特低渗透油层CO2非混相驱油试验及效果评价

2013-08-20汪益宁吴晓东石油工程教育部重点实验室中国石油大学北京北京102249

石油天然气学报 2013年4期

汪益宁，吴晓东（石油工程教育部重点实验室（中国石油大学（北京）），北京102249）

张少波（中石化江汉油田分公司坪北经理部，陕西延安717408）

赖枫鹏（中国地质大学（北京）能源学院，北京100083）

滕蔓（中海油服油技事业部科技部，河北廊坊065201）

CO2驱油是油田三次采油中提高原油采收率的一项重要手段，通过向地层注入CO2气体，降低原油黏度，达到提高原油采收率的目的[1]。在美国，CO2驱成为成长最快的提高采收率技术，自1980年起，热采、化学驱等提高采收率技术的应用快速下降，CO2驱的工程项目增加了3倍以上[2，3]。CO2驱的主要途径是在地层高温高压条件下，通过原油体积膨胀和黏度降低——降黏效应的非混相驱，即溶解气驱；通过混相效应在油藏中析取原油中的烃，即混相驱[4～8]。细管试验测试结果表明，大庆油田、长庆油田、吉林油田等油藏地层压力系数多在0.8～1.1MPa/100m之间，2000m左右埋深原油在地层压力20MPa下即使是纯CO2也达不到混相。不同压力下的细管试验测得在最小混相压力为35～54MPa，油层混相压力远高于地层压力，因此只能重点考虑非混相驱。下面对特低渗透油层CO2非混相驱油试验进行研究。

1 CO2驱渗流模型

1.1 CO2驱的基本渗流方程

低于最小混相压力时，油相和CO2处于分离状态，油、水、气的渗流基本方程分别为[9，10]：

式中：Kro、Krw、Krg分别为油、水、气相相对渗透率，为含油饱和度So、含水饱和度Sw的函数；Bo、Bg、Bw分别为油、气、水相体积系数，为压力p的函数；μo、μg、μw分别为油、气、水相的黏度，mPa·s；φ为孔隙度，1；Rso、Rsw分别为CO2溶解气油、气水比，为压力p的函数称为哈米尔顿算子。

1.2 分流方程建立

垂向各向异性及重力分异作用修正的分流量计算理论，结合了Koval（1963）因子法核算不稳定混驱（指进），并将Koval方法扩展应用到表述重力分离的影响，同时参考了Paul等（1984）利用特征值法计算一维分流量方程的解法[11]。

分流理论考虑非混相水（i＝1）出现时是由第一次接触混相溶剂气（i＝3）驱替的油相（i＝2）的。这些组分分布在水相（j＝1）和油相（j＝2）之间，其一维质量守恒方程表示为：

其中，下标D表示无量纲。总的浓度和分流量分别表示为：

方程（4）是基于理想混合、不可压缩流体和岩石，忽略弥散效应、毛管压力和重力，忽略CO2在水中的溶解作用的假设。方程（4）表示为：

以方程（6）中参数的形式定义一个浓度速度，在附着条件下，各相的浓度速度是相等的：

在附着条件下对方程（7）求全导数，可表示为2个特征参数的特征值：

式中：F22、F33为组分2和组分3的分流量连续且可微的二阶导数。

为了校正黏性指进对分流理论的影响，改变方程（5）的定义为：

式中：K′＝ H[0.78＋0.22（μ2o/μ3o）1/4]4为 Koval因子；H 是非均质因子，1；C为浓度，%；f为分流量，为单相流量与总流量的比值；Fi为组分i的总分流量，为i相体积流量与总体积流量的比值。

1.3 黏滞力与重力的影响

以反五点法井网为例，计算黏滞力和重力对各相渗流速度的影响。反五点法平均前缘速度为[11]：

根据达西定律，由于重力作用在垂向上产生的流体速度为Vv＝0.835×10－3KvΔρ/μc；在油层中垂向移动距离h所需时间tv＝h/Vv。因此，水平和垂向的时间比为：

式中：Δρ为水和CO2的密度差，g/cm3；μc为CO2黏度，mPa·s；h为油层厚度，m。

2 长6油层CO2驱油先导性试验效果分析

2.1 试验区基本情况

2002年底，在长庆油田坪北P12井区开展了长6油层CO2驱油现场试验。试验区含油面积0.43km2，地质储量16×104t，空气渗透率0.18～1.78mD （平均1.4mD），有效孔隙度12.8%。2002年初，以200～300m井距 “一注四采”拟五点法井网投产5口井。为加快试验进展，2004年8月又投产了井距80m的P12－5试验井。目前试验区有注气井1口、生产井5口（表1）。注气井P12－6井，平均单井砂岩厚度8.3m，有效厚度6.7m；射开长61Ⅳ层，砂岩厚度10.3m，射开有效厚度6.0m，岩心空气渗透率0.451～0.697mD，未压裂直接投注。

表1 P12井区先导性试验区生产井、注气井基础地质参数表

2.2 试验区注采情况

该区2002年12月投产，未压裂的P12－6井于2003年3月开始注气，注气井初期日注气3～5t；方案设计为连续注气，但由于CO2气供应不足和控制气窜实施了间歇注入，到2009年2月共注入7个阶段，到2009年8月5个阶段累计注入607d，累计注气24755t（图1），总计注入PV数0.495，平均注气强度约为9.0t/（d·m）。在注入过程中初期注入压力较高，2006年根据试验井组油井受效和见气情况，改为周期注气，之后整体注入压力呈下降趋势，在日注气40t以上的情况下，注气压力由13.53MPa下降到11.5～12.0MPa （图2）。

图1 P12－6井累注气量和日注气量随时间变化曲线

图2 P12－6井注气量压力随时间的变化曲线

该试验区初期有4口生产井，均压裂投产，初期4口井日产油14.2t，平均单井日产油3.6t，综合含水3.3%。2004年8月P12－5井未压裂投产，初期日产油0.02t，含水10%。到2007年7月5口油井累计产油1.57×104t，除P12－5井因投产晚和未压裂累计产油780t外，其他4口井累积产油均在2142～2824t之间，采出程度6.61%，综合含水12.2%。此外，将CO2驱条件下的产量与相邻井区水驱开发的产能动态进行对比（图3、图4），可见CO2驱具有产量递减慢、含水上升速度慢的特点。

图3 CO2驱与水驱单井平均日产油量对比曲线

图4 CO2驱与水驱单井平均日产水量对比曲线

3 长6油层CO2吞吐试验

CO2吞吐采油技术的增油机理主要有降黏机理、膨胀机理、酸化解堵作用、形成混相流体以及改善油水流度比等作用。试验井区油层的油藏压力多没有达到混相压力，所以形成混相的几率极小。但油层中注入CO2后，会产生原油膨胀、黏度降低等作用，同时其表面张力发生变化，能够增加原油的流动性。

2010年7～10月长庆油田坪北P20井区先后选择了4口油井进行CO2吞吐试验，统计2口井，平均单井液态CO2用量为28m3，初期采液强度提高1.07t/（d·m），日增油2.1t，平均单井累积增油125t。

4 CO2驱开发动态分析及预测

对CO2驱渗流模型求解，并进行编程计算，输入P12井试验区油藏及注入参数，可得到试验区平均单井日产油量、累计产油量的计算值等动态参数（图5、6），计算值与实际值有较高的拟合精度。因此，利用渗流模型可预测今后一段时间的动态产能指标。预测结果表明，到2012年末，即生产10年后，试验井组累计产油量将达到1.298×104t，采收率达到8.11%。与同类特低渗透油藏相比，开采指标较高。