非纯CO2近混相驱机理与开发效果数值模拟研究*

2020-03-08张贤松李保振王旭东

中国海上油气 2020年6期

张贤松李保振王旭东杨光

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室北京 100028； 2. 中海油研究总院有限责任公司北京 100028 )

自提出气驱提高采收率技术以来，国内外开展了大量的CO2驱室内研究和矿场试验[1]，研究表明，在高压条件下，原油溶解CO2后可以使原油体积膨胀，原油体积可增加10%～30%；注入CO2可使原油黏度降低1～2个数量级，原油越黏，其黏度下降幅度越大；CO2与原油通过汽化作用形成多次接触，在驱替前缘形成混相，萃取和汽化原油中轻烃。很多实施效果很好的混相驱项目，实际上并未达到完全混相，只是部分混相或近混相[2]。与混相驱相比，非纯CO2近混相驱大大降低了对地层压力、注入气纯度和原油性质的要求，因此，探索非纯CO2近混相驱机理和应用可行性研究更有实际意义。2001年，Dong等对CO2近混相驱可行性进行了实验研究[3]，将操作压力由混相降低至近混相区域，最终采收率并无明显降低。尚宝兵等[4]研究了杂质气体对二氧化碳驱最小混相压力和原油物性的影响。张贤松等[5]研究了非纯CO2最佳近混相驱的控制条件。杨胜来等[6]、陈浩等[7]开展了油藏产出气回注的可行性和注入方式实验研究，Parvazdavani[8]从室内到油藏规模模拟研究了近混相驱的可行性，可有效提高采收率。目前对CO2近混相驱驱油机理和应用效果的研究不多[9-12]，专门对非纯CO2近混相驱的研究则更少[13-14]。

渤海油田发现了富含CO2的低渗H油藏[5]，该油藏地层压力为31.96 MPa，地层温度为112.1 ℃，油层厚度大，岩性复杂，孔喉半径小(0.03～0.09 μm)，非均质性强，物性变化大，注水效果比较差；产出气含有40%～90%的CO2，平均含量约为60%。本文以H油藏为例，以物理模拟实验为基础，结合数值模拟，研究了非纯CO2近混相驱主要驱油机理及其对采收率的贡献，优化研究了非纯CO2近混相驱的注气时机、注气纯度、注气速度等，并分析对比了CO2近混相驱、水驱和衰竭开采等3种开发方式的效果。

1 细管模拟

细管实验是测定CO2与地层原油最小混相压力的有效方法之一，分别进行了CO2纯度为 100%、80%、55%等3种气样在不同压力下的细管实验[5]。实验油样为H油藏5 井的地面脱气原油样品，实验气样为地面分离器气样，按气油比复配地层油，实验温度为112.1 ℃。设计不同实验压力点，用多功能岩心驱替系统进行长细管的驱替实验，测量各个压力点下的驱油效率，最后做出压力与驱油效率关系曲线，求出最小混相压力。在此基础上，建立一维长细管实验模型，网格划分为120×1×1，X方向网格步长为10 cm，Y和Z方向均为1 cm；在网格初始端和末端各有一口注入井和生产井。以纯CO2驱实验为例，在已有实验压力数据基础上加密压力点，选择22、25和32 MPa进行拟合，确定最小混相压力为30.95 MPa，与细管实验结果误差小于10%。

根据流体室内PVT实验数据，选用ECLIPSE软件提供的PR3状态方程来建立流体系统，实验模拟液相相对体积、密度、原油溶解气油比、气液体积系数、偏差因子等多个参数。为简化和减少运算时间，根据物理化学性质把N2与甲烷合并成一个组分，再把组分中含量少、影响小的组分合并，最终劈分为7 个油气拟组分(表1)。经组分模拟计算，饱和压力为18.01 MPa，与实测饱和压力(17.92 MPa)的误差为 0.50%；饱和压力下计算密度为0. 683 3 g/cm3，与实测密度(0.679 8 g/cm3)的误差为 0.51%。计算结果表明，流体PVT能够反映油藏的流体性质，可为ECLIPSE 300组分模拟器提供可靠的油藏流体特性参数，为下文CO2驱油机理定量化研究打好基础。

表1 细管模拟流体拟组分

2 非纯CO2驱油机理定量化研究

不同于混相驱，整体达到混相状态，近混相驱只有部分达到混相，其余部分只是近混相或非混相。为定量研究非纯CO2近混相驱油机理，将驱替过程划分为3个不同的驱替阶段(图1)：顶替段，仅通过注气顶替产出原油的阶段；混合段，从气体进入原油与之保持单相，至出现气液两相的产油阶段；突破段，出现气液两相至注气1.2 PV结束的产油阶段。

图1 CO2气驱全过程阶段划分示意图

对于海上低渗H油藏，其最佳近混相驱对应的CO2纯度下限为64%[5]。选取CO2纯度分别为100%(混相驱)、85%和70%(近混相驱)、55%和40%(非混相驱)，利用ECLIPSE 软件研究不同纯度CO2气驱1.2 PV(孔隙体积)的各阶段采收率和阶段采收率贡献等。

2.1 顶替段

顶替段产出油未受到气体的溶解、扩散等作用，该阶段驱油机理以体积膨胀作用为主。随着CO2纯度的降低，总采收率有明显下降，这是因为驱替类型从混相驱逐渐过渡到近混相驱和非混相驱(图2)。不同CO2纯度下，顶替段驱油效率并无明显差异，均在50%～55%，分析认为CO2纯度的差异对体积膨胀作用机理影响不大。顶替段近混相驱采收率贡献为60%左右，非混相驱稍高(65%左右)，混相驱最低(55%左右)。

图2 不同CO2纯度下顶替段采收率及采收率贡献

2.2 混合段

混合段的原油组分随注入气溶解而不断变化，该阶段产油主要通过注入气的扩散、溶解作用，原油密度下降，黏度降低，流动性得到改善。不同CO2纯度条件下，混合段驱油效率出现了明显差异(图3)。混合段驱油效率维持在50%～70%，之后快速下降至非混相驱的25%左右。混合段采收率从混相驱的40%左右，缓慢下降到近混相驱的30%左右，再快速下降到非混相驱的12%左右。分析认为，以CH4为主的杂质气体，明显降低了CO2在原油中溶解扩散的能力，加剧了黏性指进现象，使油气混合带变窄。

图3 不同CO2纯度下混合段采收率及采收率贡献

2.3 突破段

突破段的产油主要通过注入气的抽提作用，CO2蒸发使原油大量收缩，原油被萃取形成CO2富气相。由于纯 CO2下为混相驱，原油主要在顶替段和混合段采出，剩余油在抽提作用下，阶段驱油效率最高，达到55%。随着CO2纯度的下降，突破段采收率越来越高，但驱油效率从55%左右逐渐下降到40%左右(图4)。当CO2纯度处于85%～70%，驱替类型为近混相，抽提作用比较强烈，突破段驱油效率保持在50%左右，阶段采收率提高到10%左右。

图4 不同CO2纯度下突破段采收率及采收率贡献

3 非纯CO2近混相驱开发效果数值模拟

根据海上低渗油藏H地质油藏特征建立油藏数值模型，纵向上设置3层，网格划分为20×20×3，网格尺寸为10 m×10 m×20 m。地层压力31.96 MPa，含油饱和度为60%，其他主要模型参数见表2。运用数值模拟、油藏工程等方法，分别优化注气时机、注气纯度和注气速度等注气参数，为CO2近混相驱高效开发提供技术依据。

表2 典型低渗油藏H数值模拟模型物性参数

3.1 注气时机

通常情况下，气驱采用同步注气方式，但近混相驱与地层压力密切相关，采取超前注气可以提高地层压力，有利于提高非纯CO2与原油之间的近混相程度。分别设计了超前注气6个月、超前注气3个月、同步注气及滞后注气3个月等方案，数值模拟得到各注气时机下采出程度变化规律(图5)。研究结果表明，与同步注气方式相比，超前注气方式累计采出程度最高，而滞后注气3个月的采出程度比同步注气下降了1.7%。分析认为超前注气增大了地层压力，可提高注入气与原油之间的近混相程度[15]。因此，较理想的注气时机优选为超前注气6个月。

图5 不同注气时机的采出程度对比

3.2 CO2纯度

设计CO2纯度分别为100%、90%、80%、60%和40%，数值模拟计算不同纯度下10 a的采出程度，结果(图6)表明，随着CO2纯度的提高，采出程度逐渐增加，纯度为80%时(近混相驱)采出程度比纯度为40%时(非混相驱)提高了12.53个百分点，可见CO2近混相驱开发效果明显好于非混相驱。此外，CO2纯度100%时(混相驱)的采出程度比纯度80%条件下仅提高了3.88个百分点，提高幅度有限，这说明近混相驱效果与混相驱较接近。考虑到进一步分离提纯CO2的操作难度和成本，优选CO2纯度为80%。

图6 不同CO2纯度下采出程度对比

3.3 注气速度

保持CO2纯度为80%，设计年注入孔隙体积倍数(HCPV)分别为0.06、0.08、0.10、0.12等注气速度方案，数值模拟计算CO2近混相驱开发10 a的采出程度。计算结果(图7)表明，随着注气速度提高，采出程度逐渐增大；当注气速度提高到0.10 HCPV/a以后，采出程度比较接近，而且远高于注气速度为0.06 HCPV/a时采出程度。分析认为，增大注气速度会提高压力，有利于提高CO2驱近混相程度，使开发效果变好，但同时也会带来压力过高导致注入性困难与加大气体窜流等风险性，因此，确定CO2近混相驱的合理注气速度为0.08 HCPV/a。

图7 不同注气速度下采出程度对比

3.4 不同开采方式开发效果

采用上述优化后参数：CO2纯度为80%，注气速度为0.08 HCPV/a，注气时机为超前注气6个月，设计 CO2近混相驱、水驱和衰竭开采3种开发方式，数值模拟计算3种开发方式下10 a开发期内的采出程度，计算结果见图8。从图8可以看出，开发10 a CO2近混相驱采出程度高达58.28%，比水驱提高了17.67个百分点，衰竭开采采出程度仅为25.32%，开发效果最差。因此，H油田采用非纯CO2近混相驱可获得更好的开发效果。