層內(nèi)自生CO2吞吐機(jī)理數(shù)值模擬研究

何吉波，湯 勇，楊付林，蘇正遠(yuǎn)

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；2.中國(guó)石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009)

層內(nèi)自生CO2吞吐機(jī)理數(shù)值模擬研究

何吉波1，湯 勇1，楊付林2，蘇正遠(yuǎn)1

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；2.中國(guó)石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009)

層內(nèi)自生CO2技術(shù)是一種新的增油方式。在所建立的真實(shí)油藏單井徑向模型的基礎(chǔ)上，通過數(shù)值模擬研究，得出層內(nèi)自生CO2吞吐可以降低原油粘度、膨脹原油體積、抽提原油中的輕質(zhì)組分；生氣劑注入速度過快會(huì)形成生氣劑溶液對(duì)原油的驅(qū)替，不利于吞吐的進(jìn)行，而燜井時(shí)間越長(zhǎng)，吞吐的效果越好。因此，在自生CO2吞吐過程中應(yīng)適當(dāng)降低生氣劑注入速度和延長(zhǎng)燜井時(shí)間。

層內(nèi)自生CO2油藏 吞吐 數(shù)值模擬

CO2驅(qū)被認(rèn)為是提高原油采收率最有效的方法之一，CO2吞吐法提高采收率技術(shù)已經(jīng)在美國(guó)和加拿大等地得到了廣泛應(yīng)用[1]。層內(nèi)自生CO2技術(shù)就是向地層注入反應(yīng)溶液，使其在油藏條件下反應(yīng)而釋放出CO2氣體，該技術(shù)不僅克服了常規(guī)注CO2驅(qū)過程中，有關(guān)CO2氣源、CO2氣體的運(yùn)輸、注CO2過程中對(duì)設(shè)備的腐蝕等諸多不利因素，而且保留常規(guī)CO2驅(qū)有利因素。目前，該技術(shù)已經(jīng)在江蘇油田進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，并取的了一定的效果[2～3]。

CO2吞吐一種提高單井采收率的有效方法[4～5]，層內(nèi)自生CO2吞吐結(jié)合自生CO2和CO2吞吐兩大技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)，是一種新型的提高采收率方法[6]。本文通過數(shù)值模擬方法，對(duì)層內(nèi)自生CO2吞吐的機(jī)理進(jìn)行了分析，旨在為層內(nèi)自生CO2吞吐的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用提供理論支撐。

1 地質(zhì)模型

根據(jù)實(shí)際油藏，建立了單井徑向模型，油藏埋深2 076.8 m，平均地層溫度78 ℃，原始地層壓力為22.0 MPa，目前地層平均地層壓力為6.9 MPa。油藏物性參數(shù)見表1。地層原油粘度10.2 mPa·s，油相飽和壓力3.24 MPa，原始?xì)庥捅?5 cm3/cm3。

所建徑向模型的網(wǎng)格數(shù)為98(14×1×7)，X方向的網(wǎng)格步長(zhǎng)為4～50 m。Z方向上的網(wǎng)格步長(zhǎng)根據(jù)實(shí)際油藏厚度建立，總厚度30.4 m，有效厚度19.3 m(其中第3層是隔層)。地質(zhì)儲(chǔ)量7.83×104t，泄油半徑250 m，巖石骨架體積熱容量2.35×106J/(m3·℃)，巖石熱傳導(dǎo)系數(shù)為6.6×105J/(m·d·℃)，油相熱傳導(dǎo)系數(shù)為8.305×103J/(m·d·℃)，水相熱傳導(dǎo)系數(shù)5.35×105J/(m·d·℃)。

表1 油藏基本物性參數(shù)

表2 油藏流體擬組分的主要特征參數(shù)

2 流體相態(tài)

使用相態(tài)分析軟件winprop，對(duì)流體的等組成膨脹、注氣膨脹、多次脫氣、飽和壓力以及單次閃蒸等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算擬合，得到能夠代表真實(shí)儲(chǔ)層流體的狀態(tài)方程參數(shù)(見表2)。本次模擬通過對(duì)重質(zhì)組分的劈分和重新歸并，將油相組分最終劃分為5個(gè)模擬組分：CO2(0.7%)、N2～CH4(11.3%)、C2～C6(7.2%)、C7～C10(28.3%)、C11～C28(52.5%)。

3 反應(yīng)參數(shù)計(jì)算

層內(nèi)自生CO2反應(yīng)有單葉法和雙液法兩種，單葉法是通過向地層中注入可分解鹽溶液，該鹽溶液在地層條件下受熱分解生成CO2氣體。雙液法是通過向地層中注入低濃度酸和鹽溶液，在地層條件下兩者發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，生成可溶性鹽溶液和CO2氣體[11]。本文中自生CO2反應(yīng)采用單液法，選用的可分解鹽為NH4HCO3，具體反應(yīng)的方程式如下：

NH4HCO3=NH3+H2O+CO2

單液法自生CO2的反應(yīng)參數(shù)主要有產(chǎn)氣速度、反應(yīng)活化能和反應(yīng)焓，其中產(chǎn)氣速度為生氣反應(yīng)在地層溫度和壓力條件下的反應(yīng)速度，通過對(duì)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的擬合而得到。自生CO2反應(yīng)的活化能和反應(yīng)焓通過建立反應(yīng)動(dòng)力學(xué)和熱力學(xué)模型計(jì)算而得到。根據(jù)室內(nèi)生氣評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，建立數(shù)值模型擬合生氣反應(yīng)速度，擬合的主要參數(shù)是體系的壓力變化，擬合曲線如圖1。通過擬合得到的反應(yīng)頻率因子為0.06，通過計(jì)算得到熱力學(xué)參數(shù)，計(jì)算出反應(yīng)活化能為116.89 J/mol，反應(yīng)焓為-172 690 J/mol。

圖1 體系平均壓力擬合曲線

4 數(shù)值模擬研究

在研究層內(nèi)自生CO2吞吐的機(jī)理的過程中，選擇生氣劑注入起始時(shí)間為2014年1月1日，停注時(shí)間為2014年1月7日，燜井7 d后開井生產(chǎn)。

4.1 地層原油粘度變化

生氣劑注入地層后，受熱分解(反應(yīng)方程式見公式1)，產(chǎn)生CO2氣體，CO2溶于原油，降低原油的粘度。由圖2可知，從注生氣劑注入到燜井結(jié)束的過程中，地層中的原油粘度出現(xiàn)不同程度降低，近井地帶的原油由于最先接觸生氣劑產(chǎn)生的CO2，且溶解量最多，因此粘度降低最明顯。燜井結(jié)束時(shí)，近井地帶原油的粘度從初始的10.2 mPa·s降至7.6 mPa·s。

圖2 不同時(shí)間下原油粘度的變化

4.2 地層原油體積的變化

CO2在原油中的溶解能力較強(qiáng)，自生反應(yīng)生成的CO2大量溶于原油中，可以膨脹原油的體積，增加地層能量。從圖3可知，燜井期間，自生反應(yīng)生成CO2大量溶入原油中，使原油體積迅速膨脹。

圖3 地下原油體積的變化

4.3 氣相中輕質(zhì)組分(N2～C1)組成的變化

生氣劑在地層中受熱分解后，分解產(chǎn)生大量CO2氣體，CO2氣體與原油接觸，相互作用，抽提原油中的輕質(zhì)組分(N2～C1)，在加富CO2本身的同時(shí)改變?cè)臀镄?。由圖4可知，隨著燜井進(jìn)行，CO2抽提原油中輕質(zhì)組分的作用半徑逐漸擴(kuò)大，這種作用有利于CO2吞吐的進(jìn)行。

圖4 輕質(zhì)組分(N2～C1)在氣相中的摩爾分?jǐn)?shù)

5 自生CO2吞吐效果影主要響因素分析

5.1 生氣劑注入速度

在研究生氣劑注入速度對(duì)層內(nèi)自生CO2吞吐影響的過程中，設(shè)計(jì)了4種注入速度，分別為：300 m3/d、400 m3/d、500 m3/d和600 m3/d。生氣劑注入速度對(duì)CO2在原油中的摩爾分?jǐn)?shù)的影響見圖5。隨著注入速度的升高，CO2在原油中的摩爾分?jǐn)?shù)增加。主要原因是隨著生氣劑注入速度的升高，生氣劑在地層中的生氣速度增加，相同時(shí)間內(nèi)生成的CO2量也隨之升高。

圖5 不同注入速度下原油中CO2的摩爾分?jǐn)?shù)

雖然隨著生氣劑注入速度的升高，原油中溶解的CO2量也隨之增加，但從圖5可以看出，隨著注入速度的升高，CO2吞吐半徑并沒有發(fā)生變化，產(chǎn)生這種現(xiàn)象的主要原因是生氣劑注入速度越高，注入的生氣劑會(huì)將近井地帶的原油驅(qū)向地層深處。圖6表明，在距離地層0～100 m的地方，隨著生氣劑注入速度的增加，原油飽和度逐漸降低，而在超出100 m的地層范圍內(nèi)，生氣劑注入速度對(duì)原油飽和度沒有影響。因此，生氣劑的注入速度過高，會(huì)形成生氣劑對(duì)原油的驅(qū)替作用，將原油驅(qū)向地層深處，不利于CO2吞吐的進(jìn)行。

圖6 原油飽和度沿徑向的分布

5.2 燜井期

燜井期是影響CO2吞吐效果的一個(gè)重要因素，為研究燜井期對(duì)吞吐效果的影響，設(shè)計(jì)了4種燜井時(shí)間，分別是：7 d、10 d、15 d、20 d。圖7為不同燜井期CO2在原油中的摩爾分?jǐn)?shù)，可知，隨著燜井時(shí)間的增加，CO2在原油中摩爾分?jǐn)?shù)升高。

圖7 不同燜井期原油中CO2摩爾分?jǐn)?shù)

燜井期越長(zhǎng)，生氣劑反應(yīng)以及CO2與原油相互作用的時(shí)間的就越長(zhǎng)，原油中溶解的CO2越多，對(duì)原油降粘作用就越好。如圖8，隨著燜井時(shí)間的增加，在近井地帶，原油的粘度就越低。因此燜井時(shí)間越長(zhǎng)，越有利于吞吐的進(jìn)行。

圖8 原油粘度沿徑向的分布

6 結(jié)論

(1)降低原油粘度：生成的CO2可以在吞吐的過程中大量溶于原油，降低原油的粘度。

(2)膨脹原油體積：CO2原油溶于原油，膨脹原油體積，增加地層能量。

(3)抽提輕質(zhì)組分：CO2與原油相互作用，抽提原油中的輕質(zhì)組分，發(fā)揮CO2混相驅(qū)的作用。

層內(nèi)自生CO2的主要操作參數(shù)對(duì)自生CO2吞吐有重要影響，生氣劑注入速度過快，會(huì)形成生氣劑溶液對(duì)原油的驅(qū)替作用，將原油推向至地層深處，不利于吞吐的進(jìn)行。燜井時(shí)間越長(zhǎng)，CO2與原油相互作用的時(shí)間就越長(zhǎng)，越有利于吞吐的進(jìn)行。

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(編輯 王建年)

Study on numerical simulation of in-situ generating CO2stimulation mechanism

He Jibo，Tang Yong，Yang Fulin，Su Zhengyuan

(1.StateKeyLaboratoryforReservoirGeologyandDevelopmentEngineering,Chengdu610500,China;2.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China)

In-situ generating CO2technology is a new way to increase oil recovery.Based on the radial model of real reservoir single well，numerical simulation results showed that the in-situ generating CO2stimulation can reduce the viscosity of crude oil and swell the volume of crude oil，and extract light component of the crude oil；the slower the injected rate of generating gas chemical solution，the longer the soak time，the better the increased oil recovery is.Therefore the injected rate of the generating gas chemical solution should be reduced and the soak time should be prolonged in the process of in-situ generating CO2stimulation.

in-situ generating CO2；reservoir；huff-n-puff；numerical simulation

2015-07-05；改回日期：2015-08-16。

何吉波(1990—)，在讀碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)工程及注氣提高采收率方面的研究，電話：13880159380，E-mail:793440675@qq.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.010

TE357.45

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