致密油藏二氧化碳吞吐過程中低壓區(qū)域?qū)Χ趸疾胺秶挠绊?/h1>
2023-02-11 07:03:44蔣晨劉慶杰張祖波高建陳序
科學(xué)技術(shù)與工程 2023年1期
蔣晨, 劉慶杰， 張祖波， 高建， 陳序
(1.中國科學(xué)院大學(xué)工程科學(xué)學(xué)院， 北京 100049； 2.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所， 廊坊 065007; 3.中國石油勘探開發(fā)研究院提高采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100083)
隨著非常規(guī)油氣勘探開發(fā)技術(shù)的發(fā)展， 致密油作為一種重要的能源供給形式，已經(jīng)成為國內(nèi)外勘探開發(fā)的熱點(diǎn)領(lǐng)域[1-3]。但是致密油藏儲集層具有物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、滲流能力差等特點(diǎn)，使得致密油藏開發(fā)難度大，開發(fā)成本高，嚴(yán)重制約開發(fā)效益[4-6]。目前國內(nèi)外普遍采用水平井體積壓裂后依靠地層能量進(jìn)行衰竭式開發(fā)，雖初期產(chǎn)量高，但地層能量下降快，導(dǎo)致產(chǎn)量快速遞減[7-8]。致密儲集層依靠天然能量采用衰竭式開發(fā)的采出程度一般低于10%[9]，對比大慶油田水驅(qū)開發(fā)后最終采收率為40%左右[10]，致密油藏提高采收率潛力巨大。但由于致密油藏儲層物性差、滲流阻力大等特點(diǎn)，難以實(shí)現(xiàn)類似常規(guī)油藏的規(guī)模開發(fā)[11]。
吞吐采油技術(shù)一直以來作為低品位油藏提高采收率的措施，雖然經(jīng)過現(xiàn)場實(shí)際和室內(nèi)研究證實(shí)CO2吞吐是提高致密油藏采收率的有效措施，但與傳統(tǒng)的水驅(qū)、氣驅(qū)相比，吞吐的理論不夠深入和完善。目前CO2吞吐采油技術(shù)的作用機(jī)理尚存在爭議，一些研究者認(rèn)為CO2在油藏中的波及主要依靠擴(kuò)散作用[12]；另一些研究者則認(rèn)為CO2在油藏中的運(yùn)移以流動波及作用為主，燜井期壓力平衡后以擴(kuò)散作用為主[13]。因此正確認(rèn)識影響CO2波及范圍的因素是制定優(yōu)化吞吐方案的基礎(chǔ)，也是致密油藏提高采收率的關(guān)鍵。但現(xiàn)有的大部分研究都僅關(guān)注注入壓力、燜井時間等不同影響因素對采出程度、采收率的影響[14-16]，但并未說明影響因素會對采出程度、采收率產(chǎn)生影響的作用機(jī)理?，F(xiàn)有關(guān)于吞吐作用機(jī)理的室內(nèi)研究通常是運(yùn)用計(jì)算機(jī)斷層掃描(computed tomography，CT)技術(shù)來確定CO2在巖心尺度的波及范圍[17-19]或通過大型物模實(shí)驗(yàn)運(yùn)用測壓計(jì)監(jiān)測吞吐過程中模型各處的壓力變化[20-23]，但巖心和物理模型相較實(shí)際油藏存在巨大的尺度差異并不能反映油藏真實(shí)情況。
為此，現(xiàn)利用油藏?cái)?shù)值模擬軟件HiSim，建立致密油藏CO2吞吐的理想模型，通過監(jiān)測注入期和燜井期油藏CO2含量及壓力變化研究CO2的波及范圍，利用CO2波及范圍這一指標(biāo)來界定吞吐實(shí)施效果。在此基礎(chǔ)上，研究不同影響因素對CO2波及范圍的影響，以期為致密油藏CO2吞吐開發(fā)方案優(yōu)化提供理論依據(jù)。
1 理想模型建立
選取典型致密油藏區(qū)塊為研究對象，油藏埋深為2 200 m，原始地層壓力為484 bar(1 bar=100 kPa)，原油密度為0.83 g/cm3，地層原油黏度為4.5 mPa·s，油層厚度為30 m，孔隙度為15%，滲透率為0.1 mD，區(qū)塊內(nèi)無斷層及其他地質(zhì)構(gòu)造，故采用矩形網(wǎng)格建立了網(wǎng)格數(shù)為10×1×1的一維理想模型，如圖1所示。
圖1 一維理想模型Fig.1 One-dimensional ideal model
該理想模型為均質(zhì)模型且各方向滲透率均為0.1 mD，綜合考慮油層厚度、現(xiàn)場實(shí)際CO2波及范圍、模擬時間等方面，設(shè)定模型的尺寸為15 m×15 m×30 m。由于地層流體組分較多，為提高計(jì)算效率，在滿足計(jì)算精度的基礎(chǔ)上，將地層流體重新劃分為CO2、N2、CH4、C2、C3、C4-6、C7+1、C7+2和C7+3，共9個擬組分。
2 CO2吞吐作業(yè)模擬
CO2吞吐作業(yè)包含注入期、燜井期、開井期。油藏在經(jīng)歷衰竭式開發(fā)后，在注入期將CO2注入地層為地層補(bǔ)充能量。注入的CO2在燜井期利用毛管力、分子擴(kuò)散力等與油藏內(nèi)的剩余油進(jìn)行置換。地層壓力也在燜井期進(jìn)行重新平衡。燜井期結(jié)束后，油井重新恢復(fù)生產(chǎn)。在建立的一維理想模型中，單井衰竭式開發(fā)3年后注入CO2，注入壓力為130 bar，注入時間為一個月，注入結(jié)束后燜井3個月重新恢復(fù)生產(chǎn)。在此過程中分別監(jiān)測注入前、注入期油藏各處壓力及CO2含量如圖2、圖3所示；監(jiān)測燜井期油藏各處壓力及CO2含量如圖4、圖5所示。
1 bar=100 kPa圖2 注入期油藏壓力變化Fig.2 Reservoir pressure change during injection
1 bar=100 kPa圖3 注入期油藏CO2含量變化Fig.3 Change of CO2 content in reservoir during injection
1 bar=100 kPa圖4 燜井期油藏壓力變化Fig.4 Change of reservoir pressure in reservoir during soak period
圖5 燜井期油藏CO2含量變化Fig.5 Change of CO2 content in reservoir during soak period
如圖2所示，注入期油藏壓力增加是由近井地帶逐漸向油藏深部波及的過程，在波及過程中出現(xiàn)低壓區(qū)域并出現(xiàn)負(fù)壓力梯度以及負(fù)壓力梯度區(qū)域。如圖3所示，注入期油藏CO2含量增加同樣是由近井地帶向油藏深部波及。通過圖2和圖3對比可知，在130 bar的注入壓力下注入期壓力傳播的范圍與CO2波及范圍是基本同步的。注入地層的CO2補(bǔ)充了地層能量從而使近井區(qū)域壓力升高需要與衰竭開發(fā)后的地層壓力重新平衡，由此出現(xiàn)了低壓區(qū)域及負(fù)壓力梯度區(qū)域。
如圖4所示，燜井期為油藏內(nèi)部壓力重新平衡的過程，近井地帶壓力降低，油藏深部壓力逐漸升高，即近井地帶的高壓向低壓區(qū)域傳導(dǎo)從而擴(kuò)大壓力波及范圍。如圖5所示，燜井期CO2含量及波及距離變化不大。
通過注入期、燜井期油藏壓力、CO2含量對比發(fā)現(xiàn)，在經(jīng)歷3個月的燜井期后，CO2的波及距離由注入期結(jié)束后的45 m增加到60 m，壓力波及范圍由45 m增加到75 m，說明CO2波及主要在注入期，CO2波及與壓力波及在燜井期存在滯后現(xiàn)象。燜井期結(jié)束后低壓梯度區(qū)域依舊存在，說明油藏壓力未平衡，可考慮適當(dāng)延長燜井時間使地層壓力重新平衡。
3 影響因素分析
吞吐過程中油藏內(nèi)部低壓及負(fù)壓力梯度區(qū)域的產(chǎn)生是由于注入的CO2使近井區(qū)域壓力升高，在壓力傳播的過程中需與原始地層壓力重新平衡，平衡過程具體表現(xiàn)為衰竭式開發(fā)后的原始地層壓力與注入期的注入壓力相互作用。
衰竭式開發(fā)后的原始地層壓力分布大致符合平面徑向流，故其壓力分布方程為
(1)
式(1)中：Pe為油藏邊界處壓力，bar；Pwf為井底壓力，bar；rw為井半徑，m；re為油藏邊界到井中心的距離，m；P為距井中心距離為r時的壓力，bar;r為地層中任意一點(diǎn)到井中心的距離，m。
注入期注入CO2后在不考慮原始地層壓力下大致符合反向的平面徑向流，故其壓力分布方程為
(2)
由式(1)和式(2)可知，可將地層壓力平衡的情況看作壓降漏斗和注入漏斗疊加。壓降漏斗、注入漏斗如圖6、圖7所示。從圖6、圖7可知，在注入期近井地帶、油藏深部均為相對高壓，壓力在向油藏中部低壓區(qū)域傳導(dǎo)過程中形成了如圖2和圖4所示的低壓及負(fù)壓力梯度區(qū)域，故可將壓力梯度的正負(fù)轉(zhuǎn)換點(diǎn)視為壓力波及范圍。
1 bar=100 kPa圖6 壓降漏斗Fig.6 Pressure drop funnel
1 bar=100 kPa圖7 注入漏斗Fig.7 Injection funnel
注入的CO2在油藏中運(yùn)移主要受分子擴(kuò)散及地層壓力梯度的影響。分子擴(kuò)散是分子從高濃度區(qū)域向低濃度區(qū)域轉(zhuǎn)移的現(xiàn)象，擴(kuò)散速率與物質(zhì)濃度梯度成正比。因此，注入的CO2在向油藏深部波及的過程中，分子擴(kuò)散作用始終是CO2運(yùn)移的動力。在地層壓力梯度為正的區(qū)域，CO2在壓差的作用下由近井地帶向油藏深部運(yùn)移，地層壓力梯度表現(xiàn)為CO2運(yùn)移的動力；在地層壓力梯度為負(fù)的區(qū)域，CO2在壓差的作用下由油藏深部向近井地帶運(yùn)移，地層壓力梯度表現(xiàn)為CO2運(yùn)移的阻力。綜上可知，在地層壓力梯度為正時，壓差和分子擴(kuò)散運(yùn)動均為CO2運(yùn)移的動力，CO2波及速率較快，表現(xiàn)為CO2與注入壓力的波及無明顯滯后；而在地層壓力梯度為負(fù)時，由于地層壓力梯度的阻礙作用CO2難以波及。因此，采取措施擴(kuò)大壓力波及范圍是增大CO2的波及范圍直接有效的方法。
3.1 注入壓力對CO2波及范圍的影響
保持其他參數(shù)不變，改變注入壓力分別監(jiān)測注入壓力為130、180、230、280 bar時地層壓力及CO2含量變化。如圖8所示，隨注入壓力的升高，壓力和CO2在注入期的波及范圍顯著增加，壓力波及與CO2波及基本同步無滯后現(xiàn)象，但在注入壓力超過230 bar后，CO2的波及范圍不再增加。由此說明，CO2在注入期的波及范圍對注入壓力非常敏感，但存在最優(yōu)注入壓力，當(dāng)注入壓力超過最優(yōu)注入壓力后，CO2在注入期內(nèi)波及范圍不會增加，因此在吞吐作業(yè)中需合理選擇注入壓力。若注入壓力大于最佳注入壓力，要進(jìn)一步擴(kuò)大CO2在注入期的波及范圍，可考慮延長注入時間。
1 bar=100 kPa圖8 不同注入壓力下注入期壓力、CO2波及范圍Fig.8 Pressure and CO2 sweep range during injection period under different injection pressures
如圖9所示，隨注入壓力升高，壓力和CO2在燜井期的波及范圍顯著增加。CO2波及相較于壓力波及在燜井期存在明顯滯后，且隨著注入壓力升高，滯后現(xiàn)象越明顯。
1 bar=100 kPa圖9 不同注入壓力下燜井期壓力、CO2波及范圍Fig.9 Pressure and CO2 sweep range during soak period under different injection pressures
不同注入壓力下注入期和燜井期結(jié)束后壓力、CO2波及范圍如表1所示。對比各注入壓力下注入期和燜井期CO2波及范圍可知，CO2的波及范圍主要來源于注入期，但燜井期CO2的運(yùn)移同樣不可忽視，需合理選擇燜井時間。
表1 不同注入壓力下壓力和CO2波及范圍Table 1 Pressure and CO2 sweep range under different injection pressures
3.2 燜井時間對CO2波及范圍的影響
CO2在燜井期的波及主要依靠地層壓力平衡前的壓力梯度推動以及濃度差作用下的分子擴(kuò)散運(yùn)動。若燜井時間過低，在地層壓力平衡前結(jié)束燜井，則無法充分發(fā)揮地層能量，影響CO2的最終波及范圍，不利于油藏采收率的提高;而燜井時間過高,在地層壓力平衡后僅依靠擴(kuò)散波及，CO2波及速率將大幅降低，會影響油田整體開發(fā)效益，因而需合理選擇燜井時間。
保持其他參數(shù)不變，分別監(jiān)測230 bar注入壓力下燜井30、60和90 d后CO2波及范圍。如圖10所示，3個燜井時間下對應(yīng)的CO2波及范圍分別是83、90、92 m。從圖10可看出，隨著燜井時間的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加幅度逐漸減小，在燜井時間超過60 d后，CO2波及范圍增加幅度急劇下降，說明在燜井60 d后，油藏內(nèi)部壓力基本達(dá)到平衡，CO2在僅靠擴(kuò)散作用波及的范圍十分有限。
圖10 不同燜井時間下CO2波及范圍Fig.10 CO2 sweeping range under different soaking time
3.3 吞吐輪次對CO2波及范圍的影響
現(xiàn)場實(shí)際和室內(nèi)巖心試驗(yàn)結(jié)果均表明，吞吐輪次越多，油藏采收率越高，但采收率的提高幅度逐漸減小。從油藏開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益考慮，需合理選擇吞吐輪次。
保持注入時間和燜井時間不變，在230 bar的注入壓力下，進(jìn)行4輪次吞吐，監(jiān)測各輪次燜井期結(jié)束后CO2波及范圍。如圖11所示，隨著吞吐輪次的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加幅度逐漸減小。這一模擬結(jié)果也從CO2波及范圍角度解釋了吞吐輪次越多，采收率的提高幅度越小。故在實(shí)際油藏開發(fā)進(jìn)行吞吐方案設(shè)計(jì)時，應(yīng)綜合考慮吞吐輪次。
圖11 不同吞吐輪次下CO2波及范圍Fig.11 CO2 sweep range under different throughput rounds
4 結(jié)論
(1)注入的CO2在油藏壓力平衡前以流動波及為主，在燜井期壓力平衡后以擴(kuò)散波及為主，擴(kuò)散波及的距離十分有限。在油藏壓力平衡的過程中，受壓力波及范圍的限制地層中存在負(fù)壓力梯度區(qū)域?qū)O2的運(yùn)移起阻礙作用，采取措施提高壓力波及范圍可顯著增加CO2波及范圍，從而提高吞吐作業(yè)效果。
(2)注入壓力對CO2波及范圍影響較大，提高注入壓力可顯著提高CO2的波及范圍，但存在最佳注入壓力，超過最佳注入壓力后，CO2的波及范圍在注入期不會增加。因此，在吞吐作業(yè)過程中，合理地提高注入壓力可顯著提高CO2吞吐采收率。
(3)在吞吐過程中，CO2在油藏中的波及主要來源于注入期，但燜井期CO2在油藏中的運(yùn)移同樣不容忽視。油藏壓力平衡后，CO2波及速率顯著降低，因此，在油藏壓力平衡后即可考慮停止?fàn)F井。
(4)隨著吞吐輪次的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加的幅度逐漸減小，從油藏開發(fā)整體效益考慮，應(yīng)盡可能減少吞吐輪次。
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吞吐采油技術(shù)一直以來作為低品位油藏提高采收率的措施，雖然經(jīng)過現(xiàn)場實(shí)際和室內(nèi)研究證實(shí)CO2吞吐是提高致密油藏采收率的有效措施，但與傳統(tǒng)的水驅(qū)、氣驅(qū)相比，吞吐的理論不夠深入和完善。目前CO2吞吐采油技術(shù)的作用機(jī)理尚存在爭議，一些研究者認(rèn)為CO2在油藏中的波及主要依靠擴(kuò)散作用[12]；另一些研究者則認(rèn)為CO2在油藏中的運(yùn)移以流動波及作用為主，燜井期壓力平衡后以擴(kuò)散作用為主[13]。因此正確認(rèn)識影響CO2波及范圍的因素是制定優(yōu)化吞吐方案的基礎(chǔ)，也是致密油藏提高采收率的關(guān)鍵。但現(xiàn)有的大部分研究都僅關(guān)注注入壓力、燜井時間等不同影響因素對采出程度、采收率的影響[14-16]，但并未說明影響因素會對采出程度、采收率產(chǎn)生影響的作用機(jī)理?，F(xiàn)有關(guān)于吞吐作用機(jī)理的室內(nèi)研究通常是運(yùn)用計(jì)算機(jī)斷層掃描(computed tomography，CT)技術(shù)來確定CO2在巖心尺度的波及范圍[17-19]或通過大型物模實(shí)驗(yàn)運(yùn)用測壓計(jì)監(jiān)測吞吐過程中模型各處的壓力變化[20-23]，但巖心和物理模型相較實(shí)際油藏存在巨大的尺度差異并不能反映油藏真實(shí)情況。
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圖1 一維理想模型Fig.1 One-dimensional ideal model
該理想模型為均質(zhì)模型且各方向滲透率均為0.1 mD，綜合考慮油層厚度、現(xiàn)場實(shí)際CO2波及范圍、模擬時間等方面，設(shè)定模型的尺寸為15 m×15 m×30 m。由于地層流體組分較多，為提高計(jì)算效率，在滿足計(jì)算精度的基礎(chǔ)上，將地層流體重新劃分為CO2、N2、CH4、C2、C3、C4-6、C7+1、C7+2和C7+3，共9個擬組分。
2 CO2吞吐作業(yè)模擬
CO2吞吐作業(yè)包含注入期、燜井期、開井期。油藏在經(jīng)歷衰竭式開發(fā)后，在注入期將CO2注入地層為地層補(bǔ)充能量。注入的CO2在燜井期利用毛管力、分子擴(kuò)散力等與油藏內(nèi)的剩余油進(jìn)行置換。地層壓力也在燜井期進(jìn)行重新平衡。燜井期結(jié)束后，油井重新恢復(fù)生產(chǎn)。在建立的一維理想模型中，單井衰竭式開發(fā)3年后注入CO2，注入壓力為130 bar，注入時間為一個月，注入結(jié)束后燜井3個月重新恢復(fù)生產(chǎn)。在此過程中分別監(jiān)測注入前、注入期油藏各處壓力及CO2含量如圖2、圖3所示；監(jiān)測燜井期油藏各處壓力及CO2含量如圖4、圖5所示。
1 bar=100 kPa圖2 注入期油藏壓力變化Fig.2 Reservoir pressure change during injection
1 bar=100 kPa圖3 注入期油藏CO2含量變化Fig.3 Change of CO2 content in reservoir during injection
1 bar=100 kPa圖4 燜井期油藏壓力變化Fig.4 Change of reservoir pressure in reservoir during soak period
圖5 燜井期油藏CO2含量變化Fig.5 Change of CO2 content in reservoir during soak period
如圖2所示，注入期油藏壓力增加是由近井地帶逐漸向油藏深部波及的過程，在波及過程中出現(xiàn)低壓區(qū)域并出現(xiàn)負(fù)壓力梯度以及負(fù)壓力梯度區(qū)域。如圖3所示，注入期油藏CO2含量增加同樣是由近井地帶向油藏深部波及。通過圖2和圖3對比可知，在130 bar的注入壓力下注入期壓力傳播的范圍與CO2波及范圍是基本同步的。注入地層的CO2補(bǔ)充了地層能量從而使近井區(qū)域壓力升高需要與衰竭開發(fā)后的地層壓力重新平衡，由此出現(xiàn)了低壓區(qū)域及負(fù)壓力梯度區(qū)域。
如圖4所示，燜井期為油藏內(nèi)部壓力重新平衡的過程，近井地帶壓力降低，油藏深部壓力逐漸升高，即近井地帶的高壓向低壓區(qū)域傳導(dǎo)從而擴(kuò)大壓力波及范圍。如圖5所示，燜井期CO2含量及波及距離變化不大。
通過注入期、燜井期油藏壓力、CO2含量對比發(fā)現(xiàn)，在經(jīng)歷3個月的燜井期后，CO2的波及距離由注入期結(jié)束后的45 m增加到60 m，壓力波及范圍由45 m增加到75 m，說明CO2波及主要在注入期，CO2波及與壓力波及在燜井期存在滯后現(xiàn)象。燜井期結(jié)束后低壓梯度區(qū)域依舊存在，說明油藏壓力未平衡，可考慮適當(dāng)延長燜井時間使地層壓力重新平衡。
3 影響因素分析
吞吐過程中油藏內(nèi)部低壓及負(fù)壓力梯度區(qū)域的產(chǎn)生是由于注入的CO2使近井區(qū)域壓力升高，在壓力傳播的過程中需與原始地層壓力重新平衡，平衡過程具體表現(xiàn)為衰竭式開發(fā)后的原始地層壓力與注入期的注入壓力相互作用。
衰竭式開發(fā)后的原始地層壓力分布大致符合平面徑向流，故其壓力分布方程為
(1)
式(1)中：Pe為油藏邊界處壓力，bar；Pwf為井底壓力，bar；rw為井半徑，m；re為油藏邊界到井中心的距離，m；P為距井中心距離為r時的壓力，bar;r為地層中任意一點(diǎn)到井中心的距離，m。
注入期注入CO2后在不考慮原始地層壓力下大致符合反向的平面徑向流，故其壓力分布方程為
(2)
由式(1)和式(2)可知，可將地層壓力平衡的情況看作壓降漏斗和注入漏斗疊加。壓降漏斗、注入漏斗如圖6、圖7所示。從圖6、圖7可知，在注入期近井地帶、油藏深部均為相對高壓，壓力在向油藏中部低壓區(qū)域傳導(dǎo)過程中形成了如圖2和圖4所示的低壓及負(fù)壓力梯度區(qū)域，故可將壓力梯度的正負(fù)轉(zhuǎn)換點(diǎn)視為壓力波及范圍。
1 bar=100 kPa圖6 壓降漏斗Fig.6 Pressure drop funnel
1 bar=100 kPa圖7 注入漏斗Fig.7 Injection funnel
注入的CO2在油藏中運(yùn)移主要受分子擴(kuò)散及地層壓力梯度的影響。分子擴(kuò)散是分子從高濃度區(qū)域向低濃度區(qū)域轉(zhuǎn)移的現(xiàn)象，擴(kuò)散速率與物質(zhì)濃度梯度成正比。因此，注入的CO2在向油藏深部波及的過程中，分子擴(kuò)散作用始終是CO2運(yùn)移的動力。在地層壓力梯度為正的區(qū)域，CO2在壓差的作用下由近井地帶向油藏深部運(yùn)移，地層壓力梯度表現(xiàn)為CO2運(yùn)移的動力；在地層壓力梯度為負(fù)的區(qū)域，CO2在壓差的作用下由油藏深部向近井地帶運(yùn)移，地層壓力梯度表現(xiàn)為CO2運(yùn)移的阻力。綜上可知，在地層壓力梯度為正時，壓差和分子擴(kuò)散運(yùn)動均為CO2運(yùn)移的動力，CO2波及速率較快，表現(xiàn)為CO2與注入壓力的波及無明顯滯后；而在地層壓力梯度為負(fù)時，由于地層壓力梯度的阻礙作用CO2難以波及。因此，采取措施擴(kuò)大壓力波及范圍是增大CO2的波及范圍直接有效的方法。
3.1 注入壓力對CO2波及范圍的影響
保持其他參數(shù)不變，改變注入壓力分別監(jiān)測注入壓力為130、180、230、280 bar時地層壓力及CO2含量變化。如圖8所示，隨注入壓力的升高，壓力和CO2在注入期的波及范圍顯著增加，壓力波及與CO2波及基本同步無滯后現(xiàn)象，但在注入壓力超過230 bar后，CO2的波及范圍不再增加。由此說明，CO2在注入期的波及范圍對注入壓力非常敏感，但存在最優(yōu)注入壓力，當(dāng)注入壓力超過最優(yōu)注入壓力后，CO2在注入期內(nèi)波及范圍不會增加，因此在吞吐作業(yè)中需合理選擇注入壓力。若注入壓力大于最佳注入壓力，要進(jìn)一步擴(kuò)大CO2在注入期的波及范圍，可考慮延長注入時間。
1 bar=100 kPa圖8 不同注入壓力下注入期壓力、CO2波及范圍Fig.8 Pressure and CO2 sweep range during injection period under different injection pressures
如圖9所示，隨注入壓力升高，壓力和CO2在燜井期的波及范圍顯著增加。CO2波及相較于壓力波及在燜井期存在明顯滯后，且隨著注入壓力升高，滯后現(xiàn)象越明顯。
1 bar=100 kPa圖9 不同注入壓力下燜井期壓力、CO2波及范圍Fig.9 Pressure and CO2 sweep range during soak period under different injection pressures
不同注入壓力下注入期和燜井期結(jié)束后壓力、CO2波及范圍如表1所示。對比各注入壓力下注入期和燜井期CO2波及范圍可知，CO2的波及范圍主要來源于注入期，但燜井期CO2的運(yùn)移同樣不可忽視，需合理選擇燜井時間。
表1 不同注入壓力下壓力和CO2波及范圍Table 1 Pressure and CO2 sweep range under different injection pressures
3.2 燜井時間對CO2波及范圍的影響
CO2在燜井期的波及主要依靠地層壓力平衡前的壓力梯度推動以及濃度差作用下的分子擴(kuò)散運(yùn)動。若燜井時間過低，在地層壓力平衡前結(jié)束燜井，則無法充分發(fā)揮地層能量，影響CO2的最終波及范圍，不利于油藏采收率的提高;而燜井時間過高,在地層壓力平衡后僅依靠擴(kuò)散波及，CO2波及速率將大幅降低，會影響油田整體開發(fā)效益，因而需合理選擇燜井時間。
保持其他參數(shù)不變，分別監(jiān)測230 bar注入壓力下燜井30、60和90 d后CO2波及范圍。如圖10所示，3個燜井時間下對應(yīng)的CO2波及范圍分別是83、90、92 m。從圖10可看出，隨著燜井時間的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加幅度逐漸減小，在燜井時間超過60 d后，CO2波及范圍增加幅度急劇下降，說明在燜井60 d后，油藏內(nèi)部壓力基本達(dá)到平衡，CO2在僅靠擴(kuò)散作用波及的范圍十分有限。
圖10 不同燜井時間下CO2波及范圍Fig.10 CO2 sweeping range under different soaking time
3.3 吞吐輪次對CO2波及范圍的影響
現(xiàn)場實(shí)際和室內(nèi)巖心試驗(yàn)結(jié)果均表明，吞吐輪次越多，油藏采收率越高，但采收率的提高幅度逐漸減小。從油藏開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益考慮，需合理選擇吞吐輪次。
保持注入時間和燜井時間不變，在230 bar的注入壓力下，進(jìn)行4輪次吞吐，監(jiān)測各輪次燜井期結(jié)束后CO2波及范圍。如圖11所示，隨著吞吐輪次的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加幅度逐漸減小。這一模擬結(jié)果也從CO2波及范圍角度解釋了吞吐輪次越多，采收率的提高幅度越小。故在實(shí)際油藏開發(fā)進(jìn)行吞吐方案設(shè)計(jì)時，應(yīng)綜合考慮吞吐輪次。
圖11 不同吞吐輪次下CO2波及范圍Fig.11 CO2 sweep range under different throughput rounds
4 結(jié)論
(1)注入的CO2在油藏壓力平衡前以流動波及為主，在燜井期壓力平衡后以擴(kuò)散波及為主，擴(kuò)散波及的距離十分有限。在油藏壓力平衡的過程中，受壓力波及范圍的限制地層中存在負(fù)壓力梯度區(qū)域?qū)O2的運(yùn)移起阻礙作用，采取措施提高壓力波及范圍可顯著增加CO2波及范圍，從而提高吞吐作業(yè)效果。
(2)注入壓力對CO2波及范圍影響較大，提高注入壓力可顯著提高CO2的波及范圍，但存在最佳注入壓力，超過最佳注入壓力后，CO2的波及范圍在注入期不會增加。因此，在吞吐作業(yè)過程中，合理地提高注入壓力可顯著提高CO2吞吐采收率。
(3)在吞吐過程中，CO2在油藏中的波及主要來源于注入期，但燜井期CO2在油藏中的運(yùn)移同樣不容忽視。油藏壓力平衡后，CO2波及速率顯著降低，因此，在油藏壓力平衡后即可考慮停止?fàn)F井。
(4)隨著吞吐輪次的增加，CO2波及范圍逐漸增加，但增加的幅度逐漸減小，從油藏開發(fā)整體效益考慮，應(yīng)盡可能減少吞吐輪次。
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