CO₂混相驅(qū)極限井距解析方法與驅(qū)油特征研究

遲杰

摘要：為準確計算特低滲透油藏CO2混相驅(qū)極限井距，基于非達西混相滲流理論，考慮CO2與原油混相過程降低了原油黏度及油相啟動壓力梯度，建立一維混相滲流數(shù)學(xué)模型，使用解析函數(shù)精確求解CO2濃度衰減區(qū)內(nèi)濃度的變化，推導(dǎo)出特低滲透油藏CO2混相驅(qū)極限井距的計算新方法，開發(fā)極限井距計算軟件進行井距算例的計算，繪制理論圖版，并分析純CO2滲流區(qū)、CO2濃度衰減區(qū)及純油區(qū)分別對極限井距的貢獻。結(jié)果表明，極限井距隨注氣井底壓力的增大而增大，隨注氣速度的增大而減小;純CO2滲流區(qū)對極限井距的貢獻最大，CO2濃度衰減區(qū)的貢獻居中，純油區(qū)的貢獻最小;在同一時刻，注氣速度越大，CO2濃度衰減區(qū)的長度越長，對同一注氣速度，CO2濃度衰減區(qū)長度會隨時間的增大而增大，但在某一個時刻之后，CO2濃度衰減區(qū)的長度會保持一個常數(shù)不變。

關(guān)鍵詞：特低滲透油藏;混相驅(qū);極限井距;啟動壓力梯度;傳質(zhì)-擴散-吸附方程

中圖分類號：TE34

DOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2020-06-016

Study on analysis method of critical well spacing and displacementcharacteristics in CO2 miscible flooding

CHI Jie

（School of Basic Sciences， Shengli College， China University of Petroleum， Dongying 257061， China）

Abstract： To calculate the critical spacing of CO2 miscible flooding in ultra-low permeability reservoirs accurately， based on non-Darcy miscible seepage theory， considering the reduction of viscosity of crude oil and threshold pressure gradient of oil phase caused by the miscible process of CO2 and crude oil， one dimensional percolation mathematical model is established. In this paper， the analytic function is used to solve the concentration variation in the CO2 concentration decline area and the new computational method of critical well spacing of CO2 miscible flooding in ultra-low permeability reservoirs is deduced. The critical well spacing calculation software is developed and the theoryplate is established， and the contributions of pure CO2 seepage area and CO2 concentration decline area and pure oil region on critical well spacing is analyzed， respectively. The new method only need input the basic physical parameters of reservoir rock and fluid to calculate critical well spacing. The results show that the critical well spacing increases with the gas injection bottom pressure and decreases with the gas injection rate; the pure CO2 seepage area contributes the most to the critical well spacing， the contribution of the CO2 concentration attenuation area is middle， and the pure oil areathe minimum; at the same time， the higher the gas injection rate， the longer the length of the CO2 concentration attenuation area. For the same gas injection rate， the length of the CO2 concentration attenuation area will increase with time. The length will remain constant after certain time point.

Key words： ultra-low permeability reservoirs; miscible flooding; critical well spacing; threshold pressure gradient; mass transfer-diffusion-adsorption equation

特低滲透油藏儲層物性差，孔隙度和滲透率低，孔喉細小，喉道復(fù)雜，啟動壓力梯度高，地層中流體的流動呈現(xiàn)非達西滲流。采用傳統(tǒng)的水驅(qū)方式開發(fā)特低滲透油藏，由于地層滲流阻力大，傳導(dǎo)能力差，導(dǎo)致基質(zhì)吸水困難，很難建立起有效的驅(qū)替壓力梯度，油井受效差［1］。研究表明，CO2混相驅(qū)油方式可以大幅度地提高原油的采收率，是一種可行的提高采收率的方法［2-3］。

近年來，許多學(xué)者在CO2提高采收率領(lǐng)域開展了室內(nèi)研究，為CO2提高采收率礦場試驗提供了理論基礎(chǔ)。沈平平等應(yīng)用細管和多次接觸實驗對CO2多相多組分滲流機理進行了研究［4］，劉玉章等對CO2與原油混相條件的影響因素進行了分析［5］，鞠斌山等建立了CO2與原油體系最小混相壓力的預(yù)測模型［6］，蘇玉亮等［7-8］對CO2混相驅(qū)油機理、CO2驅(qū)試井曲線特征進行了分析，程杰成等［9］對CO2驅(qū)油多相滲流模型進行了表述，唐人選等［10］對CO2混相驅(qū)提高采收率的方法進行了改進，劉軍等［11-13］對CO2驅(qū)替頁巖氣提高采收率及數(shù)值模擬進行了深入研究。但是，特低滲透油藏極限井距定量計算的理論和方法卻有待于進一步研究。由于地層破裂壓力的存在以及采油工藝條件的限制，生產(chǎn)壓差不能無限增大，而且特低滲透油藏的啟動壓力梯度很高，在生產(chǎn)壓差一定的情況下，過大的注采井距使注采井間的油層不能形成有效的驅(qū)替系統(tǒng)，因此注采井距存在一個理論上的最大值，即極限井距。地層原油要得到充分動用，需要減小井距，而井網(wǎng)過密又使開發(fā)成本提高，針對這一對矛盾，在油田注采井開鉆之前，須計算極限井距，為鉆前井距設(shè)計提供參考依據(jù)，否則可能影響將來油田的開發(fā)效果。由此可見，建立特低滲透油藏極限井距的計算方法，對高效開發(fā)油田具有重要的理論意義和實用價值。

在特低滲透油藏井距計算領(lǐng)域，近年來，對特低滲透油藏注水開發(fā)極限井距的研究較多。其極限井距的計算方法主要有兩種［14-17］：第一種方法主要以驅(qū)動壓力梯度大于啟動壓力梯度為依據(jù)計算極限井距。在給定的注采壓差下，只有注采井距減小到某一個值時，井間的驅(qū)動壓力梯度恰好大于啟動壓力梯度，流體才開始流動。理論上，此時對應(yīng)的產(chǎn)量趨近于零，如果要滿足產(chǎn)量要求，需進一步減小井距，直到滿足給定壓差下的產(chǎn)量。此方法的缺點在于無法考慮產(chǎn)量、流體物性變化等因素。第二種方法是以油水兩相滲流為基礎(chǔ)，考慮非活塞驅(qū)替及兩相滲流阻力的影響，以水驅(qū)前緣推進距離和生產(chǎn)井壓力波及范圍作為依據(jù)來計算極限井距。此方法可以考慮兩相滲流阻力、預(yù)期產(chǎn)量、流體物性變化等因素，所以極限井距的計算更加合理［18］。CO2混相驅(qū)與水驅(qū)不同的是：在特低滲透油藏CO2混相驅(qū)油過程中，由于溶解作用改變了原油的性質(zhì)，引起滲流阻力變化會對驅(qū)油產(chǎn)生影響，滲流機理比水驅(qū)油復(fù)雜。本文基于非達西混相滲流理論，提出了確定CO2混相驅(qū)油極限井距的理論和方法，為特低滲透油藏CO2混相驅(qū)油極限井距的定量計算提供一種新方法。

1 物理模型及極限井距分析

CO2不能與原油發(fā)生初接觸混相， 但在足夠高的地層壓力下， CO2可以與原油達到動態(tài)混相［19］。 原油與CO2之間的動態(tài)混相是靠相間組分的傳質(zhì)作用達到的。 當(dāng)CO2與原油接觸時， 一部分CO2溶解在原油中， 同時CO2也將一部分烴從原油中提取出來， 使CO2被烴富化， 最終導(dǎo)致CO2溶混能力大大提高。 這個過程隨著CO2驅(qū)替前緣的不斷前移而得到加強，驅(qū)替演變?yōu)榛煜囹?qū)。

對于直線井排，依據(jù)原油中CO2的含量，可近似地劃分為3個滲流區(qū)域：純CO2滲流區(qū)、CO2濃度衰減區(qū)、純油滲流區(qū)。開始注氣時，注氣井近井帶壓力升高，CO2驅(qū)替前緣與原油發(fā)生溶解與抽提作用，發(fā)生動態(tài)混相，形成過渡帶。過渡帶從CO2濃度衰減處開始，直到CO2濃度前緣結(jié)束，稱為CO2濃度衰減區(qū)。隨著時間推移，CO2濃度衰減區(qū)的長度逐漸增加，位置也以某個速度向前移動，在其后方形成純CO2滲流區(qū)，前方則是純油滲流區(qū)。純CO2滲流區(qū)與CO2濃度衰減區(qū)組成CO2與原油混相波及區(qū)（下稱混相波及區(qū)），純油滲流區(qū)也稱為CO2未波及區(qū)，CO2濃度衰減區(qū)的CO2濃度前緣即混相波及區(qū)的混相前緣（下稱混相前緣）。伴隨著注氣井持續(xù)注氣，混相波及區(qū)的整體壓力逐漸增加，但從注氣井至混相前緣，壓力是逐漸下降的。

設(shè)純CO2滲流區(qū)的長度為l1，CO2濃度衰減區(qū)長度為l2，純油區(qū)長度為l3，實際井距為L（見圖1），當(dāng)L>l1+l2+l3，由于井距過大，混相前緣的壓力降低到平均地層壓力pε時，混相波及區(qū)與純油區(qū)的壓力前緣還沒有相遇，導(dǎo)致注入井悶壓，生產(chǎn)井無法受效;當(dāng)L=l1+l2+l3，混相前緣與純油區(qū)相遇處的壓力恰好達到地層的平均壓力pε時，兩者壓力前緣相遇，L即為某一產(chǎn)量下的極限井距，兩個滲流區(qū)域的分界線就是CO2混相前緣;當(dāng)L

4 實例計算與理論圖版

采用勝利油田F142油藏參數(shù)進行井距算例計算，并繪制理論圖版，油藏參數(shù)如表1所示。計劃采用排狀井網(wǎng)注CO2開采，井網(wǎng)示意圖見圖2，其中以I2井（CO2注入井）為起點沿著注采井I2→P2方向為滲流方向。

4.1 極限井距的變化規(guī)律

不同注氣井底壓力下的極限井距曲線如圖3所示，地層壓力為35 MPa，生產(chǎn)井井底流壓為30 MPa時，不同注氣井底壓力，不同注氣速度下的極限井距及3個滲流區(qū)長度如表2所示。由圖3可以看出，極限井距隨注氣井底壓力的增大而增大，隨注氣速度的增大而減小。

由表2可以看出，當(dāng)注氣井底壓力為45 MPa，注氣速度為30，25，20，15 t·d-1時，極限井距數(shù)值較小且比較接近，曲線表現(xiàn)為近似直線，并未拉開差距; 當(dāng)注氣速度取10 t·d-1時， 極限井

距的數(shù)值明顯增加，CO2濃度衰減區(qū)的長度明顯減小，而純CO2滲流區(qū)的長度明顯增大。其原因在于：生產(chǎn)壓差較小時，恰好達到極限井距需要的時間t較短，

CO2濃度衰減區(qū)的長度還未拉開差距，消耗的壓差也未拉開差距，而且壓差基本由CO2濃度衰減區(qū)和純油區(qū)分擔(dān)，由純CO2滲流區(qū)分擔(dān)的壓差較小，其對井距的影響也較小。當(dāng)生產(chǎn)井的壓力提高到55 MPa時，對不同的注氣速度，極限井距的變化都很明顯，原因在于：CO2濃度衰減區(qū)和純油區(qū)所能夠消耗的壓差相對于總的生產(chǎn)壓差而言，所占比例很小，很大一部分壓差要由純CO2滲流區(qū)分擔(dān)，而CO2黏度很小，純CO2滲流區(qū)滲流阻力很小，因此純CO2滲流區(qū)的長度很大。

通過上面分析可知，由于CO2的黏度很小，所以在純CO2滲流區(qū)，較小的壓差下，CO2混相前緣也能夠推進很長的距離。而在CO2濃度衰減區(qū)，油氣混合物的黏度盡管已經(jīng)大幅度下降，但是相比CO2的黏度仍然很大，相同壓差下可達到的長度遠小于純CO2滲流區(qū)。因此，對極限井距貢獻最大的是純CO2滲流區(qū)的長度，其次是CO2濃度衰減區(qū)。由于地層壓力和生產(chǎn)井井底流壓被認為是常數(shù)，所以純油區(qū)的長度基本固定，對極限井距的貢獻最小。

4.2 CO2濃度、原油黏度、壓力的變化規(guī)律

取注氣井底壓力為45 MPa， 注氣速度為25 t·d-1，CO2濃度衰減曲線、CO2與原油混合物黏度曲線、壓力變化曲線分別如圖4，5，6所示。在CO2濃度衰減區(qū)內(nèi)，CO2濃度由1衰減至0.1，CO2與原油混合物黏度由0.06 mPa·s升高到1.1 mPa·s。由此可以看出，CO2濃度衰減區(qū)的前段降黏效果好，后段接近混相前緣處降黏效果差。在CO2濃度衰減后期，混相前緣推進到混相波及區(qū)末端的位置時，CO2濃度會有明顯加速衰減的趨勢，相應(yīng)的，在此位置處，CO2與原油混合物黏度有加速上升的趨勢。

隨著混相前緣向前推進，混相波及區(qū)的壓力逐漸減小，CO2的濃度降低，油氣混合物的黏度逐漸增加，至混相波及區(qū)末端，壓力恰好降至平均地層壓力pε=35 MPa附近，此時恰好達到產(chǎn)量為25 t·d-1的極限井距。

4.3 CO2濃度衰減曲線的分布規(guī)律

注氣井底壓力取45 MPa，取時間t=60、90 d，注氣速度分別取10，15，20，25，30 t·d-1，混相波及區(qū)內(nèi)CO2濃度衰減曲線、CO2濃度衰減區(qū)的起始點、長度及終點位置如圖7、8所示。由圖7、8可以看出，隨著時間t的增加，CO2濃度衰減區(qū)逐漸向前推進，CO2濃度衰減區(qū)的長度逐漸增大，CO2濃度衰減曲線只是以真實速度u向生產(chǎn)井方向平移。由圖7、8可以看到，在初始時刻t→0，CO2濃度衰減區(qū)的半長度l2／2與C／C0=0.5濃度點的推進距離l0.5之比趨于無限大，即擴散起主要作用;當(dāng)時間t充分大以后，CO2濃度衰減區(qū)的長度只占整個流動距離較小的一部分，此時對流起主要作用。同時可以證明：當(dāng)時間t充分大時，純CO2滲流區(qū)的長度占整個注采井距的比例最大，對極限井距的貢獻最大。

取t=90 d，注氣井底壓力分別取5、55 MPa，注氣速度分別取10，15，20，25，30 t·d-1，混相波及區(qū)內(nèi)CO2濃度衰減曲線、CO2濃度衰減區(qū)起始點、長度及終點位置如圖9，10所示。由圖9，10可以看出，對同一時間t，注氣速度越大，混相前緣推進的距離越遠，CO2濃度衰減區(qū)的長度越大，CO2濃度衰減曲線越平緩;注氣速度越小，混相前緣推進的距離越近，CO2濃度衰減區(qū)的長度越小，CO2濃度衰減曲線越陡峭。注氣井底壓力越大，混相波及區(qū)的推進距離越遠，極限井距越大。

5 結(jié)論

1）在考慮CO2對原油的混相降黏作用和油相啟動壓力梯度的非達西滲流理論基礎(chǔ)上，建立了特低滲透油藏CO2混相驅(qū)滲流數(shù)學(xué)模型，推導(dǎo)出了特低滲透油藏CO2混相驅(qū)極限井距計算的新方法。

2）算例結(jié)果表明， 在不同壓差、 不同注氣速度下， CO2混相驅(qū)極限井距取值范圍很大， 從153.37 m至1 003.78 m， 原因在于CO2黏度很小， 滲流阻力很小， 使流體在較小的壓差下就可以推進較遠的距離。 純CO2滲流區(qū)對極限井距的貢獻最大， CO2濃度衰減區(qū)貢獻居中， 純油區(qū)貢獻最小。

3）同一時刻，注氣速度越大，CO2濃度衰減區(qū)越長;同一注氣速度，隨時間增加，衰減區(qū)長度也增加，但在某個時刻之后，衰減區(qū)的長度保持一個常數(shù)不變。CO2濃度在衰減后期某時刻會有加速衰減的趨勢，與之對應(yīng)，油氣混合物的黏度會有加速上升的趨勢。

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（編 輯 雷雁林）