CO2驱前缘运移规律及气窜时机预测方法——以胜利油田G89-1区块为例

崔传智，闫大伟，姚同玉，王 建，张传宝，吴忠维

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015）

伴随中国油气田勘探工作的深入，难动用的低渗透油藏储量所占比例越来越大。由于CO2的特性对于该类油藏开采有较大优势，以CO2为驱油剂不仅可以增加原油可采储量，还可以实现CO2的长期地质埋存，但注CO2驱油时气窜问题较为严重。因此，开展CO2驱前缘运移及气窜规律影响因素分析，预测气窜时间对于改善CO2驱的开发效果具有重要意义。

目前，关于CO2前缘运移及气窜的研究较多。李东霞等[1]针对CO2非混相驱油过程中的黏性指进问题，建立数学模型并进行求解，研究了一维CO2非混相驱油黏性指进的表征方法，重点分析注采压差与油层温度等因素对CO2非混相驱油黏性指进的影响，并回归了这些因素对CO2非混相驱油黏性指进的影响规律。徐庆岩等[2]利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型，推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式，分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油黏度对注水推进速度的影响，并针对注采井距的影响，首次提出了无因次水驱前缘的概念。宋金贺[3]通过室内实验和数值模拟研究的结果进一步分析了低渗透储层下的水驱前缘运移规律，推导了低渗透油藏中水驱前缘位置随着注入PV 数变化的经验公式。曹小朋等[4]通过组分数值模拟和数学推导，研究了混相带运移变化规律及对采收率的影响。以上研究对认识CO2前缘运移规律具有一定的作用，但是没有涉及CO2驱气窜时间及气窜时波及系数的相关研究。

关于CO2气窜时机的研究，杨大庆等[5]为了确定低渗透油藏渗透率对CO2驱油过程气窜的影响规律，通过室内实验研究不同渗透率岩心驱替下见气时间、气窜时间、扩散速度及不同阶段采收率的变化特点，扩散速度随渗透率的增加而增加，见气时间和气窜时间随岩心渗透率的增加而缩短，且当渗透率增加至某一值（该实验渗透率为10×10-3μm2左右），见气时间和气窜时间几乎都降为0；赵习森等[6]通过建立非均质实验模型，得出CO2气体的波及体积受气窜影响严重，岩心非均质性越强，气窜现象越严重，气驱效果越差；在渗透率级差较小的情况下，采出程度随渗透率级差的增加而降低；李承龙等[7]运用灰色综合评估法定量评价了气窜主要影响因素，制订气窜程度分类界限，建立气窜程度评估模型。当评估值大于0.55 时，气窜程度非常严重，当评估值小于0.25 时，未出现气窜；气窜程度评估模型计算结果符合率达到90.6%；伍晓妮等[8-12]利用室内实验及数值模拟手段对CO2提高采收率机理进行了研究并对影响因素进行了分析；陈昊天等[13-16]对CO2驱油过程中前缘驱替及波及规律进行了总结；王昕等[17-18]利用模拟研究了CO2驱流体变化特征及瞬变特性；雷欣慧等[19-20]分析了水气交替驱后见效特征并建立了CO2驱特征曲线；郑自刚等[21]通过实验研究了注水开发过程中的贾敏效应。以上研究均为对不同非均质或不同渗透率的岩心开展CO2驱替实验，没有涉及矿场条件下气窜时间与气窜时波及面积定量表征的研究。

目前，在CO2连续注气驱研究方面，较少有关于气窜时机以及气窜时的波及系数的预测模型。该文通过建立基于油田实际数据的数值模拟模型，得出不同原油黏度、储层渗透率、注气速度、注采井距下的前缘运移规律，通过各影响因素下的见气时间及波及系数回归，得到见气时间及见气时波及系数预测模型，对气窜时机及波及系数进行预测，对于指导注气驱开发提供技术支持。

1 CO2前缘运移及影响因素研究

1.1 油藏数值模拟模型建立

通过数值模拟软件建立低渗透油藏五点井网四分之一模型，模型网格划分为41×41×1，网格步长5 m×5 m×3 m，井距为260 m。孔隙度为0.17，原始地层压力为18 MPa，CO2与原油多级接触混相压力为28.5 MPa，含油饱和度为0.6。定生产井井底压力为10 MPa，生产3 a。

该模型主要通过改变储层原油黏度、储层渗透率、CO2注入速度、储层注采井距等参数，得到不同因素影响下CO2前缘移动及气窜时间变化规律。其中，以前缘移动距离来表征CO2前缘移动规律，以见气时间、见气时波及系数来表征CO2气窜时间规律。见气时间为模型生产气油比曲线由平滑突然增加的时间点[22]，而见气时波及系数为见气时刻对应的所有含气网格所占面积比例。

1.2 储层原油黏度对CO2前缘移动距离影响规律研究

使用上述模型，设定储层渗透率为6×10-3μm2，注气井定注气速度为2 000 m3/d（地面标况），改变原油黏度分别为1～5 mPa·s。比较不同原油黏度下前缘移动规律。

从数值模拟计算得出的不同前缘位置下的含油饱和度分布（图1）和不同原油黏度下不同时刻对应的前缘位置可看出，在注气初期，注入井附近压力较高，流动通道未建立，气体向四周扩散溶解，此时指进现象较弱，注气前缘移动速度较慢。随着驱替的进行，流动通道形成，注入气沿形成的通道逐渐移动，含气饱和度进一步增大，导致指进现象越来越严重，前缘移动速度加快。在同一原油黏度下，气体前缘移动速度随着驱替的进行先减小后逐渐增大，在气窜时刻达到最大（图2）。

图1 不同前缘位置下的含油饱和度剖面Fig.1 Oil saturation profiles at different leading edge

图2 不同原油黏度下不同时刻的前缘移动距离Fig.2 Leading edge moving distance at different crude oil viscosity

由模拟计算得出的见气时刻不同原油黏度下的含油饱和度分布（图3），不同原油黏度下的见气时间和见气时波及系数可以看出（图4），随着原油黏度的增加，CO2驱替渗流阻力增大，气体突破生产井时间延长，同时，原油黏度增大导致指进现象加剧，波及系数逐渐减小。同一注入量下，随着原油黏度的增加，地层压力也在逐渐升高，如图5所示。

图3 见气时刻不同原油黏度含油饱和度剖面Fig.3 Oil saturation profile with different viscosity at gas appearance time

图4 不同原油黏度下的见气时间和波及系数Fig.4 Gas breakthrough time and sweep efficiency at different crude oil viscosities

图5 不同原油黏度下不同时刻地层压力对比Fig.5 Formation pressure comparison under different crude oil viscosity and at different times

1.3 储层渗透率对CO2前缘移动距离影响规律研究

设模型注气井注入速度2 000 m3/d（地面标况），原油黏度为2 mPa·s，改变储层渗透率为（4～12）×10-3μm2，比较不同储层渗透率影响下前缘移动规律。

从数值模拟计算得出的不同储层渗透率下不同时刻对应的前缘位置看出（图6），同一注入量下，储层渗透率较大时，前缘移动距离曲线的斜率较大，驱替前缘的移动速度更快。在同一渗透率下，随着驱替的进行，前缘移动速度也随着加快。

图6 不同储层渗透率下不同时刻的前缘移动距离Fig.6 Front moving distance at different permeability and time

通过模拟计算的出的见气时刻不同渗透率下的含油饱和度分布、不同渗透率下的见气时间和波及系数看出，随着储层渗透率的增加，渗流阻力变小，注入气更容易发生气窜，见气时间提前；在相同注入速度情况下，储层渗透率越低，注入压力越大，波及面积增大，CO2更多溶于原油中，提高了驱替效率（图7、图8）。

图7 见气时刻不同储层渗透率下的含油饱和度剖面Fig.7 Profiles of oil saturation under different reservoir permeability at gas discovery time

图8 不同储层渗透率下的见气时间和波及系数Fig.8 Gas breakthrough time and sweep efficiency at different reservoir permeability

1.4 注入速度对CO2前缘移动距离影响规律研究

设模型原油黏度为2 mPa·s，储层渗透率为6 ×10-3μm2，改变CO2注入速度为1 500～3 500 m3/d，比较不同注气速度影响下的前缘移动规律。

从数值模拟计算得出的不同注入速度下不同时刻对应的前缘位置看出，随着注气速度的增加，前缘移动距离曲线斜率变大，前缘移动速度变快，且前缘移动速度变化幅度增大。在同一注入速度下，前缘移动速度先减小后逐渐增大（图9）。

图9 不同注入速度下不同时刻的前缘移动距离Fig.9 Leading edge moving distance at different injection speeds and time

通过模拟计算得出的见气时刻下不同注入速度下的含油饱和度分布（图10）、不同注入速度下的见气时间和波及系数看出（图11），随着注气速度的增加，驱替压力升高，溶解在原油中的气体增多，原油流动能力增强，前缘移动速度加快，见气时间提前；见气时波及系数随着注气速度的增加先降低后逐渐增大，当注气速度为2 500 m3/d 时，波及系数最小，较高或较低的注入速度会一定程度上抑制指进的发生，波及系数增大。

图10 见气时刻不同注气速度下的含油饱和度剖面Fig.10 Profiles of oil saturation at different gas injection rates at gas discovery time

图11 不同注入速度下的见气时间和波及系数Fig.11 Gas breakthrough time and sweep efficiency at different injection rates

1.5 储层注采井距对CO2前缘移动距离影响规律研究

在研究储层注采井距对CO2前缘移动距离影响规律时，设模型原油黏度为2 mPa·s，储层渗透率为6 × 10-3μm2，注气井定注入速度2 000 m3/d（地面标况），在改变储层注采井距时，保证每个模型网格大小相同，横向均为5 m，纵向均为3 m，依次增加网格数量，从而改变储层注采井距分别约为98.98，148.47，197.96，247.45，296.94 m，比较不同注采井距影响下的前缘移动规律。

当注采井距变小时，井间驱动压力梯度变大，气体前缘移动速度变快，油井见气时间变早，气窜加剧。在同一注采井距下，气体前缘移动速度均随着驱替的进行而逐渐增大，气体突破时刻的气体前缘移动速度最快（图12）。

图12 不同井距下不同时刻的前缘移动距离Fig.12 Leading edge moving distance at different well spacing

随着注采井距的增大，见气时波及系数逐渐增大，但当注采井距大于240 m时，继续增大井距，波及系数提高幅度较小（图13）。

图13 不同井距下的见气时间和波及系数Fig.13 Gas breakthrough time and sweep efficiency at different well spacing

2 见气时间及见气时波及系数多因素影响研究

通过分析见气时间、见气时波及系数分别与原油黏度、储层渗透率、注气速度、井距的关系，可以得出：随着原油黏度和注采井距的增大生产井见气时间呈幂函数形式增加，随着储层渗透率与注入速度的增大，生产井见气时间呈幂函数形式减小；随着储层渗透率、注气速度、注采井距的增大，见气时波及系数呈幂函数形式增加，随着原油黏度的增加，见气时波及系数呈幂函数形式减小。

在见气时间与见气时波及系数单因素影响研究下，进一步分析见气时间与见气时波及系数在多因素影响下的变化规律。通过设计四因素五水平一共25 组正交试验，原油黏度范围在1～5 mPa·s，储层渗透率范围在（4～12）× 10-3μm2，注气速度范围在1 500～3 500 m3/d，注采井距范围在98～300 m。对不同原油黏度、渗透率、注入速度及注采井距下的见气时间及见气时波及系数进行多元非线性回归，来拟合出见气时间和见气时波及系数表达式（表1），通过见气时间来对气窜时机进行表征（表2）。

表1 正交试验参数Table 1 Orthogonal test parameters

表2 多元非线性回归统计Table 2 Multivariate nonlinear regression

通过对比回归方程预测值与实际值，可以发现数据点基本分布在y=x直线附近，说明拟合模型可信度较高（图14）。

图14 拟合模型预测值与实际值对比Fig.14 Comparison between predicted value and actual value of fitting model

3 实例应用

选择G89-1 断块油藏的两个注采单元进行实例分析，以验证拟合模型的准确性，为减小储层非均质性对于拟合公式造成的误差，选取单元为非均质性相对较弱的注采单元（图15）。

图15 模型储层渗透率分布Fig.15 Permeability distribution of model reservoir

G89-1 断块油藏位于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷金家—正理庄—樊家鼻状构造带中部，主要含油层系为沙四段，油藏埋深2 400～3 100 m，平均渗透率为4.7×10-3μm2，平均孔隙度为13.8%，属于低孔特低渗储层。以小层中注入井G89-16 与生产井G891-7注采单元区域和注入井G89-X21 与生产井G89-S 注采单元区域为验证对象（图15）。井G89-16与井G891-7 之间注采单元中，单元内平均渗透率为2.29 × 10-3μm2，注采井距为148.6 m。井G89-X21 与井G89-S3 之间注采单元中，单元内平均渗透率为3.07 × 10-3μm2，注采井距为136 m。初始原油黏度均为1.864 9 mPa·s。定模型注入井注气速度均为2 000 m3/d，定生产井井底压力为10 MPa进行生产，模拟生产3年，结果如图16所示。

图16 不同注采单元见气时CO2体积分数分布Fig.16 Distribution of CO2 volume fraction at gas breakthrough time in different injection-recovery unit

通过将实际模型中选取的两个注采单元的原油黏度、渗透率、注入速度、注采井距等参数代入到已拟合好的见气时间与见气时的波及系数表达式中，获得见气时间与见气时的波及系数，并将其与数值模拟见气时间与见气时的波及系数进行对比分析，以验证建立的见气时间与见气时的波及系数计算方法的准确性，具体对比结果如下：

数值模拟计算井G89-16 与井G891-7 之间注采单元见气时间为T1=443.00 d，而拟合公式所计算为=428.00 d，预测精度为3.4 %；该单元内见气时波及系数为38.80%，拟合公式计算为40.46%，预测精度为4.3%。井G89-X21 与井G89-S3 之间注采单元见气时间为T2=385.61 d，而拟合公式所计算为=398.57 d，预测精度为3.3%；该单元内见气时波及系数为32.4 %，拟合公式计算为33.91 %，预测精度为4.5%。由于表达式只是建立在较为均质的地层中，在实际应用过程中，会有一定误差。通过以上对比，预测精度均小于5%，说明所建立公式能够满足矿场应用需求。

4 结论

1）原油黏度越大，气油流度比增大，黏性指进加剧，波及系数减小，当原油黏度大于3 mPa·s，见气时间增加幅度减缓。

2）注气速度越大，驱替前缘移动速度越快，见气时间提前，波及系数会先减小后增大，当注气速度为2 500 m3/d时，见气时波及系数最小。

3）注采井距越大，驱替前缘移动速度越慢，见气时间延后，气窜程度减弱，波及系数逐渐增大，当注采井距大于240 m时，波及系数增加幅度减缓。

4）通过设计四因素五水平的正交试验对不同原油黏度、渗透率、注入速度及注采井距下的见气时间进行多元非线性回归拟合，得到了见气时间表达式，对气窜时机进行预测，由于该预测方法只针对较为理想的均质地层，在实际应用中会有一定误差，而在胜利油田G89-1 区块进行验证时，见气时间及见气时波及系数预测精度均小于5%，满足实际生产需要。