低渗和特低渗油层CO2-N2复合驱研究

2020-11-09陈涛平毕佳琪

科学技术与工程 2020年27期

陈涛平，毕佳琪，赵斌，孙文

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，大庆 163318; 2.中国石油华北油田公司采油三厂，河间 062450)

近年来，中国新探明原油地质储量中相当数量属于低渗、特低渗油层，对于这类油层普遍存在地层能量不足、自然产能低、地层压力下降快、采出程度低的问题，大多数不适宜用水驱开发，注气开发成为这类油层倍受关注的提高采收率技术。与其他非烃类气体相比，CO2容易与原油发生混相，具有降黏、膨胀、萃取等作用，大大减少了原油流动过程中的毛管阻力和流动阻力，从而可较大幅度地提高原油采收率。随着节能减排和CO2等温室气体地下埋存技术的研究[1]，进一步促进了CO2提高采收率技术的发展，使CO2驱油技术在北美地区被广泛应用[2-3]。文献[4]通过研究CO2注入机理和最佳应用思路，认为CO2驱可以有效地实现埋存与提高采收率的有机结合，使CO2驱成为中国开发低渗、特低渗油藏颇具前景的提高采收率技术[5-9]。

中国曾对CO2驱油技术开展了大量的室内研究，文献[10]以中原油田为目标区块，利用数值模拟技术对CO2多级接触过程中流体物性参数进行了计算；文献[11]通过室内长岩心CO2驱物理模拟实验得出，CO2驱替过程中，驱油效率和气体突破时间都随渗透率降低而增大；文献[12]通过室内实验，研究了注入CO2、N2、天然气后原油性质的变化；文献[13]利用超临界状态下的CO2进行了混相驱油实验，指出混相条件下CO2可以与原油形成混相带阻滞CO2指进，同时在水气交替时，水对混相有不利的因素，需要对段塞进行调整；文献[14]对CO2-原油体系混相状态的渗流特性进行了研究；文献[15]通过室内实验，分析了CO2在油水中的溶解于扩散性能和注CO2后原油性质的变化规律；文献[16]指出CO2中的杂质气体对原油最小混相压力有较大影响；文献[17]利用数值模拟的方法研究改善CO2驱油效果的方法，研究结果表明，注入前置轻烃段塞，可以增大混相程度，延缓气体突破的时间，提高油藏的采出程度；文献[18]采用室内物理模拟方法，分析了非混相、近混相和混相不同阶段的曲线特征，建立了近混相驱区域的确定方法，并指出非均质模型中CO2在驱替过程中容易发生气窜；文献[19]通过研究低渗透油藏CO2驱中后期的提效方法，认为水气交替方式提高采收率的效果更佳；文献[20]通过开展室内实验，研究了混相调节剂降低CO2与原油最小混相压力的作用，测试了CO2混相调节剂降低最小混相压力的机理；文献[21]通过数值模拟对CO2驱最小混相压力影响因素的研究，认为最小混相压力随着原油中甲烷和氮气浓度减小而降低。这些研究为CO2驱油技术提供了理论基础。

中国已在大庆、华北、吉林等地进行了CO2驱先导试验并取得了良好的效果[22]，2008年在吉林油田建成了国内首个CO2提高采收率国家示范工程，但由于受CO2气源限制，无法将CO2驱大面积推广应用，于是人们常把N2作为气驱介质。对比CO2与N2驱油机理不难发现，N2最小混相压力高于CO2，导致N2驱的提高采收率幅度远低于CO2驱[23-24]，且受地层破裂压力限制，矿场实际应用过程中很难达到N2混相压力，N2驱以弹性驱替为主，驱替效率有限[25]。对此，人们考虑用N2部分替代CO2进行低渗、特低渗油藏开发，文献[26-27]均指出利用N2作为CO2段塞的顶替介质可达到节约CO2提高采收率的目的，但因CO2与N2间存在扩散和弥散作用，为了不影响CO2与原油之间的混相，CO2段塞需要一定的长度。为此，以大庆外围YS油田的特低渗透油层为背景，开展低渗、特低渗油层CO2-N2复合驱数值模拟计算和物理模拟实验两方面的研究，以探索在减少CO2用量的基础上，充分发挥CO2与N2各自的优势，达到有效提高采收率的目的。

1 复合驱油方式

图1 油水相对渗透率曲线Fig.1 Oil-water relative permeability curve

图2 油气相对渗透率曲线Fig.2 Oil-gas relative permeability curve

1.1 N2对最小混相压力的影响

计算了CO2与N2混合气驱油时，不同N2含量下混合气体与原油的最小混相压力(MMP)，结果如表1所示。

表1 最小混相压力与N2含量的关系Table 1 The relative of MMP with N2 content

1.2 段塞尺寸及组合方式

分别模拟计算了不同大小CO2段塞、以及在CO2段塞总量为0.3倍孔隙体积(PV)条件下不同交替次数的驱油效率，结果如图3所示。

图3 不同驱替方式的驱油效率Fig.3 The oil recovery with different flooding method

由图3可以看出，在CO2总注入量(0.3 PV)不变的前提下，CO2与N2的交替次数越多，驱油效率越低。可见采用多次循环交替注入CO2的方式不如一次性注入等量CO2的驱替效果好，且多次交替注入CO2的驱替方式现场工艺较为烦琐，不便应用。

2 影响复合驱采收率的因素

以大庆外围YS油田的特低渗透油层为背景，岩石及油气物性同前，压力梯度0.1 MPa/m，通过CMG软件建立理想均质、非均质模型，开展了CO2-N2复合驱数值模拟研究。

2.1 油层长厚比

为了研究均质油层长厚比(LTR)对CO2驱最终采收率的影响，选取3×10-3μm2渗透率，10.0%孔隙度的均质模型，计算在厚度1 cm、宽度4 cm、不同长度的模型中持续注入CO2时的最终采收率，结果如图4所示。

图4 CO2驱采收率与长厚比关系曲线Fig.4 Relation curve between recovery and LTR of CO2 flooding

由图4可以看出，当油层长厚比小于100时，采收率随着油层长厚比的增加而增大；当油层长厚比达到100后最终采收率增幅较小，此时采收率为72.42%；此后采收率趋于平稳，基本不随油层长厚比的增加而增大。

分析认为，当油层长厚比小于100时，驱替过程中CO2易发生气窜，因而与原油接触时间短，不易达到混相，导致驱替效率低，采收率不高；随着油层长厚比的增加，CO2与原油接触时间逐渐增大，更多的CO2可与原油形成混相，故驱替效率增加，采收率增大；当油层长厚比大于100时，地层呈长细管形状，CO2与原油混相带基本稳定，采收率也保持稳定。即厚度小于井距1%的油层更有利于提高采收率。

2.2 CO2段塞尺寸

考虑到YS油田实际油层长厚比约为30的情况，选取30 cm(长)×4 cm(宽)×1 cm(厚)模型，油层渗透率为3×10-3μm2，孔隙度为10.0%，计算了CO2-N2复合驱中注不同PV数CO2时的采收率，结果如图5所示。

在残膜回收过程中，仍有部分区域采取最传统的操作方式，在土地犁耕或是收获之后通过机械耙回收等措施处理之后进行人工拾取，但是仍有较多残膜在土地中残留，不能得到有效回收，会导致污染问题的发生。加上部分地区的政府部门各项社会化宣传未能有效落实，部分农民对于农田残膜危害性尚未形成明确认识，对残膜回收缺乏积极性，加上机械化成本投入费用较高，短时间内实际获取的经济效益值较低，导致农田残膜回收机械化技术难以全面推广应用。

图5表明，CO2-N2复合驱采收率随CO2注入体积的增加而增大，达到0.3 PV时，采收率为43.41%，此后采收率受注入体积影响较小，无明显变化。表明当注入CO2注入体积小于0.3PV时，注入的CO2能够有效溶解于原油，与原油达到混相，有效发挥驱油作用，故采收率随CO2注入体积的增加而增大；当大于0.3PV后，因先注入的CO2与原油充分接触，萃取原油中的轻质烃组分，达到混相，形成“油墙”，油墙过后留下重质烃组分；而后注入的CO2接触到的原油中重烃组分含量多，无法发挥应有作用，致使采收率在CO2段塞大于0.3PV后无明显增长。

图5 复合驱采收率与CO2段塞尺寸数关系曲线Fig.5 Relation curve between recovery of composite flooding and CO2 injectd PV number

2.3 渗透率

为了研究渗透率对CO2-N2复合驱采收率的影响，选取3×10-3、6×10-3、9×10-3、30×10-3μm2共4种渗透率的模型，分别计算注入CO2不同PV数时的采收率，结果如图6所示。

图6 不同渗透率油层的采收率Fig.6 The recovery of different permeability layers

由图6可以看出，注入不同PV数CO2的采收率曲线变化趋势基本一致；注入同一PV数CO2时，渗透率小于10×10-3μm2时，随着渗透率的增加，复合驱采收率降低。这是因为，当注入同一PV数CO2时，渗透率越低，CO2在原油中的指进现象越弱，越有利于CO2与原油混相，复合驱的驱替效率越高。因此3×10-3μm2渗透率模型的采收率始终高于其他3种渗透率模型的采收率。

2.4 渗透率级差

非均质模型中特低渗层渗透率为3×10-3μm2，孔隙度为10.0%，渗透率级差为3时的油层渗透率为9×10-3μm2，孔隙度为10.5%，在模型长厚比为30的情况下，计算了4种渗透率级差的正韵律油层CO2前置段塞+N2复合驱采收率与渗透率级差的关系曲线，结果如图7所示。

图7 不同渗透率级差油层的采收率Fig.7 The recovery of different permeability ratio layers

由图7可以看出，注入不同PV数CO2的采收率曲线变化趋势基本一致；CO2的注入PV数一定时，复合驱采收率随渗透率级差的增加而减小；当渗透率级差由1.5增加至3时，注入0.3 PV的CO2时最终采收率从36.34%降至31.34%。

3 复合驱实验研究

为了确定CO2-N2复合中CO2合理段塞尺寸及驱油效果，现采用低渗透、特低渗透2种天然岩心开展实验研究。

3.1 实验材料及方案

实验所用岩心为天然岩心，物性参数如表2所示。饱和用油为YS油田树99-碳斜13井模拟油，原始溶解气油比为22.3 m3/m3。

驱替实验在恒温恒压及完全混相条件下进行，出口回压28.60 MPa，实验温度90 ℃；实验结束条件为产出流体的气油比达到1 500 mL/mL。驱替方案共5种：全N2驱；全CO2驱；分别先注入0.1、0.2、0.3 PV CO2，后续注入N2驱。

表2 天然岩心物性参数Table 2 Natural core physical parameters

3.2 实验结果及分析

针对实验所用岩心，用数值模拟的方法计算了不同注入方案采收率的理论曲线，并与物模驱油实验结果一并绘于图8中。不同岩心各驱替方案的最终采收率与CO2段塞PV数关系如图8所示。

图8 岩心采收率与CO2段塞尺寸关系曲线Fig.8 Relation curve between recovery and CO2 slug size

图8中低渗、特低渗岩心的数模计算曲线与物模实验结果很吻合，证明本研究的数值模拟计算结果是可靠的。

由图8可以看出，相对于低渗透岩心，特低渗透岩心采用CO2前置段塞+N2复合驱的驱替方式可以获得更好的驱替效果；随着CO2注入量的增加，CO2前置段塞+N2顶替复合驱采收率不断增加，当CO2注入量约为0.3 PV时，可以达到一个较好的效果，其采收率与全注CO2采收率相接近。

为了清晰地分析其机理，用一维细管理想模型进行了CO2-N2复合驱过程中CO2、N2在油气相中的动态分布数值模拟计算，结果如图9所示。图9中无量纲距离0处为注入端、1处为采出端。

从图9(a)、图9(b)可以看出，在很大范围(无量纲距离为0.3～0.8)内，N2和CO2在气相中是以混合气的形式存在，油相中N2摩尔含量较高，N2与混相前缘发生了直接接触，表明(0.1～0.2) PV的CO2段塞不能有效隔离N2对CO2混相前缘驱替的影响，因而其采收率不够高。从图9(c)中可以看出，无量纲距离约0.7～1范围内为CO2区，其中仅含极少量的N2；0.9附近为混相前缘；0.8～1油相中N2摩尔含量极低，表明0.3 PV 的CO2有效阻止了N2窜逸对CO2混相前缘驱替的影响。就其本质而言，由于CO2、N2之间的扩散和弥散作用以及CO2与油相之间密度、黏度的差异导致了CO2前置段塞、N2推进驱替过程中不可避免地存在着混合带。因此，从提高采收率的效果上看，CO2前置段塞必须能满足形成稳定的中间带避免N2与CO2混合带窜逸至CO2前缘。

图9 CO2、N2在油气相中的动态分布Fig.9 Dynamic distribution of CO2 and N2 in hydrocarbon phase

4 五点法井网二氧化碳段塞优选

实际油田中，注水井与生产井以井网的形式存在，为了优选井网条件下CO2-N2复合驱CO2的段塞尺寸，通过CMG油藏数值模拟软件建立了五点法井网单元模型，模型长300 m×宽300 m×厚10 m，网格划分i×j×k=120×120×4，网格步长2.5 m，五点法井网单元模型及其全注CO2驱结束时含油饱和度分布如图10所示。模型渗透率为3×10-3μm2，孔隙度10.0%，温度90 ℃，压力梯度0.071 MPa/m，注入井井底压力40 MPa，生产井井底压力10 MPa，其余岩石及油气物性同前。

图10 五点法井网单元模型Fig.10 Five-spot well pattern element model

分别计算注不同PV数CO2的复合驱及全部注CO2驱时的采收率，结果如图11示。

图11 井网单元采收率与CO2段塞尺寸关系Fig.11 Relationship between pattern element recovery and CO2 slug size

由图11可知，五点法井网单元复合驱采收率随着CO2注入PV数的增加而增大，当注入段塞为0.3 PV CO2+N2时，复合驱采收率达到最大值48.94%，比全CO2驱(0.35 PV)的采收率45.39%高3.55%，表明CO2-N2复合驱中后续注入的N2充分发挥了补充能量的优势，有效驱动了前置CO2段塞混相后的原油，从而提高了原油采收率。因此，五点法井网条件下CO2-N2复合驱CO2的合理段塞为0.3 PV。