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非均質(zhì)性，導致CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)難以準確預測。針對該問題，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)滲流力學理論，建立了基于時間節(jié)點的低滲透油藏CO2驅(qū)開發(fā)全過程動態(tài)預測模型。

該模型創(chuàng)新性地實現(xiàn)了考慮油藏微觀非均質(zhì)性的全過程動態(tài)預測。結(jié)果表明：喉道半徑對CO2驅(qū)替初期的滲流阻力影響較大，同時CO2驅(qū)替過程中伴隨的擴散-溶解-降黏-降阻的作用不斷迭代耦合，導致同一時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)動態(tài)上表現(xiàn)為：儲層孔喉半徑越大、物性越好；油井見氣時間越早，同一時刻油井的氣油比越高。

根據(jù)注采井間CO2體積分數(shù)分布，可將驅(qū)替過程劃分為純CO2區(qū)、傳質(zhì)擴散區(qū)和純油區(qū)3個區(qū)域。當大喉道傳質(zhì)擴散區(qū)前緣到達采油井時油井開始見氣，油井產(chǎn)量也逐漸增大，此后采出程度迅速增加；純CO2區(qū)前緣到達采油井時氣油比迅速增加，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)。對比實驗結(jié)果：模型預測采收率誤差分別為5.7%和4.5%，氣油比及采出程度曲線均比較吻合。運用該方法預測了H3試驗區(qū)的開發(fā)動態(tài)，對分析CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)、及時調(diào)整氣竄井開發(fā)制度起到了關(guān)鍵指導作用。

CO2驅(qū)油能夠大幅減小界面張力，改善原油流動狀況，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層，微觀孔喉結(jié)構(gòu)復雜，非均質(zhì)性普遍較強，影響了CO2驅(qū)開發(fā)效果。制定合理的開發(fā)技術(shù)政策，加強動態(tài)監(jiān)測、及時調(diào)整開發(fā)方案可以有效提高低滲透油藏的采收率。復雜的非均質(zhì)性特征決定了低滲透油藏滲流規(guī)律復雜，導致CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)難以準確預測和開發(fā)方案調(diào)整不及時。因此，準確預測低滲透油藏CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)是其高效開發(fā)的重點之一。

目前，實驗室內(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)油的動態(tài)特征?，F(xiàn)場開發(fā)人員根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)來判斷油井當前的開發(fā)動態(tài)，當油井見氣時氣竄通道已經(jīng)形成，重新調(diào)整開發(fā)方案為時已晚，開發(fā)效果難以改善，可見對CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)預測尤為重要。遲杰等根據(jù)滲流力學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)能預測模型，用于預測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)能評價方法；ZHAO等通過室內(nèi)三維物理實驗和油藏數(shù)值模擬建立了CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)預測模型；陳祖華等認為限制采收率提高的主要原因是CO2的黏性指進和非均質(zhì)性對注入CO2波及效率的影響；ZHOU等結(jié)合實驗和數(shù)值模擬預測了不同生產(chǎn)條件下油藏的開發(fā)動態(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)計方法，建立了CO2驅(qū)產(chǎn)能計算方法。不管是當前的產(chǎn)能模型，還是Eclipse、CMG等商業(yè)軟件都僅是從CO2驅(qū)油機理及滲流理論角度出發(fā)，忽略了低滲透油藏復雜的微觀非均質(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CO2混相驅(qū)有著不可忽略的影響，是CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)難以準確預測的主要原因之一。

在明確巖心孔喉大小及分布的前提下，借助滲流力學基本理論，以毛管束模型為基礎(chǔ)，運用時間節(jié)點分析法，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)量計算模型，為油田CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)預測、效果評價和剩余油表征提供理論支撐，指導油田進行開發(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

運用ASPE-730恒速壓汞儀測量鄂爾多斯盆地H3地區(qū)長8段低滲透油藏的孔隙結(jié)構(gòu)，實驗結(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恒速壓汞實驗結(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；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。

1.2潤濕性

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

1.3 CO2溶解度及原油黏度

實驗測定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，但當體系平衡壓力上升到18 MPa時，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，懸滴法測試結(jié)果表明：當體系平衡壓力<12.64 MPa時，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軸交點位于17.56 MPa，該體系平衡壓力為多級接觸最小混相壓力；當體系平衡壓力≥12.64 MPa時，界面張力減小幅度變緩，線性擬合的直線與X軸交點位于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)動態(tài)預測模型

2.1滲流阻力分析

CO2進入孔喉時與原油的接觸時間較短，來不及進行擴散、溶解，此時原油和CO2的物理性質(zhì)尚未發(fā)生變化。超臨界CO2進入喉道中所受毛細管阻力是由超臨界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)動態(tài)預測模型

在實際驅(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)替前緣和擴散前緣之間形成CO2傳質(zhì)擴散區(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個區(qū)域流體的黏度及界面性質(zhì)各不相同。

由于各個油藏的實際情況存在差異，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)系表達式、原油黏度與驅(qū)替壓力的關(guān)系表達式等。