響的過程中，設計了4種注入速度，分別為：300 m3/d、400 m3/d、500 m3/d和600 m3/d。生氣劑注入速度對CO2在原油中的摩爾分數(shù)的影響見圖5。隨著注入速度的升高，CO2在原油中的摩爾分數(shù)增加。主要原因是隨著生氣劑注入速度的升高，生氣劑在地層中的生氣速度增加，相同時間內(nèi)生成的CO2量也隨之升高。

圖5 不同注入速度下原油中CO2的摩爾分數(shù)

雖然隨著生氣劑注入速度的升高，原油中溶解的CO2量也隨之增加，但從圖5可以看出，隨著注入速度的升高，CO2吞吐半徑并沒有發(fā)生變化，產(chǎn)生這種現(xiàn)象的主要原因是生氣劑注入速度越高，注入的生氣劑會將近井地帶的原油驅向地層深處。圖6表明，在距離地層0～100 m的地方，隨著生氣劑注入速度的增加，原油飽和度逐漸降低，而在超出100 m的地層范圍內(nèi)，生氣劑注入速度對原油飽和度沒有影響。因此，生氣劑的注入速度過高，會形成生氣劑對原油的驅替作用，將原油驅向地層深處，不利于CO2吞吐的進行。

圖6 原油飽和度沿徑向的分布

5.2 燜井期

燜井期是影響CO2吞吐效果的一個重要因素，為研究燜井期對吞吐效果的影響，設計了4種燜井時間，分別是：7 d、10 d、15 d、20 d。圖7為不同燜井期CO2在原油中的摩爾分數(shù)，可知，隨著燜井時間的增加，CO2在原油中摩爾分數(shù)升高。

圖7 不同燜井期原油中CO2摩爾分數(shù)

燜井期越長，生氣劑反應以及CO2與原油相互作用的時間的就越長，原油中溶解的CO2越多，對原油降粘作用就越好。如圖8，隨著燜井時間的增加，在近井地帶，原油的粘度就越低。因此燜井時間越長，越有利于吞吐的進行。

圖8 原油粘度沿徑向的分布

6 結論

(1)降低原油粘度：生成的CO2可以在吞吐的過程中大量溶于原油，降低原油的粘度。

(2)膨脹原油體積：CO2原油溶于原油，膨脹原油體積，增加地層能量。

(3)抽提輕質組分：CO2與原油相互作用，抽提原油中的輕質組分，發(fā)揮CO2混相驅的作用。

層內(nèi)自生CO2的主要操作參數(shù)對自生CO2吞吐有重要影響，生氣劑注入速度過快，會形成生氣劑溶液對原油的驅替作用，將原油推向至地層深處，不利于吞吐的進行。燜井時間越長，CO2與原油相互作用的時間就越長，越有利于吞吐的進行。

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(編輯 王建年)

Study on numerical simulation of in-situ generating CO2stimulation mechanism

He Jibo，Tang Yong，Yang Fulin，Su Zhengyuan

(1.StateKeyLaboratoryforReservoirGeologyandDevelopmentEngineering,Chengdu610500,China;2.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China)

In-situ generating CO2technology is a new way to increase oil recovery.Based on the radial model of real reservoir single well，numerical simulation results showed that the in-situ generating CO2stimulation can reduce the viscosity of crude oil and swell the volume of crude oil，and extract light component of the crude oil；the slower the injected rate of generating gas chemical solution，the longer the soak time，the better the increased oil recovery is.Therefore the injected rate of the generating gas chemical solution should be reduced and the soak time should be prolonged in the process of in-situ generating CO2stimulation.

in-situ generating CO2；reservoir；huff-n-puff；numerical simulation

2015-07-05；改回日期：2015-08-16。

何吉波(1990—)，在讀碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)工程及注氣提高采收率方面的研究，電話：13880159380，E-mail:793440675@qq.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.010

TE357.45

A