CO2混相驱与常规天然气驱开采特征对比分析

涂向阳

摘      要： 综合室内实验和数值模拟方法对CO2混相驱和常规天然气驱两种开采方式在驱油过程中流体性质、相图的变化、混相带的形成过程及流动特征进行对比分析，更直观、可靠地对比研究了两种开采方式的开采特征及渗流特征，并对两种开采方式的开采效果进行了比较。研究结果表明：CO2混相压力小于天然气，对注入气与剩余油混合物体系液相收缩率的影响大于天然气，对流体性质的影响要小于天然气，与地层剩余油体系流体配伍性好。结合柯克亚X52高水淹挥发性油藏目前存在的开采难题，将CO2混相驱应用到该油藏，目前油藏压力满足混相驱技术界限，CO2混相驱能够大幅度提高油藏采收率，为柯克亚X52油藏混相驅的成功实施提供了可靠依据。

关  键  词：挥发性油藏;CO2混相驱;天然气驱;渗流特征;数值模拟

中图分类号：TE 375       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）05-0956-05

Abstract： The fluid properties， phase diagram changes， the formation process and flow characteristics of the CO2 miscible flooding and conventional natural gas flooding in the oil displacement process were compared and analyzed by comprehensive indoor experiment and numerical simulation method. The recovery characteristics and seepage characteristics of the two recovery methods were studied， and the recovery effects of the two methods were compared. The results showed that the CO2 miscible pressure was lower than that of natural gas， and had greater influence on the liquid phase shrinkage of the injected gas and residual oil mixture system than natural gas; The effect of the CO2 on the fluid properties was less than that of natural gas. It had good fluid compatibility with the remaining oil system of the formation. Aiming at existing problems of X52 high-flooded volatile oil reservoirs， CO2 miscible flooding is used in the reservoir. At present， the reservoir pressure meets the boundaries of the miscible flooding technology， and the CO2 miscible flooding can greatly improve the oil recovery of the reservoir， which can provide a reliable basis for successful implementation of X52 reservoir miscible flooding.

Key words： Volatile reservoirs; CO2 miscible flooding; Natural gas flooding; Percolation characteristics; Numerical simulation

CO2混相驱通过萃取和汽化原油中的轻质油，能有效地降低地层原油的黏度，提高原油的流动系数，在油田三次采油中被广泛地应用，具有成本低、效率高、风险低的优势[1]。近年来国内大多数研究均侧重于常规油藏注CO2混相驱，在理论和实践研究中取得了大量的研究成果，为提高常规油藏采收率做出了较大的贡献[2]。但针对凝析气藏这种特殊的气藏，特别是开发后期地层反凝析加剧，地层凝析油饱和度增大、凝析油富集，地层高含水后注CO2混相驱开发机理方面，目前国内研究成果较少[3-4]。柯克亚气田西五二?（X52?）油藏为边水带凝析气顶构造挥发性油藏，采用衰竭式开采近40年，目前剩余油分布既零散又相对富集，剩余油主要分布在构造高部位，且剩余可采储量小，大量剩余油储量以残余油形式存在，天然能量开发油藏已进入中高含水期，水淹严重，继续靠边水驱替或人工注水驱很难改善开发效果[5]。为了更好地指导CO2混相驱工艺在柯克亚气田X52油藏的应用，本文综合室内实验和数值模拟方法，对CO2混相驱和常规天然气驱两种开采方式的驱替过程及开采特征进行对比研究。利用数值模拟再现室内实验的驱替过程，更为直观地分析两种开采方式的泄油特征，更形象地描述CO2驱混相带的形成过程及流动特征。

1  驱油机理渗流特征对比

1.1  混相压力对比研究

混相压力测试原油样品由K322井目前地层流体取样获得，注入天然气为其他气田外输气，流体组分组成见表1。从表中的数据可以看出，井流物中C1含量为62.876%，C2～C6含量为10.951%，C11+含量为15.699%，属于轻质原油的流体组成。

通过细管实验得出了注天然气和CO2的最小混相压力（MMP）测试数据。 MMP测试在地层温度条件下（82 ℃），选取不同的压力点，分别向油藏目前原油样品中注入天然气和CO2，通过评价不同注入介质、不同注入压力与原油采收率的关系，找出采收率变化拐点，该点对应的压力即为最小混相压力点。注天然气选取了4个压力点，为35、40、45、50 MPa;注CO2选取了6个压力点，为11.4、16、24、31、40、50 MPa。由图1测试数据点可以看出，随着注入压力增加，采收率不断上升，注天然气在大于45 MPa的注入压力下，地层原油采收率为大于90%，注CO2在大于24 MPa的注入压力下，地层原油采收率为大于90%，均表现出混相驱特征。通过作图可得X52油藏地层原油注天然气最小混相压力为44.73 MPa，注CO2最小混相压力为22.33 MPa，混相压力越小，越易形成混相驱，驱替效果也越好。

1.2  流体相态特征研究

通过Eclipse数值模拟软件流体相态研究PVTi模块，模拟了K332井地层流体由原始地层压力衰竭到11.4 MPa（接近目前地层压力）后的剩余地层油与注入气的相态特征，分别评价天然气和CO2不同注入比例对剩余油体系相图和液相体积收缩率的影响[10]。天然气注入摩尔比例分别为10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%;CO2注入摩尔比例分别为10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%。

由图2、图3不同注入气体、不同注入比例对剩余油体系相图的影响可知，随着气体注入比例的增加，相图均从右向左偏移，注入天然气呈現为从临界挥发油体系向近临界凝析油气流体转变的特征; 注入CO2总体上呈现为挥发油流体特征。

由图4、图5不同注入气体、不同注入比例对剩余油液相体积收缩率的影响可知，注气后液相体积减小，注入气所占比例越高，液相体积减小越多。当注入压力达30 MPa时，注入天然气比例为60%时，挥发油液相体积约为80%，降压至11.4 MPa，液相体积为65%，收缩了约15%;注入CO2比例为60%时，挥发油液相体积为100%，降压至11.4 MPa，液相体积为65%，收缩了约35%。CO2对混合物液相体积收缩率的影响大于天然气，体现出了CO2更易于与剩余油体系流体相互溶解抽提，获得较优的驱油效果。

由图6、图7不同注入气增溶混合后体系P-X相图可知，剩余油体系注天然气一次接触混相压力（69.14 MPa）高于原始地层压力，注入气量大于80%，注CO2一次接触混相压力（37.07 MPa）低于原始地层压力，注入气量小于80%，表现出CO2更容易满足混相驱对地层压力条件的要求，易形成混相驱的特征。

1.3  流体性质变化研究

图8、图9给出了K332井地层流体由原始地层压力衰竭到11.4 MPa后，模拟剩余地层油与注入不同比例气体在泡点压力下的各主要物性特征的变化趋势。

模拟结果表明，随着注气量的增加，混合流体饱和压力、体积系数、溶解气油比呈增加趋势，注CO2混合流体密度基本保持不变，注天然气混合流体密度呈下降趋势，体现出注CO2剩余油体系流体保持为挥发油流体的特征，注天然气剩余油体系流体由挥发油向凝析气流体特征的转变[6]。总体上，CO2对剩余油体系流体物性的影响明显小于天然气，剩余油体系流体与CO2的配伍性更优于天然气。

1.4  剩余油饱和度场对比研究

应用数值模拟方法进行注气二维机理模型研究。由图10至图12不同注入气体驱替过程含油饱和度变化可知，在驱替中期，注天然气和CO2形成的油气混相带形状、大小基本相同，完全混相驱宽度、大小及驱替前沿含油饱和度存在较大差异，CO2完全混相区宽，驱替前缘含油饱和度高。

驱替过程中，油藏剩余油单相流体通过注入剂在过渡带中被气体不断富化，剩余油作为平衡液体的形式留在后面，驱替前缘不断向生产井推进，在过渡带到达生产井之后产出。相比之下，CO2比天然气更容易形成混相驱，最终驱油效率也更高。

1.5  驱替效率及特征对比研究

通过长岩心实验评价不同注入气体的驱替效率，由图13对比不同驱替方式和不同驱替压力下驱油效率可知，CO2驱油效果优于天然气驱，11.4 MPa下CO2驱剩余油采出程度为45.2%，天然气驱只有24.96%;提压注气后，注气压力进一步接近混相压力，驱替效果提升，20 MPa下CO2驱替剩余油采出程度提高至54.97%，天然气驱提高至29.89%，由于天然气混相压力较高，少量提压注天然气，驱替效果提升并不明显;当提压至39.4 MPa下CO2驱替剩余油采出程度为85.71%，天然气驱为71.20%。

由图14对比不同驱替方式和不同驱替压力下气油比变化特征可知，39.4 MPa下CO2和天然气驱气油比曲线前期较为相似，但后期天然气驱气油比迅速升高，表明气窜程度较强;11.4 MPa下CO2驱气油比曲线变化较大，有一个先下降后上升的过程，其他驱替过程气油比变化曲线走势基本相同;随着注气压力的提升，天然气和CO2驱气油比均先是依次呈下降然后再增加趋势，表明非混相驱前缘具有有限富集油带形成。

2  开采动态特征对比

结合实际油藏，对比天然气驱和CO2混相驱的生产效果，基础方案采用衰竭式开采，生产井12口，注气方案选择为轴部注气、环部采油的高注入低采开发方式。为降低开发成本，选择4口老井作为注气井，由于注入的CO2与地层水混合后采出地面，会对管柱造成一定的腐蚀，设计新钻采油井8口，进行笼统的同步注气采油方式。整体而言设计注气量30×104 m3/d，注采比保持在1，当采油井气油比高于12 000 m3/m3时实施关井，避免气窜降低注气开发效果。设计注气开发15年后进行衰竭式开采，预测时长30年。

由图15预测结果可知，驱替过程中，CO2混相驱明显表现出气体突破变晚，气油比相比于天然气驱维持在较低水平，反映出良好的开发效果。

预测开采末期累计产油106.97×104 t，相比不采取注气措施的衰竭开采方式阶段增油85.8×104 t，相比注天然气驱措施开采方式阶段增油63.28×104 t。比较而言，预测末期注天然气驱采油采收率为35.64%，而注CO2混相驱采油采收率为42.98%，提高采收率7.34%。

3  结 论

（1）通过室内实验研究清楚地认识了CO2和天然气对剩余油体系相图变化的影响，随着气体注入比例的增加，相图均从右向左偏移，注入天然氣呈现为从临界挥发油体系向近临界凝析油气流体转变的相态特征，注入CO2则呈现为挥发油流体相态特征。

（2）注气后，注入气与剩余油混合物体系液相体积减小，当注入气所占比例越高，液相体积减小越多，总体表现为CO2对混合物液相体积收缩率的影响大于天然气，表现出更容易混相的特征。

（3）应用数值模拟方法进行注气二维机理模型研究，更为直观、形象地描述了CO2混相驱和天然气驱混相带形成及扩展过程中混相带的形状及泄油特征。

（4）结合柯克亚X52高水淹挥发性油藏目前存在的开采难题，将CO2混相驱应用到该油藏，目前油藏压力基本满足混相驱开采技术条件，数值模拟研究证实了利用CO2混相驱开采能够有效提高油藏采收率，为该油藏混相驱开采提供理论依据，也为同类油藏提供注CO2混相驱技术借鉴。

参考文献：

[1]吕成远，王锐，崔茂蕾，等.高含水条件下CO2混相驱替实验[J].石油学报，2017，38（11）：1293-1298.

[2]宋文鹏. CO2驱最小混相压力的影响因素分析[J]. 当代化工，2016，45（4）：680-681+723.

[3]孟祥勇. CO2混相驱影响因素分析及主控因素筛选[J]. 当代化工，2016，45（2）：378-382.

[4]马力，欧阳传湘，林飞，等.低渗透油田小井距注CO2方案优化研究[J].当代化工，2018，47（2）：353-356.

[5]李小益，曹堂路. 低渗透油藏 CO2驱油效果评价[J]. 当代化工，2016，45（10）：2339-2342.

[6]韩詹，余洋，雷宇田，等.挥发性油藏CO2混相驱数值模拟研究[J].辽宁化工，2019，48（5）：454-456.