CO2非混相驅(qū)影響因子的影響系數(shù)確定

付宗委

中國石油大慶油田有限責(zé)任公司海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部塔21區(qū)塊作業(yè)區(qū) （內(nèi)蒙古 海拉爾 021008）

石油是國家的生命之源，面對(duì)國際形勢的變化，為了最大程度的提高原油產(chǎn)量，我國勘探開發(fā)的方向，也開始轉(zhuǎn)向低滲透或者特低滲透油藏資源。據(jù)初步估測，我國探明的低滲儲(chǔ)層儲(chǔ)量高達(dá)75.3億t，但由于低滲透油藏開發(fā)技術(shù)的限制，我國低滲透油田的采收率卻只有20%或者更低，因此，低滲透油層的開發(fā)依然有巨大的潛力，是未來石油開發(fā)的前沿主攻方向[1]。

對(duì)于低滲透油藏，氣驅(qū)是非常有效的一種提高采收率方法。但是對(duì)于低滲透油藏，由于啟動(dòng)壓力的存在，油藏流體運(yùn)動(dòng)規(guī)律屬于非達(dá)西滲流，另外氣體還存在滑脫效應(yīng)，因此低滲透油藏氣驅(qū)時(shí)需要考慮眾多的影響因子。氣驅(qū)過程中[2-3]，相對(duì)滲透率曲線是描述油藏中各相流體的運(yùn)動(dòng)規(guī)律的一個(gè)重要參數(shù)，它可以反映在多種影響因子下的多孔介質(zhì)中，多相流體的滲流規(guī)律，對(duì)油藏生產(chǎn)指標(biāo)的預(yù)測、油藏評(píng)價(jià)等至關(guān)重要，相對(duì)滲透率曲線可以通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測得。

1 影響因子分析

1.1 最小混相壓力

最小混相壓力[4]是確定低滲透油藏混相驅(qū)和非混相驅(qū)的一個(gè)重要因子和界限，細(xì)管實(shí)驗(yàn)法是確定最小混相壓力最可靠、最經(jīng)典的方法。

通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)法繪制氣驅(qū)采收率與氣體注入量的關(guān)系曲線，由曲線可以得出：隨著氣體注入量的增加，累積采收率迅速增加，在氣體注入量達(dá)到1.2PV時(shí)，分別計(jì)算不同壓力下氣驅(qū)油的采收率情況。通過多組實(shí)驗(yàn)分析，做累積采收率與壓力的散點(diǎn)圖，經(jīng)過處理并結(jié)合90%的采收率要求，最終可以確定最小混相壓力（圖1）。

圖1 最小混相壓力確定

1.2 滑脫效應(yīng)

1941年克林勃格通過實(shí)驗(yàn)分析，初步導(dǎo)出了滑脫效應(yīng)作用下的氣測滲透率公式[5]：

式中：kg為氣測滲透率，10-3μm2；k 為克林勃格滲透率，10-3μm2；為巖心進(jìn)口和出口的平均壓力，MPa；b為氣體滑脫因子。

Sampath通過分析低滲透油藏的氣驅(qū)原理，并結(jié)合大量的實(shí)驗(yàn)得出了氣體滑脫因子的計(jì)算公式：

式中：φ為孔隙度。

1.3 最低啟動(dòng)壓力

通過實(shí)驗(yàn)得出的采油量和壓力數(shù)據(jù)，建立壓力、巖心長度、采油量曲線，然后選取最有線性關(guān)系的部分，反向延長與坐標(biāo)軸的交點(diǎn)即為最低啟動(dòng)壓力。滲透率約0.5×10-3μm2的人造巖心油驅(qū)時(shí)，所測得的最低啟動(dòng)壓力為0.065MPa，見圖2。

圖2 巖心0.5×10-3μm2油驅(qū)最低啟動(dòng)壓力確定

1.4 其它影響因子

氣驅(qū)時(shí)還受氣體的溶解度，溶液的黏度、密度等因子影響。另外，溶解度還受到溫度、壓力、分子量等影響。例如：在油相中，CO2的溶解度隨溫度的升高而降低、隨壓力的升高而升高、隨油相分子量的升高而降低[6]。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 實(shí)驗(yàn)材料及方法

實(shí)驗(yàn)使用的材料：高純度CO2，精密氣壓計(jì)，油氣分離器，油氣計(jì)量器，調(diào)壓閥門等；實(shí)驗(yàn)用油、地層水均取自大慶外圍低滲透油田；實(shí)驗(yàn)用巖心為天然巖心,平均滲透率 0.5×10-3μm2;實(shí)驗(yàn)溫度：恒溫 75℃。

實(shí)驗(yàn)方法：出口加回壓，在主要考慮最低啟動(dòng)壓力時(shí)，驅(qū)替速度定為：5～10mL/min；在主要考慮氣體滑脫效應(yīng)時(shí)，驅(qū)替速度定為：20～25mL/min。

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.2.1 氣油相對(duì)滲透率曲線計(jì)算

非混相狀態(tài)氣驅(qū)時(shí)[7]，氣油相對(duì)滲透率計(jì)算公式如下：

式中：krg為氣相相對(duì)滲透率，%；kro為油相相對(duì)滲透率，%；(i)為無因次油氣累計(jì)產(chǎn)量；Q(i)為時(shí)刻產(chǎn)液率，cm3/s；Qo為初始時(shí)產(chǎn)油率，cm3/s；ΔPo為初始油藏驅(qū)替壓力差，MPa；ΔP(i)為時(shí)刻巖心驅(qū)替壓力差，MPa；G 為最低啟動(dòng)壓力，MPa；fo為含油比，%；fg為含氣比，%；μg為氣相黏度，mPa·s；μo為油相黏度，mPa·s。

2.2.2 氣油相對(duì)滲透率曲線

非混相氣驅(qū)狀態(tài)下，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如下。其中，圖3 K'ro、K'rg是主要考慮最低啟動(dòng)壓力時(shí)氣油相對(duì)滲透率曲線；圖4 K'ro、K'rg是主要考慮氣體滑脫效應(yīng)時(shí)氣油相對(duì)滲透率曲線；Kro、Krg是未考慮最低啟動(dòng)壓力和滑脫效應(yīng)時(shí)氣油相對(duì)滲透率曲線。

由圖3和圖4得出：在主要考慮最低啟動(dòng)壓力和滑脫效應(yīng)時(shí)，氣油相對(duì)滲透率曲線均有所下降。其中，油相相對(duì)滲透率曲線下降幅度略小，氣相相對(duì)滲透率曲線下降幅度略大。這也進(jìn)一步說明：最低啟動(dòng)壓力主要影響油相相對(duì)滲透率曲線，滑脫效應(yīng)主要影響氣相相對(duì)滲透率曲線。

圖3 氣油相對(duì)滲透率曲線

圖4 氣油相對(duì)滲透率曲線

2.2.3 各影響因子的影響系數(shù)分析

采用計(jì)算機(jī)軟件，分別計(jì)算出油相和氣相相對(duì)滲透率曲線在不同影響因子下，油相和氣相相對(duì)滲透率曲線相對(duì)于未考慮最低啟動(dòng)壓力和滑脫效應(yīng)時(shí)氣相和油相相對(duì)滲透率曲線所下降區(qū)域的相對(duì)面積。計(jì)算結(jié)果為：主要考慮最低啟動(dòng)壓力時(shí)，氣相和油相相對(duì)滲透率曲線所下降區(qū)域的相對(duì)面積為3.3689，主要考慮滑脫效應(yīng)時(shí)，氣相和油相相滲曲線所下降區(qū)域的相對(duì)面積為2.1682，最低啟動(dòng)壓力與滑脫效應(yīng)的影響系數(shù)比約為1.55：1。另外，考慮到其它因子影響，結(jié)合經(jīng)驗(yàn)初步確定，各影響因子的影響系數(shù)：最低啟動(dòng)壓力∶滑脫效應(yīng)∶其它影響因子為0.55∶0.35∶0.1。

3 結(jié)論

1）非混相氣驅(qū)時(shí)，驅(qū)替過程主要受最低啟動(dòng)壓力、滑脫效應(yīng)以及氣體的有效溶解度、地層的溫度、壓力等影響因子影響。

2）在考慮到最低啟動(dòng)壓力和滑脫效應(yīng)時(shí)，氣油相滲曲線均有所下降，其中，油相相滲曲線下降幅度略小，氣相相對(duì)滲透率曲線下降幅度略大。

3）通過對(duì)相對(duì)滲透率曲線下降區(qū)域相對(duì)面積的分析，得出最低啟動(dòng)壓力、滑脫效應(yīng)以及其它影響因子的影響系數(shù)為 0.55∶0.35∶0.1。

[1]李士倫，周守信，杜建芬，等．國內(nèi)外注氣提高石油采收率技術(shù)回顧與展望[J]．油氣地質(zhì)與采收率，2002，6（2）：1-6．

[2]張繼成，宋考平．相對(duì)滲透率曲線特征及其應(yīng)用[J]．石油學(xué)報(bào)，2007，5（4）：104-107．

[3]何更生．油層物理[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2007．

[4]苗國鋒．龍虎泡油田高臺(tái)子油層CO2驅(qū)最小混相壓力研究[J]．石油地質(zhì)與工程，2010，11（3）：70-72．

[5]江義容．低滲透巖心氣/液相對(duì)滲透率及敏感參數(shù)影響[J]．石油勘探與開發(fā)，2007，8（6）：61-64．

[6]陽曉燕，黃凱，馬超，等.不同油藏條件下相滲曲線分析[J].科學(xué)技術(shù)與工程，2012，5（14）：3340-3334.

[7]謝尚賢．大慶油田CO2驅(qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究[J]．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2001，6（4）：51-58．