摘要

CO2驅(qū)能有效提高低滲透油藏采收率，但由于低滲透油藏普遍存在強(qiáng)非均質(zhì)性，導(dǎo)致CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)。針對(duì)該問題，在綜合考慮喉道大小及分布、CO2溶解降黏和界面張力變化等因素的基礎(chǔ)上，結(jié)合CO2驅(qū)滲流力學(xué)理論，建立了基于時(shí)間節(jié)點(diǎn)的低滲透油藏CO2驅(qū)開發(fā)全過程動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型。

該模型創(chuàng)新性地實(shí)現(xiàn)了考慮油藏微觀非均質(zhì)性的全過程動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)。結(jié)果表明：喉道半徑對(duì)CO2驅(qū)替初期的滲流阻力影響較大，同時(shí)CO2驅(qū)替過程中伴隨的擴(kuò)散-溶解-降黏-降阻的作用不斷迭代耦合，導(dǎo)致同一時(shí)刻不同半徑的喉道中CO2驅(qū)替前緣位置不同。這種差異反映在開發(fā)動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為：儲(chǔ)層孔喉半徑越大、物性越好；油井見氣時(shí)間越早，同一時(shí)刻油井的氣油比越高。

根據(jù)注采井間CO2體積分?jǐn)?shù)分布，可將驅(qū)替過程劃分為純CO2區(qū)、傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)和純油區(qū)3個(gè)區(qū)域。當(dāng)大喉道傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)前緣到達(dá)采油井時(shí)油井開始見氣，油井產(chǎn)量也逐漸增大，此后采出程度迅速增加；純CO2區(qū)前緣到達(dá)采油井時(shí)氣油比迅速增加，油井產(chǎn)量迅速減小，采出程度曲線增幅減小直至趨于平穩(wěn)。對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果：模型預(yù)測(cè)采收率誤差分別為5.7%和4.5%，氣油比及采出程度曲線均比較吻合。運(yùn)用該方法預(yù)測(cè)了H3試驗(yàn)區(qū)的開發(fā)動(dòng)態(tài)，對(duì)分析CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)、及時(shí)調(diào)整氣竄井開發(fā)制度起到了關(guān)鍵指導(dǎo)作用。

CO2驅(qū)油能夠大幅減小界面張力，改善原油流動(dòng)狀況，已成為低滲透油藏有效提高采收率的重要方法之一。中國多為陸相沉積低滲透儲(chǔ)層，微觀孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性普遍較強(qiáng)，影響了CO2驅(qū)開發(fā)效果。制定合理的開發(fā)技術(shù)政策，加強(qiáng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)、及時(shí)調(diào)整開發(fā)方案可以有效提高低滲透油藏的采收率。復(fù)雜的非均質(zhì)性特征決定了低滲透油藏滲流規(guī)律復(fù)雜，導(dǎo)致CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)和開發(fā)方案調(diào)整不及時(shí)。因此，準(zhǔn)確預(yù)測(cè)低滲透油藏CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)是其高效開發(fā)的重點(diǎn)之一。

目前，實(shí)驗(yàn)室內(nèi)借助核磁共振技術(shù)、CT掃描技術(shù)可從微觀角度分析低滲透油藏多孔介質(zhì)中CO2驅(qū)油的動(dòng)態(tài)特征。現(xiàn)場(chǎng)開發(fā)人員根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)來判斷油井當(dāng)前的開發(fā)動(dòng)態(tài)，當(dāng)油井見氣時(shí)氣竄通道已經(jīng)形成，重新調(diào)整開發(fā)方案為時(shí)已晚，開發(fā)效果難以改善，可見對(duì)CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)尤為重要。遲杰等根據(jù)滲流力學(xué)理論及多相流體高溫、高壓物性參數(shù)建立了CO2驅(qū)油產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，用于預(yù)測(cè)CO2不同驅(qū)替狀態(tài)下的油井產(chǎn)能；王玉霞等建立了多種井網(wǎng)形式及井排距條件下的CO2驅(qū)產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法；ZHAO等通過室內(nèi)三維物理實(shí)驗(yàn)和油藏?cái)?shù)值模擬建立了CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型；陳祖華等認(rèn)為限制采收率提高的主要原因是CO2的黏性指進(jìn)和非均質(zhì)性對(duì)注入CO2波及效率的影響；ZHOU等結(jié)合實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬預(yù)測(cè)了不同生產(chǎn)條件下油藏的開發(fā)動(dòng)態(tài)，并且建立了影響參數(shù)間的重要相關(guān)性；吳曉東等借助數(shù)值模擬手段與正交設(shè)計(jì)方法，建立了CO2驅(qū)產(chǎn)能計(jì)算方法。不管是當(dāng)前的產(chǎn)能模型，還是Eclipse、CMG等商業(yè)軟件都僅是從CO2驅(qū)油機(jī)理及滲流理論角度出發(fā)，忽略了低滲透油藏復(fù)雜的微觀非均質(zhì)性特征。特別是由孔喉大小引起的溶解-降黏-降阻的迭代耦合效應(yīng)對(duì)CO2混相驅(qū)有著不可忽略的影響，是CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)的主要原因之一。

在明確巖心孔喉大小及分布的前提下，借助滲流力學(xué)基本理論，以毛管束模型為基礎(chǔ)，運(yùn)用時(shí)間節(jié)點(diǎn)分析法，分析了超臨界CO2在多孔介質(zhì)中的滲流特征，建立了低滲透油藏CO2驅(qū)開發(fā)全過程產(chǎn)量計(jì)算模型，為油田CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)、效果評(píng)價(jià)和剩余油表征提供理論支撐，指導(dǎo)油田進(jìn)行開發(fā)政策的調(diào)整。

1孔喉結(jié)構(gòu)特征及原油性質(zhì)

1.1孔喉大小及分布

運(yùn)用ASPE-730恒速壓汞儀測(cè)量鄂爾多斯盆地H3地區(qū)長8段低滲透油藏的孔隙結(jié)構(gòu)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：C8-1和C8-2孔隙半徑分布范圍介于40~320μm；C8-1喉道半徑介于0.13~1.15μm，主流喉道半徑為0.50μm；C8-2喉道半徑介于0.29~1.93μm，主流喉道半徑為1.03μm（表1）。C8-1、C8-2喉道半徑分布頻率擬合關(guān)系分別參見式（1）、式（2）；C8-1、C8-2孔隙半徑分布頻率擬合關(guān)系分別參見式（3）、式（4）。

表1恒速壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果

式中：x1h、x2h為C8-1、C8-2樣品的喉道半徑，單位μm；y1h、y2h為C8-1、C8-2樣品不同尺寸的喉道數(shù)量，單位個(gè)；x1k、x2k為C8-1、C8-2樣品的孔隙半徑，單位μm；y1k、y2k為C8-1、C8-2樣品不同尺寸的孔隙數(shù)量，單位個(gè)。

1.2潤濕性

將儲(chǔ)層巖石切片、拋光，用DSA100光學(xué)儀快速讀取原油和巖石的接觸角。測(cè)試結(jié)果表明，原油與巖石的接觸角為55°，原油和巖石的前進(jìn)角為67°，后退角為35°。

1.3 CO2溶解度及原油黏度

實(shí)驗(yàn)測(cè)定60℃和不同壓力條件下CO2溶解度及原油黏度的變化特征。如圖1所示，CO2溶解度與體系平衡壓力呈近似線性關(guān)系，原油黏度與體系平衡壓力呈近似指數(shù)關(guān)系。初始狀態(tài)下，原油黏度為3.98 mPa·s，但當(dāng)體系平衡壓力上升到18 MPa時(shí)，原油黏度降低至0.59 mPa·s。

圖1原油黏度/溶解度與體系平衡壓力的關(guān)系

1.4最小混相壓力

如圖2所示，懸滴法測(cè)試結(jié)果表明：當(dāng)體系平衡壓力<12.64 MPa時(shí)，界面張力隨體系平衡壓力的增大而快速減小，其線性擬合的直線與X軸交點(diǎn)位于17.56 MPa，該體系平衡壓力為多級(jí)接觸最小混相壓力；當(dāng)體系平衡壓力≥12.64 MPa時(shí)，界面張力減小幅度變緩，線性擬合的直線與X軸交點(diǎn)位于21.63 MPa，代表了CO2與原油一次接觸最小混相壓力。

圖2懸滴法最小混相壓力擬合關(guān)系

2開發(fā)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型

2.1滲流阻力分析

CO2進(jìn)入孔喉時(shí)與原油的接觸時(shí)間較短，來不及進(jìn)行擴(kuò)散、溶解，此時(shí)原油和CO2的物理性質(zhì)尚未發(fā)生變化。超臨界CO2進(jìn)入喉道中所受毛細(xì)管阻力是由超臨界CO2-原油界面張力、潤濕接觸角、孔喉半徑等參數(shù)共同引起：

2.3開發(fā)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型

在實(shí)際驅(qū)替過程中注采井之間可以劃分純CO2區(qū)、CO2傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)、純油區(qū)。純油區(qū)內(nèi)只有單相的原油且物理性質(zhì)不變；在CO2驅(qū)替前緣和擴(kuò)散前緣之間形成CO2傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)，該區(qū)域內(nèi)原油黏度、界面張力隨著驅(qū)替壓差的變化而改變；在靠近注氣井的位置為純CO2區(qū)，該區(qū)域僅有單相CO2。這3個(gè)區(qū)域流體的黏度及界面性質(zhì)各不相同。

由于各個(gè)油藏的實(shí)際情況存在差異，因此該模型應(yīng)用的過程中需要結(jié)合油藏最小混相壓力、喉道尺寸分布公式、驅(qū)替壓力與界面張力的關(guān)系表達(dá)式、原油黏度與驅(qū)替壓力的關(guān)系表達(dá)式等。