孟祥勇

（中国石油辽河油田分公司 金马油田开发公司， 辽宁 盘锦 124010）



CO2混相驱影响因素分析及主控因素筛选

孟祥勇

（中国石油辽河油田分公司 金马油田开发公司， 辽宁 盘锦 124010）

摘 要：CO2混相驱是一种可以将导致全球气候变暖的CO2气体用于大幅度提高原油采收率的环保采油方式。基于多孔介质中CO2混相驱渗流规律的影响因素很多，针对我国油藏非均质性严重、混相困难等特点，分析影响我国CO2混相驱的因素，通过数值模拟对孔隙结构、注入速度、储层非均质性、地层压力和初始含油饱和度五个影响因素进行分析，筛选出影响CO2混相驱混相效果的主控因素，在认识影响CO2混相效果主控因素的基础上，为油田调整开发方案提供参考。

关 键 词：CO2混相驱；影响因素；主控因素

随着开发程度的进行，优质油气田的储量和产量逐年减少，但随着勘探开发技术的不断提高，低渗透油田储量所占比例越来越大。合理开发低渗透油田，已成为当前以及今后缓解我国石油后备储量的重中之重。

通过大量的室内试验与现场试验发现，低渗透油田开发时注CO2驱油可有效动用特低渗透等难采储量，大幅度提高原油采收率。同时二氧化碳是导致全球气候变暖的主要原因，将工业生产过程中捕集的CO2用于CO2驱，即可以提高采收率还可以减少环境污染。而与国外油藏原油容易混相不同，我国陆相储层非均质严重，CO2与地下原油体系相态复杂，需要结合我国油藏实际特点创新与发展。其中，影响低渗透油藏CO2混相驱油效果的因素描述研究也就变得非常重要。基于各种影响因素，筛选CO2混相驱渗流规律主控因素将对我国低渗油藏开发具有重要意义［1-4］。

1 CO2混相驱影响因素发展现状

CO2驱替效率受油藏压力、温度、原油组分、CO2纯度、油藏孔隙形态、储层非均质性等诸多因素影响。2001年Baljit等研究了CO2混相驱微观驱替效率的影响因素，发现段塞大小、孔隙分布、孔隙结构都对混相驱替效率有重要影响；2005年S.A.Shedidh和A.Y.Zekri［5］用一个碳酸盐岩油藏的实际长岩心和油藏流体样品进行了实验，分析了注入PV数对混相驱效果的影响；同年计有权［6］在对草舍油田长岩心进行了物理模拟试验研究，研究了CO2注入速度对CO2指进及采收率的影响。2007年Shedid A. Shedid［7］等用实际岩心和油藏流体样品进行实验，分析了初始含油饱和度、地层原油组分等对混相驱效果的影响；同年，T.Behrouz［8］等也研究了CO2注入速度对混相驱的影响。2009年Shawket Ghedan［9］指出CO2驱局部的驱替效率取决于不同相之间组分转换的激烈程度，与岩石的孔隙结构有一定的关系。但由于多种关系影响的复杂性很难对各种因素的影响作出定量的评价，所以不能断定哪种是主控因素［10-14］。

2 CO2混相驱影响因素分析

在前面调研的基础上，从多个影响因素中选取部分较为重要的影响因素，结合吉林油田的实际数据，通过数值模拟进行分析，对比不同因素对原油采出程度的影响，定量表征每个影响因素对混相程度的影响，筛选出主控因素。

2.1 数值模拟模型的建立

结合吉林油田地质特征建立模型，地层及流体基本参数如表1所示。井网采用五点井网，井排距为500 m×150 m。

表1 吉林H井区地层及流体基本参数Table 1 Basic parameters of formation and fluid in H well area of Jilin

2.2 混相驱影响因素研究

2.2.1 岩石孔隙度

在储层其他物性以及生产制度不变的基础上，仅改变孔隙度来分析孔隙度对混相驱的影响，得到不同孔隙度下达到混相压力的油层体积随时间变化如图1所示，采收率变化如图2所示。

图1 达到混相压力的油层体积随时间的变化Fig.1 Change of reservoir volume achieving mixed phase pressure with time

图2 采收率随岩石孔隙度的变化Fig.2 Recovery change with rock porosity

由模拟结果可知，随着孔隙体积的减小，虽然地层达到混相压力的时间变短，但由于较小的孔隙度可以使不同相之间组分转换的更为激烈，混相效果变好，从而提高了驱油效率。

2.2.2 CO2注入速度

在储层物性以及其他生产制度不变的基础上，仅改变CO2注入速度来分析注入速度对混相的影响，保证每组注入地层CO2量相同，得到不同注入速度下达到混相压力的油层体积随时间变化如图3所示，图4、图5分别为注气速度为0.7倍和1.4倍情况下最终含油饱和度分布。

由图4、5、6、7可知，在一定范围内CO2注入速度越大，油藏压力增加，原油最大混相体积越大，使得更易混相和降低原油粘度，混相效果越好，原油采出程度越高，超过一定速度后，在注入浓度没有明显增加的条件下，混合物混相时间变短，原油与CO2不能够充分接触，混相效果变差，导致采收率低，采收率开始下降。注入气量相同时，注入气速度越高，汽油比越小，即混相效果越好；反之，注入速度越小，汽油比越大，混相效果越差。

图3 采收率随岩石孔隙度的变化CO2不同注入速度时达到混相压力的油层体积Fig.3 Reservoir volume achieving mixed phase pressure at the different injection rates

图4 0.7倍注入速度最终含油饱和度Fig.4 Final oil saturation at 0.7 times the injection rate

图5 1.4倍注入速度最终含油饱和度Fig.5 Final oil saturation at 0.7 times the injection rate

图6 不同注入速度下采收率Fig.6 Recovery rate at different injection rates

图7 不同注入速度下气油比Fig.7 Gas oil ratio at different injection rates

2.2.3 非均质性

将模型分为等厚三层，设平均渗透率为0.4× 10-3μm2。渗透率级差分为10、8、5、3、1五种，且分别按正韵律、反韵律、正反韵律、反正韵律四种情况进行模拟。不同渗透率级差下的采出程度如图8所示，图9、图10分别为级差为3时，正韵律和反韵律最终含油饱和度分布。

图8 不同渗透率级差下原油采收率Fig.8 Recovery rate at different permeability difference

图9 正韵律级差3第一层最终含油饱和度Fig.9 Final oil saturation in the first layer at permeability difference 3 and positive rhythm

图10 反韵律级差3第一层最终含油饱和度Fig.10 Final oil saturation in the first layer at permeability difference 3 and reverse rhythm

由图8、9、10可知不同级差下渗透率为正韵律时采收率总是最高的。主要因为底层渗透率大，气体聚集较多，使得底层有较好混相效果，上部油层虽然渗透率差气体分布不均，但由于密度差CO2气体会上窜到上部油层，使得混相效果也较好；当地层渗透率呈反正韵律分布时，下层气体不易向上层渗流，上下层混相效果好，采收率较高，中间油层混相效果不好，所以总体上略低于正韵律；当呈正反韵律时，下层气体向上运移，导致下层驱油效果较差，总体上驱油效率较低；当呈反韵律时，只有上部油层驱油效果好，总体采收率最低。随着渗透率级差的增大即非均质性越差，采出程度越低。

2.2.4 地层压力

控制其它地层物性以及生产制度不变，改变地层压力，得到不同压力下达到混相压力的油层体积随时间变化如图11所示，采收率变化如图12所示。

由图可知随着地层压力的升高，混相开始越来越早，原油混相时间增加，混相效果变好，采收率提高。随着地层压力的增加，采收率增加速度减慢，这是由于达到混相压力以后压力的增加对提高采收率效果减弱。

图11 不同地层压力下达到混相压力的油层体积Fig.11 Reservoir volume achieving mixed phase pressure at different reservoir pressure

图12 不同地层压力下采收率Fig.12 Recovery rate at different reservoir pressure

2.2.5 初始含油饱和度

控制其它地层物性以及生产制度一致，改变地层初始含油饱和度，得到不同初始含油饱和度下达到混相压力的油层体积随时间变化如图13所示，采收率如图14所示。

由图13、14可知不同原始含油饱和度下，达到混相压力的最大地层体积是相同的。

图13 不同地层压力下采收率Fig.13 Recovery rate at at different oil saturation

图14 不同含油饱和度下原油采收率Fig.14 Recovery rate at at different oil saturation

当初始含油饱和度小于61%时，地层达到混相压力的时间明显变长，但是采收率却较低。这是由于此时初始含水饱和度较高导致油相相对渗透率较低，地层压力下降较慢，所以混相压力维持时间较长。虽然地层压力达到了混相压力，但是含水较多，油气混相效果较差。当初始含油饱和度大于61%时，随着混相时间缓慢增加，采收率提高幅度变缓。

3 主控因素的筛选

数值模拟过程中，设定各影响因素参数变化范围均在其极限范围之内。通过分析每个影响因素极限变化而导致的无因次采出程度的变化，判断影响CO2混相程度的主控因素。

表2 主控因素的筛选Table 2 Selection of main controlling factors

由表2可知，影响吉林油田CO2混相效果最明显的是油藏初始含油饱和度，其次是岩石孔隙结构和地层非均质性，地层压力和CO2注入速度影响甚微。根据无因次采收率分析出吉林油田影响CO2混相程度的主控因素为初始含油饱和度、岩石孔隙结构和储层非均质性。

4 结 论

（1）影响CO2混相驱混相效果的因素很多，针对影响程度较为明显的几个因素，即从孔隙结构、注入速度、储层非均质性、地层压力和初始含油饱和度五个方面分析对混相效果的影响

（2）由模拟结果可知，随着孔隙体积的减小，混相效果逐渐变好；混相效果随着注入速度呈先增大后减小的趋势；不同渗透率级差下正韵律总是拥有最好的混相效果，其次分别是反正韵律、正反韵律和反韵律；随着地层压力的升高，混相开始越来越早，混相效果变好，采收率提高，但提高幅度逐渐降低；随着初始饱和度的提高，混相程度提高，同时存在一个提高幅度的转折点。

（3）通过数值模拟发现，吉林油田CO2混相驱渗流规律影响最大的是油藏初始含油饱和度，其次是岩石孔隙结构和地层非均质性，地层压力和CO2注入速度影响甚微。最终得出影响混相程度的主控因素为初始含油饱和度、岩石孔隙结构和地层非均质性。

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Analysis on Factors of Affecting CO2Miscible Flooding and Selection of Main Controlling Factors

MENG Xiang-yong
（Liaohe Jinma Oilfield Development Company， Liaoning Panjin 124010，China）

Abstract:The CO2miscible flooding is the technique to increase oil recovery obviously with CO2. Factors of affecting CO2miscible drive rules in the porous medium are various. In this paper， based on the reservoir characteristics such as serious heterogeneity， mixing difficulty and so on， the factors influencing the CO2miscible flooding were analyzed. The five factors including pore geometry， injection rate， reservoir heterogeneity， reservoir pressure and initial oil saturation were analyzed through numerical simulation， and then the main controlling factors were selected. On the basis of acquiring the main controlling factors of the CO2miscible flooding， the oilfield development plan was put forward， so as to achieve the effect of environmental protection and high yield.

Key words:CO2miscible flooding； Influence factor； Main controlling factor

中图分类号：TE 357

文献标识码：A

文章编号：1671-0460（2016）02-0378-05

收稿日期：2015-12-30

作者简介：孟祥勇（1968-），男，辽宁盘锦人，工程师，2005年毕业于大庆石油学院石油工程专业，研究方向：石油工程。E-mail：mengxy-jmgs@petrochina.com.cn。