張賢松 李保振 王旭東 楊 光

(1. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 北京 100028； 2. 中海油研究總院有限責任公司 北京 100028 )

自提出氣驅提高采收率技術以來，國內外開展了大量的CO2驅室內研究和礦場試驗[1]，研究表明，在高壓條件下，原油溶解CO2后可以使原油體積膨脹，原油體積可增加10%～30%；注入CO2可使原油黏度降低1～2個數(shù)量級，原油越黏，其黏度下降幅度越大；CO2與原油通過汽化作用形成多次接觸，在驅替前緣形成混相，萃取和汽化原油中輕烴。很多實施效果很好的混相驅項目，實際上并未達到完全混相，只是部分混相或近混相[2]。與混相驅相比，非純CO2近混相驅大大降低了對地層壓力、注入氣純度和原油性質的要求，因此，探索非純CO2近混相驅機理和應用可行性研究更有實際意義。2001年，Dong等對CO2近混相驅可行性進行了實驗研究[3]，將操作壓力由混相降低至近混相區(qū)域，最終采收率并無明顯降低。尚寶兵 等[4]研究了雜質氣體對二氧化碳驅最小混相壓力和原油物性的影響。張賢松 等[5]研究了非純CO2最佳近混相驅的控制條件。楊勝來 等[6]、陳浩 等[7]開展了油藏產(chǎn)出氣回注的可行性和注入方式實驗研究，Parvazdavani[8]從室內到油藏規(guī)模模擬研究了近混相驅的可行性，可有效提高采收率。目前對CO2近混相驅驅油機理和應用效果的研究不多[9-12]，專門對非純CO2近混相驅的研究則更少[13-14]。

渤海油田發(fā)現(xiàn)了富含CO2的低滲H油藏[5]，該油藏地層壓力為31.96 MPa，地層溫度為112.1 ℃，油層厚度大，巖性復雜，孔喉半徑小(0.03～0.09 μm)，非均質性強，物性變化大，注水效果比較差；產(chǎn)出氣含有40%～90%的CO2，平均含量約為60%。本文以H油藏為例，以物理模擬實驗為基礎，結合數(shù)值模擬，研究了非純CO2近混相驅主要驅油機理及其對采收率的貢獻，優(yōu)化研究了非純CO2近混相驅的注氣時機、注氣純度、注氣速度等，并分析對比了CO2近混相驅、水驅和衰竭開采等3種開發(fā)方式的效果。

1 細管模擬

細管實驗是測定CO2與地層原油最小混相壓力的有效方法之一，分別進行了CO2純度為 100%、80%、55%等3種氣樣在不同壓力下的細管實驗[5]。實驗油樣為H油藏5 井的地面脫氣原油樣品，實驗氣樣為地面分離器氣樣，按氣油比復配地層油，實驗溫度為112.1 ℃。設計不同實驗壓力點，用多功能巖心驅替系統(tǒng)進行長細管的驅替實驗，測量各個壓力點下的驅油效率，最后做出壓力與驅油效率關系曲線，求出最小混相壓力。在此基礎上，建立一維長細管實驗模型，網(wǎng)格劃分為120×1×1，X方向網(wǎng)格步長為10 cm，Y和Z方向均為1 cm；在網(wǎng)格初始端和末端各有一口注入井和生產(chǎn)井。以純CO2驅實驗為例，在已有實驗壓力數(shù)據(jù)基礎上加密壓力點，選擇22、25和32 MPa進行擬合，確定最小混相壓力為30.95 MPa，與細管實驗結果誤差小于10%。

根據(jù)流體室內PVT實驗數(shù)據(jù)，選用ECLIPSE軟件提供的PR3狀態(tài)方程來建立流體系統(tǒng)，實驗模擬液相相對體積、密度、原油溶解氣油比、氣液體積系數(shù)、偏差因子等多個參數(shù)。為簡化和減少運算時間，根據(jù)物理化學性質把N2與甲烷合并成一個組分，再把組分中含量少、影響小的組分合并，最終劈分為7 個油氣擬組分(表1)。經(jīng)組分模擬計算，飽和壓力為18.01 MPa，與實測飽和壓力(17.92 MPa)的誤差為 0.50%；飽和壓力下計算密度為0. 683 3 g/cm3，與實測密度(0.679 8 g/cm3)的誤差為 0.51%。計算結果表明，流體PVT能夠反映油藏的流體性質，可為ECLIPSE 300組分模擬器提供可靠的油藏流體特性參數(shù)，為下文CO2驅油機理定量化研究打好基礎。

表1 細管模擬流體擬組分

2 非純CO2驅油機理定量化研究

不同于混相驅，整體達到混相狀態(tài)，近混相驅只有部分達到混相，其余部分只是近混相或非混相。為定量研究非純CO2近混相驅油機理，將驅替過程劃分為3個不同的驅替階段(圖1)：頂替段，僅通過注氣頂替產(chǎn)出原油的階段；混合段，從氣體進入原油與之保持單相，至出現(xiàn)氣液兩相的產(chǎn)油階段；突破段，出現(xiàn)氣液兩相至注氣1.2 PV結束的產(chǎn)油階段。

圖1 CO2氣驅全過程階段劃分示意圖

對于海上低滲H油藏，其最佳近混相驅對應的CO2純度下限為64%[5]。選取CO2純度分別為100%(混相驅)、85%和70%(近混相驅)、55%和40%(非混相驅)，利用ECLIPSE 軟件研究不同純度CO2氣驅1.2 PV(孔隙體積)的各階段采收率和階段采收率貢獻等。

2.1 頂替段

頂替段產(chǎn)出油未受到氣體的溶解、擴散等作用，該階段驅油機理以體積膨脹作用為主。隨著CO2純度的降低，總采收率有明顯下降，這是因為驅替類型從混相驅逐漸過渡到近混相驅和非混相驅(圖2)。 不同CO2純度下，頂替段驅油效率并無明顯差異，均在50%～55%，分析認為CO2純度的差異對體積膨脹作用機理影響不大。頂替段近混相驅采收率貢獻為60%左右，非混相驅稍高(65%左右)，混相驅最低(55%左右)。

圖2 不同CO2純度下頂替段采收率及采收率貢獻

2.2 混合段

混合段的原油組分隨注入氣溶解而不斷變化，該階段產(chǎn)油主要通過注入氣的擴散、溶解作用，原油密度下降，黏度降低，流動性得到改善。不同CO2純度條件下，混合段驅油效率出現(xiàn)了明顯差異(圖3)?；旌隙悟層托示S持在50%～70%，之后快速下降至非混相驅的25%左右?；旌隙尾墒章蕪幕煜囹尩?0%左右，緩慢下降到近混相驅的30%左右，再快速下降到非混相驅的12%左右。分析認為，以CH4為主的雜質氣體，明顯降低了CO2在原油中溶解擴散的能力，加劇了黏性指進現(xiàn)象，使油氣混合帶變窄。

圖3 不同CO2純度下混合段采收率及采收率貢獻

2.3 突破段

突破段的產(chǎn)油主要通過注入氣的抽提作用，CO2蒸發(fā)使原油大量收縮，原油被萃取形成CO2富氣相。由于純 CO2下為混相驅，原油主要在頂替段和混合段采出，剩余油在抽提作用下，階段驅油效率最高，達到55%。隨著CO2純度的下降，突破段采收率越來越高，但驅油效率從55%左右逐漸下降到40%左右(圖4)。當CO2純度處于85%～70%，驅替類型為近混相，抽提作用比較強烈，突破段驅油效率保持在50%左右，階段采收率提高到10%左右。

圖4 不同CO2純度下突破段采收率及采收率貢獻

3 非純CO2近混相驅開發(fā)效果數(shù)值模擬

根據(jù)海上低滲油藏H地質油藏特征建立油藏數(shù)值模型，縱向上設置3層，網(wǎng)格劃分為20×20×3，網(wǎng)格尺寸為10 m×10 m×20 m。地層壓力31.96 MPa，含油飽和度為60%，其他主要模型參數(shù)見表2。運用數(shù)值模擬、油藏工程等方法，分別優(yōu)化注氣時機、注氣純度和注氣速度等注氣參數(shù)，為CO2近混相驅高效開發(fā)提供技術依據(jù)。

表2 典型低滲油藏H數(shù)值模擬模型物性參數(shù)

3.1 注氣時機

通常情況下，氣驅采用同步注氣方式，但近混相驅與地層壓力密切相關，采取超前注氣可以提高地層壓力，有利于提高非純CO2與原油之間的近混相程度。分別設計了超前注氣6個月、超前注氣3個月、同步注氣及滯后注氣3個月等方案，數(shù)值模擬得到各注氣時機下采出程度變化規(guī)律(圖5)。研究結果表明，與同步注氣方式相比，超前注氣方式累計采出程度最高，而滯后注氣3個月的采出程度比同步注氣下降了1.7%。分析認為超前注氣增大了地層壓力，可提高注入氣與原油之間的近混相程度[15]。因此，較理想的注氣時機優(yōu)選為超前注氣6個月。

圖5 不同注氣時機的采出程度對比

3.2 CO2純度

設計CO2純度分別為100%、90%、80%、60%和40%，數(shù)值模擬計算不同純度下10 a的采出程度，結果(圖6)表明，隨著CO2純度的提高，采出程度逐漸增加，純度為80%時(近混相驅)采出程度比純度為40%時(非混相驅)提高了12.53個百分點，可見CO2近混相驅開發(fā)效果明顯好于非混相驅。此外，CO2純度100%時(混相驅)的采出程度比純度80%條件下僅提高了3.88個百分點，提高幅度有限，這說明近混相驅效果與混相驅較接近。考慮到進一步分離提純CO2的操作難度和成本，優(yōu)選CO2純度為80%。

圖6 不同CO2純度下采出程度對比

3.3 注氣速度

保持CO2純度為80%，設計年注入孔隙體積倍數(shù)(HCPV)分別為0.06、0.08、0.10、0.12等注氣速度方案，數(shù)值模擬計算CO2近混相驅開發(fā)10 a的采出程度。計算結果(圖7)表明，隨著注氣速度提高，采出程度逐漸增大；當注氣速度提高到0.10 HCPV/a以后，采出程度比較接近，而且遠高于注氣速度為0.06 HCPV/a時采出程度。分析認為，增大注氣速度會提高壓力，有利于提高CO2驅近混相程度，使開發(fā)效果變好，但同時也會帶來壓力過高導致注入性困難與加大氣體竄流等風險性，因此，確定CO2近混相驅的合理注氣速度為0.08 HCPV/a。

圖7 不同注氣速度下采出程度對比

3.4 不同開采方式開發(fā)效果

采用上述優(yōu)化后參數(shù)：CO2純度為80%，注氣速度為0.08 HCPV/a，注氣時機為超前注氣6個月，設計 CO2近混相驅、水驅和衰竭開采3種開發(fā)方式，數(shù)值模擬計算3種開發(fā)方式下10 a開發(fā)期內的采出程度，計算結果見圖8。從圖8可以看出， 開發(fā)10 a CO2近混相驅采出程度高達58.28%，比水驅提高了17.67個百分點，衰竭開采采出程度僅為25.32%，開發(fā)效果最差。因此，H油田采用非純CO2近混相驅可獲得更好的開發(fā)效果。

圖8 不同開采方式采出程度對比

4 結論

1) 將CO2氣驅全過程劃分為頂替段、混合段及突破段3個階段，頂替段以體積膨脹為主，膨脹作用貢獻采收率在60%左右；混合段以CO2擴散降黏為主，降黏作用貢獻采收率在30%左右；突破段主要機理為抽提作用，貢獻采收率在10%左右。

2) 低滲H油藏優(yōu)化注氣參數(shù)為 CO2純度80%，注氣速度0.08 HCPV/a，超前注氣6個月。該油藏數(shù)值模擬采出程度CO2近混相驅效果最好，比水驅提高了17.67個百分點，比衰竭開發(fā)方式(采出程度為25.32%)提高了32.96個百分點。因此，H油藏采用CO2近混相驅可以取得較好的開發(fā)效果。