CO2在非均质多孔介质中的气窜与运移

林 杨, 刘 杨, 胡 雪, 赵凤兰, 侯吉瑞

(中国石油大学(北京)提高采收率研究中心,北京102249)

CO2在非均质多孔介质中的气窜与运移

林 杨, 刘 杨, 胡 雪, 赵凤兰, 侯吉瑞

(中国石油大学(北京)提高采收率研究中心,北京102249)

通过室内物理模拟,建立了相应的实验装置,对于CO2在无填充相、有填充相多孔介质中的窜逸规律,进行深入研究。具体研究了温度、压力、渗透率、高渗层与低渗层级差等影响因素对于CO2窜逸程度的影响。结果表明,注入压力与气体在多孔介质中的突破时间呈幂指数关系,且有经验关系式可以预测气体的气窜时间,高渗层与低渗层的渗透率级差在一定的临界压力范围内对气体的气窜时间和气体的流速影响很大,有经验回归公式可以预测一定级差下气窜之前气体的波及体积。

CO2; 非均质; 级差; 多孔介质; 气窜

在提高原油采收率方法中,注气驱替技术已成为一项十分重要的技术,注CO2气体提高原油采收率具有成本低廉,成效显著的特点,并且注CO2气体能够减少空气污染,降低温室效应,有利于环境保护[1-2]。CO2驱已成为一种成熟的提高采收率方法[3-7]。并且CO2驱将是提高我国低渗透油藏采收率最有前景的方法[8]。

但是在注CO2开发油田的过程中,由于多油层之间非均质性的影响,层间和平面上的油气界面常常不是均匀推进的,而是会沿着高渗透层形成优势的窜流通道,即发生气窜现象。此时注入的CO2会形成无效循环,气体波及体积大大降低,开采效果变差。

目前国内外对于CO2在多孔介质中的气窜现象研究的非常少,现有的研究主要都集中在对于CO2在多孔介质中的扩散系数的测定方法上面[9]。虽然有少量的文献对于CO2在多孔介质中的对流传热传质进行了研究,但是其研究方法主要是借助分型理论以及有限元法进行的定性研究,缺少定量的描述。

本文通过室内物理模拟实验,研究了CO2在多孔介质中不同温度、压力、渗透率条件下的窜逸规律。综合考虑了油藏渗透率,高低渗层级差,注入压力等因素对于气体窜逸程度的影响,并用经验关系式来表征储层的窜逸程度,定性地分析各个因素对气体在油藏中窜逸的响程度,从而对油田注气开发做出一定的指导。

1 实验装置与实验步骤

1.1 实验装置

本实验所用到的仪器和物品如图1所示。

Fig.1 Experimental setup flowchart图1 实验装置流程图

1.2 实验步骤

未饱和地层水干岩心的实验步骤:

(1)在岩心夹持器中装入非均质人造岩心,按照图1所示的流程图连接好实验装置,并且检查装置的密闭性。

(2)将岩心抽真空,当关闭真空泵后4 h内真空表读数不再改变时,认为装置密封性完好。

(3)将入口压力调节至实验压力,待30 min内压力传感器显示的压力值稳定时开始实验。

(4)分别记录高渗层与低渗层发生气窜的时间,待低渗层出现气窜时停止实验。

饱和地层水岩心的实验步骤:

(1)按照实验装置图1所示连接好实验装置,检查装置的密闭性。

(2)模型抽真空,当关闭真空泵后4 h内真空表读数不再改变时为止。

(3)开泵以0.5 mL/min的速度向岩心中注入模拟盐水来饱和岩心。

(4)开泵水测渗透率,入口压力稳定后,记录读数,自然释放夹持器内压力至零。

(5)调节入口压力至实验压力,待30 min内压力传感器显示的压力值稳定时开始实验。

(6)待低渗层出现气窜时停止实验。

2 结果与讨论

2.1 入口压力与气窜时间的关系分析

本实验采用非均质岩心的物性参数见表1。

表1 岩心的物性参数Table 1 The physical property parameter of material

图2为岩心未饱和水时,入口压力与发生气窜的时间关系曲线。岩心1级差为10倍(K高渗/K低渗=10),岩心2级差为20倍。由图2可以看出,虽然岩心1与岩心2的低渗层均为0.5 mD,但岩心2的低渗层发生气窜的时间要比岩心1的低渗层长很多。因为对于高渗层和低渗层渗透率相差很大的岩心来说,气体通过的时候更倾向于先通过高渗层,而低渗层相对来说不容易气窜,级差越大的岩心,这种现象就越明显。由图2还可以看出,不同的级差,不同的渗透率下,气窜时间随着入口压力的增加,呈单调下降趋势,且符合幂函数关系。

Fig.2 The curve of gas channeling time and inlet pressure of water-unsaturated core图2 未饱和水岩心入口压力与气窜时间关系曲线

根据图2中未饱和水岩心入口压力与低渗透层气窜时间回归得到的数据,在5 MPa以内,有如下的经验公式来预测气体在多孔介质中的低渗透层气窜时间,其拟合相关系数在0.99以上。

式中:t—低渗透层发生气窜的时间,s;

t0—单位时间,s;

L—岩心的长度,m;

L0—单位长度岩心,m;

K1—高渗透层的渗透率,mD;

K2—低渗透层的渗透率,mD;

p—入口压力,MPa;

p0—10倍大气压,MPa。

2.2 入口压力、级差与气体流速关系分析

在均质岩心中,发生气窜之后,窜逸出的气体的流速是随着入口压力的升高而上升的。在非均质岩心中,总是存在一个临界的压力,如图3所示。当入口压力达到此压力值时,气体的流速反而会下降,这是因为当压力达到一定值时,非均质岩心的高渗层与低渗层级差的影响变小,气体开始变得容易从低渗层突破,而随着压力的继续升高,压力对气体流速的影响又起主导地位,气体的流速开始变得很大。

Fig.3 The curve of gas flowrate and inlet pressure of water-unsaturated core图3 未饱和水岩心入口压力与气体流速关系曲线

为了更好地反映高渗透层与低渗透层的渗透率差异(级差)给气体窜逸带来的影响,特定义U= t低渗/t高渗,并且作出U与入口压力的关系曲线,如图4所示。

Fig.4 The curve of inlet pressure of water-saturated core and ratio of gas channeling time in lowpermeability layer and hypertonic layer图4 饱和水岩心入口压力与低渗层高渗层气窜时间比值关系曲线

由图4可以看出,由于两块岩心级差的不同,两条曲线不尽相同。在低压段20倍级差对曲线形状的影响更大,这说明当岩心非均质性增强时,级差将作为一个不能忽略的因素必须加以考虑。级差增大则气体更加易于从高渗突破,因此岩心2低渗层发生气窜的时间比岩心1低渗层的气窜时间长,对于高渗层该规律则刚好相反。随着入口压力的增高,压力的影响超过了级差的作用,低渗层与高渗层的见气时间不断接近,二者比值减小,当压力升高到一定程度时,该比值趋于常数1。

由图4还可以看出,两块岩心的气窜时间曲线都出现了拐点,并且岩心的非均质性越强,拐点出现的越早。如图4中岩心1曲线所示,在5 MPa之前,低渗与高渗气窜时间比较接近,缓慢上升,说明此时岩心的非均质性对气体突破时间未产生太大影响,到了6 MPa,低渗见气时间与高渗见气时间的比值显著增大,而超过此压力时,该比值又降低,这说明气体的突破时间,是级差与入口压力相互作用的综合结果,且存在着一个临界的压力,高于这个压力,则气体突破的速度会急速上升,而级差越大,该临界压力就越小。

2.3 入口压力与气体波及体积关系分析

图5所示的是饱和水岩心发生气窜之前,高渗透层和低渗透层的气体波及体积。由图5可以看出,高渗透层的气体波及体积始终小于低渗透层,在高低渗层均未发生气窜的中低压阶段,存在一个压力 p1使得气体的波及体积最小,如图5所示是在3 MPa,在此压力下,高渗与低渗层气体波及体积锐减,超出该压力,波及体积又上升,且有压力 p2,使得气体的波及体积达到最大,开采效果最好。

Fig.5 The curve of gas swept volume and inlet pressure of water-saturated core图5 饱和水岩心入口压力与气体波及体积关系曲线

根据统计回归得到了在高低渗层渗透率相差20倍条件下,发生气窜前气体的波及总体积与入口压力等因素的经验关系式,其拟合相关系数达到0.97以上。

式中:A—岩心截面积,cm2;

φ—孔隙度;

h—岩心长度,cm;

p0—10倍大气压,MPa;

Q—波及体积,cm3。

综上,注入压力与气体在岩心中的突破时间呈幂指数关系,对于未饱和水岩心来说,有经验关系式来预测气体在岩心中的突破时间,并且存在临界的压力,当入口压力达到此压力值时,在非均质岩心中,气体的流速会随着压力的升高而下降。级差越大的岩心,该临界压力就越小,即大级差的岩心,会更早的出现气窜。在CO2驱替过程中,存在理想的压力使得气体波及体积最大,在20倍级差下,气体波及体积在4 MPa下最大。

[1]陈铁龙.三次采油概论[M].北京:石油工业出版社,2000:40-73.

[2]郝永卯,薄启炜,陈月明.二氧化碳驱油实验研究[J].石油勘探与开发,2005,32(2):110-111.

[3]李士伦,张正卿,冉新权,等.注气提高采收率技术[M].成都:四川科学技术出版社,2001.

[4]余秉森,庄子青.二氧化碳混相驱工程的可行性经济分析模型[J].石油勘探与开发,1990,17(6):94-101.

[5]贾忠盛,潘严富,王滨玉.大庆油田烃气非混相驱矿场试验[J].石油勘探与开发,1997,24(1):39-41.

[6]别爱芳,何鲁平,方宏长.蒸发混相驱提高挥发油采收率影响因素数值模拟分析[J].石油勘探与开发,2000,27(5):76 -79.

[7]李士伦,周守信,杜建芬,等.国内外注气提高石油采收率技术回顾与展望[M].成都:四川科学技术出版社,2001.

[8]郭彪,侯吉瑞,于春磊,等.CO2在多孔介质中扩散系数的测定[J].石油化工高等学校学报,2009,22(4):38-40.

(Ed.:SGL,Z)

Gas Channeling and Migration of CO2in the Non-Homogeneous Porous Media

LIN Yang,LIU Yang,HU Xue,ZHAO Feng-lan,HOU Ji-rui
(Enhanced Oil Recovery Research Center in China University of Petroleum,Beijing102249,P.R.China)

6November2009;revised8March2010;accepted14April2010

Based on some indoor physical simulation and the corresponding experimental equipments,to the channeling laws of CO2in the absence of filling phase and filling phase porous medium was researched.It specifically researched the impact that the factors have on CO2channeling level,such as temperature,pressure,permeability,high permeability and low permeability hierarchy.The results show that it reveals exponential relationship between the injection pressure and the breakthrough time of gas in porous media,and there is an empirical correlation can predict the gas channeling time,the differential permeability of hypertonic layer and low permeability layer has a great influence to the time of gas channeling and the flow rate of gas in the context of a certain critical pressure.The empirical regression equation can predict the swept volume of gas prior to the gas channeling under a certain differential.

CO2;Heterogeneity;Differential;Porous media;Gas channeling

.Tel.:+86-10-89732018;fax:+86-10-89734612;e-mail:linyang82219@sina.com

TE341

A

10.3696/j.issn.1006-396X.2010.02.012

1006-396X(2010)02-0043-04

2009-11-06

林杨(1982-),男,黑龙江绥化市,在读硕士。

国家973项目(2006CB705800);国家自然科学基金项目(50804052)。