低滲透油藏CO2非混相驅前緣移動規(guī)律研究

孟凡坤，雷 群，蘇玉亮，何東博

1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 海淀 100083 2.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島 266580

引 言

礦場實踐及室內實驗表明，低滲透油藏CO2驅可大幅提高原油采收率，同時可實現(xiàn)CO2的地質埋存，具有廣泛的應用前景[1-7]。與國外油田不同，國內低滲透油藏地層壓力較低，且CO2-原油最小混相壓力較高，CO2與原油間難以實現(xiàn)混相，因此多為CO2非混相驅[8]。與水驅相比，CO2流動能力較強，且與原油間存在復雜的相互作用，導致對驅替前緣移動規(guī)律認識困難，礦場應用過程中難以較為準確的預測注入氣突破時間。

目前，國內對CO2驅前緣運移研究主要聚焦于低滲透油藏CO2驅氣竄規(guī)律的分析。王建波等以腰英臺低滲透油藏為例，根據(jù)礦場數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析，指出裂縫發(fā)育情況、沉積微相等為控制CO2運移方向和速度的主要影響因素[9-10]。楊大慶等通過室內實驗，研究了滲透率、注氣壓力等對低滲透油藏CO2驅氣竄的影響規(guī)律[11-12]。對于CO2驅驅替前緣的描述，Koval等針對混相驅替，建立了初次接觸混相的驅替模型，對混相驅替前緣的黏性“指進”效應進行了闡述[13-14]。侯建等先后基于改進的黑油模型混相驅流線模擬方法，建立了CO2混相驅流線模型，實現(xiàn)了對不同井網(wǎng)形式CO2混相驅替前緣的追蹤及生產參數(shù)的預測[15-17]。

在上述研究中，對于CO2驅替前緣運移的研究，其方法僅限于礦場生產數(shù)據(jù)的統(tǒng)計分析及室內試驗，缺乏相應的理論基礎，而對于驅替前緣的描述，由于沒有考慮低滲透油藏特性及CO2非混相驅替特征，也難以實現(xiàn)對驅替前緣的準確預測。為此，本文考慮低滲透油藏CO2非混相驅替過程中油相啟動壓力梯度的影響及CO2在原油中的溶解，推導低滲透油藏CO2驅分流量方程，通過修正B-L方程，確立CO2驅替前緣移動速度計算方法，并以此分析CO2溶解作用、原油黏度及注入壓力對CO2驅替前緣移動速度的影響。此外，針對吉林腰英臺、勝利與延長油田CO2驅試驗區(qū)，通過分析其前緣移動速度，對其適應性進行評價，研究結論可為CO2驅礦場實踐驅替前緣的預測提供一定的理論依據(jù)。

1 基于B-L方程的非混相驅模型

1.1 CO2-原油相對滲透率

對于低滲透油藏CO2驅相對滲透率，應用改進的CO2驅相對滲透率模型[18]，如式（1）所示，考慮CO2與原油間的相互作用，建立油相相滲指數(shù)nrog與油藏壓力之間的關系式如式（2）所示。

式中：Kro，Krg-油相、氣相相對滲透率，無因次；

So，Sg-油相、氣相飽和度，%；

Swc-束縛水飽和度，%；

Sorg-氣驅殘油飽和度，%；

Sgc-殘余氣飽和度，%；

p-驅替時油藏平均壓力或注入壓力，MPa；

pmmp-CO2-原油最小混相壓力，MPa；

pnm-非混相邊界壓力，通常取CO2原油界面張力大于或等于7 mN/m時所對應的壓力，MPa。

1.2 溶解CO2原油黏度修正

根據(jù)文獻[19]中不同壓力下CO2在原油中的溶解度實驗數(shù)據(jù)，擬合CO2溶解度與壓力間的經(jīng)驗公式（式（3）），擬合精度0.997，擬合效果較好。

式中：Rso-CO2在原油中的溶解度，mL/mL。

CO2在原油中溶解，會造成原油體積膨脹，黏度降低。為描述CO2溶解對原油的降黏作用，依據(jù)文獻[20]中的方法，對溶解CO2后的原油黏度進行計算，表達式如式（4）所示。

式中：μo-溶解 CO2后原油的黏度，mPa·s；

μoi-初始原油黏度，mPa·s；

μg-CO2黏度，mPa·s；

Vg，Vo-溶解CO2后原油中CO2和原油的體積分數(shù)，%；

Bg-CO2體積系數(shù)，sm3/m3；

z-CO2壓縮因子，無因次；

T-油藏溫度，K；

ps-標準狀況下的壓力，ps=0.101 MPa；

Ts-標準狀況下的溫度，Ts=293.15 K；

γo-原油的相對密度，無因次；

Tr-相對溫度，無因次；

pr-相對壓力，無因次。

對于不同壓力下CO2黏度，可運用LBC方法進行計算[21]。

1.3 低滲透油藏CO2非混相驅分流量方程

低滲透儲層平均孔喉半徑較小，流體與固體界面作用強烈，滲流過程中存在啟動壓力梯度。因此，在低滲透油藏CO2驅替過程中，必須考慮油相啟動壓力梯度的影響，由于CO2黏度較小，流動能力較強，因而忽略其啟動壓力梯度。由此可得油相和氣相一維滲流運動方程

式中：vo，vg-油、氣相滲流速度，cm/s；

K-地層滲透率，D；

Go-油相啟動壓力梯度，MPa/cm；

vt-流體總的滲流速度，cm/s；

q-CO2注入流量，cm3/s；

x-橫坐標，cm；

A-儲層滲流的截面積，cm2。

合并油相和氣相運動方程，整理可得

將式（6）代入式（5），可得到氣體分流量方程

式中：fg-氣體的分流量，無因次。

根據(jù)實驗數(shù)據(jù)的擬合分析結果[22]，可由式（8）計算油相啟動壓力梯度的大小

式中：αo，n-實驗擬合系數(shù)，αo=1.2327，n=0.9754。

1.4 CO2非混相驅前緣移動速度

因考慮CO2驅替過程中CO2在原油中的溶解，因而必須對B-L方程進行修正。不考慮原油、CO2的壓縮性及重力分異作用的影響，一維CO2非活塞式驅油模型CO2濃度守恒式為

式中：CCO2-CO2在氣相和油相中的總濃度，mol/L；

FCO2-總的CO2組分流量，mol/L；

TD-無因次注入時間；

xD-無因次距離；

CCO2,g，CCO2,o-CO2在氣相和油相中的濃度，mol/L；

L-地層長度，cm；

?-油藏孔隙度，%。

式（9）為一維擬線性方程，可運用特征線法進行求解[23]，得到等CO2濃度剖面無因次移動速度

在前緣處由于存在CO2濃度的“跳躍”，可近似轉化為差分格式

式中：下標u-驅替前緣的上游；

下標d-驅替前緣的下游。

根據(jù)式（11），可推導出CO2驅前緣無因次移動速度的計算公式

式中：Do,g-CO2驅油過程中滲流擴散阻滯系數(shù)，無因次；

Sgf-驅替前緣含氣飽和度，%。

對于CO2在油相、氣相中的濃度，可通過CO2在油、水中的溶解度轉換計算求得

根據(jù)式（12），CO2驅油前緣移動速度可采用圖解法進行求解（圖1）。

圖1 CO2驅油分流量曲線示意圖Fig.1 Schematic for fractional flow curve during CO2flooding

圖1中，切線的斜率即為無因次前緣移動速度，切點所對應的即為前緣含氣飽和度（Sgmax-最大含氣飽和度，%）。對于前緣后各個飽和度剖面的移動速度，同樣也可根據(jù)圖解法求得（各個飽和度點所對應的分流量曲線切線斜率），進而確定含氣飽和度剖面分布[24]。

2 模型的求解與驗證

為對模型進行求解，需給定相關必要的參數(shù)。在此，以吉林腰英臺油田低滲透油藏CO2驅試驗區(qū)為例[19，25-26]，根據(jù)其儲層及流體物性，在巖芯尺度下，設置模型求解所需參數(shù)，如表1所示。

基于表1給定的參數(shù)，根據(jù)CO2區(qū)分流量方程，計算CO2分流量，并繪制其飽和度剖面。對文獻[19]中實驗測定的溶解CO2后的油氣相滲曲線進行處理，得到其分流量曲線，同樣繪制其注入0.25 PV CO2時的飽和度剖面，并同本文理論計算所得到的結果相對比（圖2），從中可看出，整體擬合效果較好，驗證了模型的有效性。

表1 儲層流體物性及生產參數(shù)Tab.1 Physical and production parameters of formation and fluids

圖2 實驗數(shù)據(jù)與理論計算含氣飽和度剖面對比Fig.2 Comparison of gas saturation profile for experimental data with theoretical calculation

3 前緣移動速度影響因素分析

低滲透油藏CO2驅前緣移動速度受儲層地質特征、流體物性及生產制度等多方面的影響。為此，基于本文建立的模型，著重分析CO2溶解作用、原油黏度及注入壓力等對CO2驅替前緣移動速度的影響規(guī)律。

3.1 CO2溶解作用

為研究CO2溶解作用對驅替前緣移動速度的影響，在CO2非混相驅替過程中，假設兩種情形，即考慮與不考慮CO2在原油中的溶解，對比兩者含氣飽和度剖面的差異（圖3）。

從圖3可看出，考慮CO2溶解時前緣移動速度明顯小于不考慮CO2溶解時的情形，根據(jù)移動距離可大致推算，考慮CO2溶解作用，CO2驅替前緣移動速度降低超過50%。同時也可發(fā)現(xiàn)，考慮CO2溶解，含氣飽和度剖面分布更為均勻，削弱了CO2的“指進”效應。出現(xiàn)上述現(xiàn)象的主要原因為CO2在原油中溶解導致原油膨脹，黏度降低，CO2-原油流度比減小，進而使得前緣移動速度減慢，驅替更為均勻。

圖3 不同CO2溶解性下含氣飽和度剖面對比Fig.3 Comparison of gas saturation profile under different CO2solubility

3.2 原油黏度

低滲透油藏原油黏度普遍較低，但不同油藏間仍存在差異。CO2驅替前緣移動速度隨原油黏度變化曲線如圖4所示。對曲線進行分析，可知當原油黏度較小時，前緣移動速度隨原油黏度的增大增加速率較快，但隨原油黏度的增大，移動速度增幅變緩，移動速度逐漸趨于恒定。這種變化趨勢表明，對于原油黏度較低的低滲透油藏，原油黏度的變化會導致驅替前緣移動速度出現(xiàn)大幅度的變化，而對于黏度相對較高的低滲透油藏，原油黏度的變化對驅替前緣移動速度影響較小。

圖4 CO2驅替前緣移動速度隨原油黏度變化曲線Fig.4 Front movement velocity of CO2flooding versus oil viscosity

3.3 注入壓力

低滲透油藏壓力較低，一般小于CO2-原油最小混相壓力，增大注入壓力的大小，可以在一定程度上增強CO2與原油之間的相互作用。設定不同的注入壓力，CO2驅替前緣移動速度變化曲線如圖5所示。由圖5可見，隨注入壓力的增大，CO2驅替前緣移動速度呈線性遞減，當壓力達到CO2-原油最小混相壓力（34.3 MPa）時出現(xiàn)拐點，此后隨注入壓力的增大，前緣移動速度減小趨勢變緩。分析其原因主要為當注入壓力小于最小混相壓力時，注入壓力增大，CO2在原油中的溶解度增加，原油黏度減小，CO2-原油流度比降低幅度較大，前緣移動速度遞減較快。而當注入壓力達到最小混相壓力時，注入壓力繼續(xù)增大，CO2-與原油實現(xiàn)完全混相，CO2對原油的降黏作用減弱，CO2原油流度比減小幅度較小，因而使得前緣移動速度遞減趨勢變緩。

圖5 CO2驅替前緣移動速度隨注入壓力變化曲線Fig.5 Front movement velocity of CO2flooding versus injection pressure

4 礦場實例對比

針對低滲透油藏CO2驅，除吉林腰英臺油田外，勝利及延長等油田均進行了礦場試驗，取得了較好的開發(fā)效果，但同時也出現(xiàn)眾多復雜的生產技術問題。因此，為從驅替前緣移動速度的角度評價礦場試驗CO2驅的適應性，對勝利、延長油田礦場試驗區(qū)低滲透油藏儲層及流體物性參數(shù)進行統(tǒng)計整理[11-12，18，27]，如表2所示。

表2 不同油田儲層及流體物性參數(shù)Tab.2 Parameters of reservoir and fluids for different oilfields

從表2可見，兩油藏壓力均小于CO2-原油最小混相壓力，因此，均為非混相驅。對于計算求解所需的其他參數(shù)，與表1中相同，在此不再重復列出，計算過程中忽略各油田溫度差異對CO2溶解造成的影響，3個油田區(qū)塊CO2驅含氣飽和度剖面分布情況如圖6所示。

從圖6可看出，勝利油田試驗區(qū)CO2驅替前緣移動速度最慢，含氣飽和度剖面分布最為均勻，其次為吉林腰英臺油田，延長油田CO2驅前緣移動速度最快，“指進”最為嚴重。根據(jù)表1、表2給出的3個油田儲層及流體物性參數(shù)，綜合對比分析，可以得知出現(xiàn)上述變化規(guī)律的原因主要為儲層及流體物性的差異。勝利油田CO2驅試驗區(qū)油藏壓力最為接近CO2-原油最小混相壓力，且原油黏度較小，CO2-原油流度比較小，而相比與勝利和腰英臺油田，延長油田CO2驅試驗區(qū)油藏壓力較低，遠小于最小混相壓力，CO2溶解作用較弱，而原油黏度較大，CO2溶解對原油的降黏效果較差，CO2-原油流度比較大，使得CO2驅替前緣移動較快，“指進”效應突出，采出端見氣時間較早。

圖6 不同油田CO2驅含氣飽和度剖面對比Fig.6 Comparison of gas saturation profile during CO2 flooding for different oilfields

5 結 論

（1）考慮低滲透油藏CO2驅替特征，推導出了低滲透油藏CO2驅分流量方程，通過對B-L方程進行修正，確立了CO2驅替前緣移動速度計算方法，與實驗數(shù)據(jù)獲取的含氣飽和度剖面進行對比，驗證了計算方法的準確性，為CO2驅替前緣的預測奠定了基礎。

（2）考慮CO2在原油中的溶解，CO2驅替前緣移動速度降低幅度超過50%；前緣移動速度隨原油黏度增大而增加，但當達到一定值時，增加幅度逐漸趨緩；當注入壓力小于最小混相壓力時，前緣移動速度隨注入壓力的增大呈線性遞減，在最小混相壓力處出現(xiàn)拐點，此后，隨注入壓力的增大減小趨勢變緩。

（3）從CO2驅前緣移動速度大小的角度進行評價，勝利油田CO2驅試驗區(qū)開發(fā)效果最好，最適合進行CO2驅，腰英臺油田次之，延長油田CO2驅適應性最差。

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