涂向陽(yáng)

摘 ? ? ?要： 綜合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬方法對(duì)CO2混相驅(qū)和常規(guī)天然氣驅(qū)兩種開采方式在驅(qū)油過程中流體性質(zhì)、相圖的變化、混相帶的形成過程及流動(dòng)特征進(jìn)行對(duì)比分析，更直觀、可靠地對(duì)比研究了兩種開采方式的開采特征及滲流特征，并對(duì)兩種開采方式的開采效果進(jìn)行了比較。研究結(jié)果表明：CO2混相壓力小于天然氣，對(duì)注入氣與剩余油混合物體系液相收縮率的影響大于天然氣，對(duì)流體性質(zhì)的影響要小于天然氣，與地層剩余油體系流體配伍性好。結(jié)合柯克亞X52高水淹揮發(fā)性油藏目前存在的開采難題，將CO2混相驅(qū)應(yīng)用到該油藏，目前油藏壓力滿足混相驅(qū)技術(shù)界限，CO2混相驅(qū)能夠大幅度提高油藏采收率，為柯克亞X52油藏混相驅(qū)的成功實(shí)施提供了可靠依據(jù)。

關(guān) ?鍵 ?詞：揮發(fā)性油藏;CO2混相驅(qū);天然氣驅(qū);滲流特征;數(shù)值模擬

中圖分類號(hào)：TE 375 ? ? ? 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ? ? ? 文章編號(hào)： 1671-0460（2020）05-0956-05

Abstract： The fluid properties， phase diagram changes， the formation process and flow characteristics of the CO2 miscible flooding and conventional natural gas flooding in the oil displacement process were compared and analyzed by comprehensive indoor experiment and numerical simulation method. The recovery characteristics and seepage characteristics of the two recovery methods were studied， and the recovery effects of the two methods were compared. The results showed that the CO2 miscible pressure was lower than that of natural gas， and had greater influence on the liquid phase shrinkage of the injected gas and residual oil mixture system than natural gas; The effect of the CO2 on the fluid properties was less than that of natural gas. It had good fluid compatibility with the remaining oil system of the formation. Aiming at existing problems of X52 high-flooded volatile oil reservoirs， CO2 miscible flooding is used in the reservoir. At present， the reservoir pressure meets the boundaries of the miscible flooding technology， and the CO2 miscible flooding can greatly improve the oil recovery of the reservoir， which can provide a reliable basis for successful implementation of X52 reservoir miscible flooding.

Key words： Volatile reservoirs; CO2 miscible flooding; Natural gas flooding; Percolation characteristics; Numerical simulation

CO2混相驅(qū)通過萃取和汽化原油中的輕質(zhì)油，能有效地降低地層原油的黏度，提高原油的流動(dòng)系數(shù)，在油田三次采油中被廣泛地應(yīng)用，具有成本低、效率高、風(fēng)險(xiǎn)低的優(yōu)勢(shì)[1]。近年來國(guó)內(nèi)大多數(shù)研究均側(cè)重于常規(guī)油藏注CO2混相驅(qū)，在理論和實(shí)踐研究中取得了大量的研究成果，為提高常規(guī)油藏采收率做出了較大的貢獻(xiàn)[2]。但針對(duì)凝析氣藏這種特殊的氣藏，特別是開發(fā)后期地層反凝析加劇，地層凝析油飽和度增大、凝析油富集，地層高含水后注CO2混相驅(qū)開發(fā)機(jī)理方面，目前國(guó)內(nèi)研究成果較少[3-4]?？驴藖啔馓镂魑宥?（X52?）油藏為邊水帶凝析氣頂構(gòu)造揮發(fā)性油藏，采用衰竭式開采近40年，目前剩余油分布既零散又相對(duì)富集，剩余油主要分布在構(gòu)造高部位，且剩余可采儲(chǔ)量小，大量剩余油儲(chǔ)量以殘余油形式存在，天然能量開發(fā)油藏已進(jìn)入中高含水期，水淹嚴(yán)重，繼續(xù)靠邊水驅(qū)替或人工注水驅(qū)很難改善開發(fā)效果[5]。為了更好地指導(dǎo)CO2混相驅(qū)工藝在柯克亞氣田X52油藏的應(yīng)用，本文綜合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬方法，對(duì)CO2混相驅(qū)和常規(guī)天然氣驅(qū)兩種開采方式的驅(qū)替過程及開采特征進(jìn)行對(duì)比研究。利用數(shù)值模擬再現(xiàn)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的驅(qū)替過程，更為直觀地分析兩種開采方式的泄油特征，更形象地描述CO2驅(qū)混相帶的形成過程及流動(dòng)特征。

1 ?驅(qū)油機(jī)理滲流特征對(duì)比

1.1 ?混相壓力對(duì)比研究

混相壓力測(cè)試原油樣品由K322井目前地層流體取樣獲得，注入天然氣為其他氣田外輸氣，流體組分組成見表1。從表中的數(shù)據(jù)可以看出，井流物中C1含量為62.876%，C2～C6含量為10.951%，C11+含量為15.699%，屬于輕質(zhì)原油的流體組成。

通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)得出了注天然氣和CO2的最小混相壓力（MMP）測(cè)試數(shù)據(jù)。 MMP測(cè)試在地層溫度條件下（82 ℃），選取不同的壓力點(diǎn)，分別向油藏目前原油樣品中注入天然氣和CO2，通過評(píng)價(jià)不同注入介質(zhì)、不同注入壓力與原油采收率的關(guān)系，找出采收率變化拐點(diǎn)，該點(diǎn)對(duì)應(yīng)的壓力即為最小混相壓力點(diǎn)。注天然氣選取了4個(gè)壓力點(diǎn)，為35、40、45、50 MPa;注CO2選取了6個(gè)壓力點(diǎn)，為11.4、16、24、31、40、50 MPa。由圖1測(cè)試數(shù)據(jù)點(diǎn)可以看出，隨著注入壓力增加，采收率不斷上升，注天然氣在大于45 MPa的注入壓力下，地層原油采收率為大于90%，注CO2在大于24 MPa的注入壓力下，地層原油采收率為大于90%，均表現(xiàn)出混相驅(qū)特征。通過作圖可得X52油藏地層原油注天然氣最小混相壓力為44.73 MPa，注CO2最小混相壓力為22.33 MPa，混相壓力越小，越易形成混相驅(qū)，驅(qū)替效果也越好。

1.2 ?流體相態(tài)特征研究

通過Eclipse數(shù)值模擬軟件流體相態(tài)研究PVTi模塊，模擬了K332井地層流體由原始地層壓力衰竭到11.4 MPa（接近目前地層壓力）后的剩余地層油與注入氣的相態(tài)特征，分別評(píng)價(jià)天然氣和CO2不同注入比例對(duì)剩余油體系相圖和液相體積收縮率的影響[10]。天然氣注入摩爾比例分別為10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%;CO2注入摩爾比例分別為10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%。

由圖2、圖3不同注入氣體、不同注入比例對(duì)剩余油體系相圖的影響可知，隨著氣體注入比例的增加，相圖均從右向左偏移，注入天然氣呈現(xiàn)為從臨界揮發(fā)油體系向近臨界凝析油氣流體轉(zhuǎn)變的特征; 注入CO2總體上呈現(xiàn)為揮發(fā)油流體特征。

由圖4、圖5不同注入氣體、不同注入比例對(duì)剩余油液相體積收縮率的影響可知，注氣后液相體積減小，注入氣所占比例越高，液相體積減小越多。當(dāng)注入壓力達(dá)30 MPa時(shí)，注入天然氣比例為60%時(shí)，揮發(fā)油液相體積約為80%，降壓至11.4 MPa，液相體積為65%，收縮了約15%;注入CO2比例為60%時(shí)，揮發(fā)油液相體積為100%，降壓至11.4 MPa，液相體積為65%，收縮了約35%。CO2對(duì)混合物液相體積收縮率的影響大于天然氣，體現(xiàn)出了CO2更易于與剩余油體系流體相互溶解抽提，獲得較優(yōu)的驅(qū)油效果。

由圖6、圖7不同注入氣增溶混合后體系P-X相圖可知，剩余油體系注天然氣一次接觸混相壓力（69.14 MPa）高于原始地層壓力，注入氣量大于80%，注CO2一次接觸混相壓力（37.07 MPa）低于原始地層壓力，注入氣量小于80%，表現(xiàn)出CO2更容易滿足混相驅(qū)對(duì)地層壓力條件的要求，易形成混相驅(qū)的特征。

1.3 ?流體性質(zhì)變化研究

圖8、圖9給出了K332井地層流體由原始地層壓力衰竭到11.4 MPa后，模擬剩余地層油與注入不同比例氣體在泡點(diǎn)壓力下的各主要物性特征的變化趨勢(shì)。

模擬結(jié)果表明，隨著注氣量的增加，混合流體飽和壓力、體積系數(shù)、溶解氣油比呈增加趨勢(shì)，注CO2混合流體密度基本保持不變，注天然氣混合流體密度呈下降趨勢(shì)，體現(xiàn)出注CO2剩余油體系流體保持為揮發(fā)油流體的特征，注天然氣剩余油體系流體由揮發(fā)油向凝析氣流體特征的轉(zhuǎn)變[6]?？傮w上，CO2對(duì)剩余油體系流體物性的影響明顯小于天然氣，剩余油體系流體與CO2的配伍性更優(yōu)于天然氣。

1.4 ?剩余油飽和度場(chǎng)對(duì)比研究

應(yīng)用數(shù)值模擬方法進(jìn)行注氣二維機(jī)理模型研究。由圖10至圖12不同注入氣體驅(qū)替過程含油飽和度變化可知，在驅(qū)替中期，注天然氣和CO2形成的油氣混相帶形狀、大小基本相同，完全混相驅(qū)寬度、大小及驅(qū)替前沿含油飽和度存在較大差異，CO2完全混相區(qū)寬，驅(qū)替前緣含油飽和度高。

驅(qū)替過程中，油藏剩余油單相流體通過注入劑在過渡帶中被氣體不斷富化，剩余油作為平衡液體的形式留在后面，驅(qū)替前緣不斷向生產(chǎn)井推進(jìn)，在過渡帶到達(dá)生產(chǎn)井之后產(chǎn)出。相比之下，CO2比天然氣更容易形成混相驅(qū)，最終驅(qū)油效率也更高。

1.5 ?驅(qū)替效率及特征對(duì)比研究

通過長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)不同注入氣體的驅(qū)替效率，由圖13對(duì)比不同驅(qū)替方式和不同驅(qū)替壓力下驅(qū)油效率可知，CO2驅(qū)油效果優(yōu)于天然氣驅(qū)，11.4 MPa下CO2驅(qū)剩余油采出程度為45.2%，天然氣驅(qū)只有24.96%;提壓注氣后，注氣壓力進(jìn)一步接近混相壓力，驅(qū)替效果提升，20 MPa下CO2驅(qū)替剩余油采出程度提高至54.97%，天然氣驅(qū)提高至29.89%，由于天然氣混相壓力較高，少量提壓注天然氣，驅(qū)替效果提升并不明顯;當(dāng)提壓至39.4 MPa下CO2驅(qū)替剩余油采出程度為85.71%，天然氣驅(qū)為71.20%。

由圖14對(duì)比不同驅(qū)替方式和不同驅(qū)替壓力下氣油比變化特征可知，39.4 MPa下CO2和天然氣驅(qū)氣油比曲線前期較為相似，但后期天然氣驅(qū)氣油比迅速升高，表明氣竄程度較強(qiáng);11.4 MPa下CO2驅(qū)氣油比曲線變化較大，有一個(gè)先下降后上升的過程，其他驅(qū)替過程氣油比變化曲線走勢(shì)基本相同;隨著注氣壓力的提升，天然氣和CO2驅(qū)氣油比均先是依次呈下降然后再增加趨勢(shì)，表明非混相驅(qū)前緣具有有限富集油帶形成。

2 ?開采動(dòng)態(tài)特征對(duì)比

結(jié)合實(shí)際油藏，對(duì)比天然氣驅(qū)和CO2混相驅(qū)的生產(chǎn)效果，基礎(chǔ)方案采用衰竭式開采，生產(chǎn)井12口，注氣方案選擇為軸部注氣、環(huán)部采油的高注入低采開發(fā)方式。為降低開發(fā)成本，選擇4口老井作為注氣井，由于注入的CO2與地層水混合后采出地面，會(huì)對(duì)管柱造成一定的腐蝕，設(shè)計(jì)新鉆采油井8口，進(jìn)行籠統(tǒng)的同步注氣采油方式。整體而言設(shè)計(jì)注氣量30×104 m3/d，注采比保持在1，當(dāng)采油井氣油比高于12 000 m3/m3時(shí)實(shí)施關(guān)井，避免氣竄降低注氣開發(fā)效果。設(shè)計(jì)注氣開發(fā)15年后進(jìn)行衰竭式開采，預(yù)測(cè)時(shí)長(zhǎng)30年。

由圖15預(yù)測(cè)結(jié)果可知，驅(qū)替過程中，CO2混相驅(qū)明顯表現(xiàn)出氣體突破變晚，氣油比相比于天然氣驅(qū)維持在較低水平，反映出良好的開發(fā)效果。

預(yù)測(cè)開采末期累計(jì)產(chǎn)油106.97×104 t，相比不采取注氣措施的衰竭開采方式階段增油85.8×104 t，相比注天然氣驅(qū)措施開采方式階段增油63.28×104 t。比較而言，預(yù)測(cè)末期注天然氣驅(qū)采油采收率為35.64%，而注CO2混相驅(qū)采油采收率為42.98%，提高采收率7.34%。

3 ?結(jié) 論

（1）通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究清楚地認(rèn)識(shí)了CO2和天然氣對(duì)剩余油體系相圖變化的影響，隨著氣體注入比例的增加，相圖均從右向左偏移，注入天然氣呈現(xiàn)為從臨界揮發(fā)油體系向近臨界凝析油氣流體轉(zhuǎn)變的相態(tài)特征，注入CO2則呈現(xiàn)為揮發(fā)油流體相態(tài)特征。

（2）注氣后，注入氣與剩余油混合物體系液相體積減小，當(dāng)注入氣所占比例越高，液相體積減小越多，總體表現(xiàn)為CO2對(duì)混合物液相體積收縮率的影響大于天然氣，表現(xiàn)出更容易混相的特征。

（3）應(yīng)用數(shù)值模擬方法進(jìn)行注氣二維機(jī)理模型研究，更為直觀、形象地描述了CO2混相驅(qū)和天然氣驅(qū)混相帶形成及擴(kuò)展過程中混相帶的形狀及泄油特征。

（4）結(jié)合柯克亞X52高水淹揮發(fā)性油藏目前存在的開采難題，將CO2混相驅(qū)應(yīng)用到該油藏，目前油藏壓力基本滿足混相驅(qū)開采技術(shù)條件，數(shù)值模擬研究證實(shí)了利用CO2混相驅(qū)開采能夠有效提高油藏采收率，為該油藏混相驅(qū)開采提供理論依據(jù)，也為同類油藏提供注CO2混相驅(qū)技術(shù)借鑒。

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