CO2非混相驱油过程中流体参数修正及影响因素

李东霞，苏玉亮，高海涛，耿艳宏

（1.中国石油大学物理与科学技术学院，山东东营 257061;2.中国石油大学石油工程学院，山东东营 257061; 3.胜利油田纯梁采油厂，山东滨州 256504）

CO2非混相驱油过程中流体参数修正及影响因素

李东霞1，苏玉亮2，高海涛3，耿艳宏2

（1.中国石油大学物理与科学技术学院，山东东营 257061;2.中国石油大学石油工程学院，山东东营 257061; 3.胜利油田纯梁采油厂，山东滨州 256504）

建立考虑CO2驱油特性和毛管力的一维非混相CO2驱油数学模型，对模型进行数值求解，并对试验数据进行拟合以验证数学模型的可靠性。结果表明:测点压力的模拟结果与试验结果吻合较好，最大误差为1.322%，从而验证了所建模型的可靠性;原油黏度越高CO2降黏作用越明显，但CO2突破越快，同等注入体积倍数时采出程度越低;随着地层压力的下降，CO2在原油中溶解度下降;毛管力使前缘含气饱和度降低，促使开发期延长。

CO2驱;非混相驱;数学模型;黏度;密度

CO2是一种临界温度和压力比氮气和天然气低的温室气体，随着油田开采技术的进步，CO2与地层原油的混相压力远小于氮气与天然气的特性也逐渐被认识［1］，CO2驱已逐渐成为一种成熟的石油开采特别是轻质油开采的提高采收率方法之一［2-3］。CO2驱油涉及复杂的相态平衡和传质渗流等问题，在驱替过程中流体参数的变化规律仍有待进一步深入研究。笔者在修正黑油模型流体参数基础上建立CO2驱油一维数学模型，对试验数据进行拟合，验证模型的可靠性，并对CO2非混相驱替的参数变化规律与毛管力对CO2驱油的影响进行分析。

1 数学模型的建立

假设:流体为驱替相可压缩、被驱替相不可压缩的非混相一维流动，其中CO2气为驱替相，地层原油为被驱替相;地层流体流动符合达西流动;不考虑重力影响。

基于以上假设建立油气两相连续性方程。

边界条件:外边界定压pe为常数，内边界定注入速度Qv为常数。

毛管力pc表达式为

式中，C和C'为系数;E为指数;σ为油水间界面张力，10－3N/m;θ为润湿接触角，（°）;φ为孔隙度;k为绝对渗透率，μm2;Kr为相对渗透率，下标o和g分别代表油、气相;μo和μg分别为油、气相的黏度，mPa· s;pe为原始油层压力，MPa。

1.1 驱替相黏度的修正

驱替相黏度的修正采用Papay方法［4］与状态方程相结合的方法。由Papay方法计算z系数的公式为

式中，μL为低压气体黏度，mPa·s;ρ和ρc分别为气体密度和气体临界密度，kg/m3。

1.2 原油溶解CO2后黏度的修正

CO2溶解度主要取决于温度和压力，受原油密度影响较小。原油中CO2溶解度Rs表达式［7］为

式中，FCO2为CO2标准状况（0℃和0.1MPa）下的体积与系统给定温度、压力下的体积之比;Fo为原油在系统温度和0.1 MPa下的体积与系统温度和系统压力下的体积之比。

在确定μs的情况下，即可计算出原油校正后的黏度μm［10-11］。以上方程构成了求解Sg，So，pg，po的封闭方程组。

2 试验拟合

由现场井下取样分析H75-29-5井油藏条件及地层流体性质，试验数据与计算结果见表1。

表1 试验数据与计算结果Table 1 Results of experim ent and calculation

试验主体部分是长岩心模型，几何尺寸为内径0.08 m×长度0.8 m，实物见图1。模型一侧等间距分布4个取样口。试验过程中，模型入口端、4个取样口和出口端均连接了压力和压差传感器。

图1 长岩心填砂模型管Fig.1 Long core sand packed model

模型采用定注入速度计算，保持出口端压力恒定，对各个测点的实测压力进行拟合，结果见图2。由图2可以看出，测点压力的拟合结果与试验结果吻合较好，最大误差为1.322%，验证了所建数学模型的可靠性。

图2 测点压力拟合Fig.2 M atching pressure of testing points

3 结果分析

3.1 CO2黏度及溶解度变化

取k=1×10－3μm2，φ=0.2，μo=12 mPa· s，qv=5×10－9m3/s，A=10－3m2，l=1 m。计算结果见图3。

图3 CO 2黏度及溶解度变化Fig.3 Change of CO2 viscosity and solubility

注入井以相同的注入速度注入CO2时，由式（1）～（3）知影响CO2黏度的因素中压力起主导作用。靠近注入井压力高，CO2受高压作用影响，黏度升高、流动能力降低;随着距离注入井距离的增加，地层压力降低，其黏度缓慢下降;在CO2驱替前缘，由于与原油接触的气体量少，在原油中的溶解度降低，所以CO2较多呈现气体的特性，其黏度逐渐降低。

3.2 原油黏度变化

定义原油相对黏度为

式中，μo0为初始原油黏度，mPa·s。

原油相对黏度变化曲线如图4所示。

图4 原油相对黏度变化Fig.4 Change of relative oil viscosity

由图4可以看出，地下原油在溶解CO2后其黏度大大降低，最大幅度可降为原来的7.69%左右。随着CO2驱替的进行，地层中的CO2浓度随驱替长度的增加而不断降低，使其降黏效果变差。计算结果显示，原油黏度由低升高时，CO2的降黏效果逐渐变好，原油黏度曲线的拐点逐渐靠近生产井，这说明原油黏度越大，降黏效果越明显，在同一注入速度下CO2的驱替效果越好。

含气率及采出程度变化情况见图5。从图5可以看出，原油黏度越高，流动阻力越大。在同等条件下应用CO2驱替时更容易造成气体突破，导致生产井见气较早;低原油黏度下CO2与原油混合后流动阻力较小，同等注入量下其采出程度高。

图5 原油黏度对驱油效果的影响Fig.5 Effect of oil viscosity on oil displacement effect

3.3 毛管压力对CO2驱油效果的影响

利用以上模型计算毛管压力对CO2驱油的影响，设定C=0.4，E=－0.5，原油黏度为4 mPa·s。驱替15 000 s时计算结果见图6。

当考虑毛管力时，由式（4），（5）可以看出，初始毛管力数值较小，差分求解后对压力和饱和度的影响很小，导致注入端压力较不考虑毛管力时有所降低，使饱和度分布前缘发生改变。在油田实际生产中由于CO2极易溶解于原油，在生产、地层条件不变的情况下，虽然CO2引起的贾敏效应不十分明显，但毛管力作为CO2驱油的动力，能使地层压力维持在一个相对较低的水平，驱替前缘相对缓和。

图6 毛管压力对驱油效果的影响Fig.6 Effect of capillary pressure on oil disp lacement effect

4 结论

（1）CO2黏度在注入井附近很高，随着压力的下降，CO2黏度逐渐降低，在原油中的溶解度下降。

（2）原油溶解CO2后，其黏度明显下降，最大降黏幅度可达原始黏度的7.69%左右。原油黏度越高，降黏效果越明显，随着CO2溶解度的下降，原油黏度逐渐升高。

（3）原油黏度越高，流动阻力越大，地层压力下降缓慢，CO2降黏作用越明显。CO2突破越快，同等注入量下原油采出程度越低。

（4）毛管力作为CO2驱油的动力能使地层压力维持在一个相对较低的水平，CO2驱油前缘相对缓和，促使开发期延长。

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Fluid parameter modification and affecting factors during imm iscible drive w ith CO2

LIDong-xia1，SU Yu-liang2，GAO Hai-tao3，GENG Yan-hong2

（1.CollegeofPhysicsScienceandTechnologyinChinaUniversityofPetroleum，Dongying257061，China; 2.CollegeofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum，Dongying257061，China; 3.ChunliangOilProductionPlant，Shengli Oilfield，Binzhou 256504，China）

Considering the characteristic of CO2drive and capillary force，amathematicalmodel of one-dimensional immiscible CO2drive was built and the numerical solution was obtained.Meanwhile，the reliability of themathematicalmodelwas verified bymatching with experimentaldata.The resultsshow that the simulation results of testing pointsagreewellwith theexperimental data，and themaximum error is1.322%，and the reilability ofmodelwas verified.The higher the viscosity of crude oil，the more obvious the effect of viscosity reduction by CO2，but the degree of reserve recovery at the same total injection volume becomes low with the increasing velocity of CO2breakthrough.CO2solubility in crude oil decreases with the drop of formation pressure.The gas saturation at the front reduces under the impact of capillary force，which prolongs the production cycle.

CO2drive;immiscible drive;mathematicalmodel;viscosity;density

TE 357

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.05.019

1673-5005（2010）05-0104-05

2009－12－25

国家“973”重点基础研究发展规划项目（2006CB705804）;国家科技重大专项（2008ZX05030－005－02）;“泰山学者”建设工程专项（ts20070704）

李东霞（1973－），女（汉族），山东东营人，讲师，硕士，主要从事油田开发研究。

（编辑 李志芬）