陈 亮

（中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司）

断块油藏属于一种开采难度较大的油藏，由于断块油藏具有独特的地质特点， 在大多数时候，断块油藏的油气分布情况复杂，且含油面积不大，因此通常难以开采［1，2］。 对断块油藏进行合理的开发，可以有效提高资源的利用程度，因此，设计可用的驱油方式，帮助断块油藏的开发很有必要。

二氧化碳驱油是目前采油过程中应用较广的一种驱油方法，由于二氧化碳的流动性较强［3］，并且能够改善原油粘度，因此利用二氧化碳进行驱油已逐渐应用至较多采油工作中，并且该驱油方法还能够有效提高油品的采收率。 通过模拟研究的形式分析二氧化碳驱油的相对渗透压力，可以全面了解采油过程中可能会出现的问题［4，5］。同时，选取合理的驱油方式是当前油品开发过程中所研究的重点，有较多学者对此进行研究，例如唐人选等研究某地区复杂断块油藏的二氧化碳驱油效果［6］，高明星等进行特低渗透油藏CO2驱油效果实验，但在研究时无法得出二氧化碳驱油下的最终采收率和不同渗透方式对驱油的影响［7］。因此，笔者进行断块油藏二氧化碳驱油相对渗透压力的模拟研究，从多个角度了解二氧化碳驱油的相对渗透压力。

1 二氧化碳驱油相对渗透压力模拟

1.1 断块油藏储层三维地质模型

选取某断块油藏储藏区地貌，采用纵向形式对该地区进行向上的组块划分，可分为4个砂组，每个砂组中包含3个小层，共计12个小层，每个小层的砂岩厚度在1.65～5.74 m之间，平均厚度约为3.2 m， 笔者主要针对其中的第4、7、11、12小层进行研究，这4层的储油量占整个地貌的80%，平均砂岩厚度约为5.0 m， 因此对这4层进行二氧化碳驱油研究。

结合随机性与确定性两种建模方式构建储层三维地质模型，在该地质模型中，设定网格高度为0.5 m，宽度与长度均为25 m，同时设定粗化平面网格间距为25 m，网格方向与实际应力方向相同［8～10］，设计实验区网格数量为77×80×25，使得网格数量可以满足驱油相对渗透压力模拟的要求［11，12］。

1.2 断块油藏物性模型

利用状态方程相态分析软件构建断块油藏物性（PVT）模型，通过PVT模型拟合实验过程中的数据，获取能替代真实渗透压力特征的状态方程参数。 由于计算机在数据模拟过程中有一定的限 制［13，14］，因 此 在 进 行 渗 透 压 力 模 拟 时 需 要 对 重质组进行劈分［15］，并重新组合，通过模拟将拟合组划分为9个，分别为CO2、C1+N2、C2、C3、C4、C5+6、C7+、C11+、C29+。 通过等组分膨胀实验、差异分离实验和混合压力实验依次拟合的方式，获取断块油藏各组分PVT特征的状态方程参数（表1），并应用于二氧化碳驱油相对渗透压力模拟研究中。

表1 各组分的PVT特征状态方程参数

1.3 实验用油

选取的断块地藏模拟油密度为0.815 g/cm3，粘度为6.65 mPa·s，同时选取实验用水为模拟水，该模拟水矿化度为4 845.68 mg/L， 选取四川开元科技有限公司生产的二氧化碳， 纯度为99.99%，并设计实验温度为85.9 ℃。

1.4 实验设备与仪器

实验过程中的重点仪器有： 高压物性仪、高压配样器、CO2驱替装置，均来自海安石油科研仪器有限公司；高压计量泵，北京秦方科技有限公司；恒温箱，无锡玛瑞特科技有限公司；油气分离器，西安正道能源机械设备有限公司；气体流量计，北京精量科技有限公司；高压落球粘度计，安东帕（上海）有限公司；活塞容器，长春格瑞特容器制造有限公司。

1.5 实验步骤

按照断块油藏拟合组分PVT特征参数制备模拟油，对天然岩心进行抽提与烘干，之后测试岩心渗透率，得到结果后，按照渗透率对岩心进行排序与筛选，并与岩心模型进行连接，设置两个岩心模型， 分别为模拟油模型与饱和地层水模型，当两个岩心模型完成连接后，开始进行二氧化碳驱油工作， 并以0.56 cm3/min的流量进行，当驱油过程达到不存在油品流出时，完成驱替。

1.6 油气界面张力变化特征

可通过Macleod-Sugden方程对二氧化碳驱油时油气界面张力进行计算，如下：

根据式（1）可知，在油气两相中，若其组分摩尔分数与密度逐渐相似，则油气界面张力就会随之降低，导致该界面毛管压力也一并降低；当经过CO2的油气组分几乎一致时， 毛管压力会逐渐降低至零，由此实现油气混相。

2 模拟实验分析

2.1 注采井距对驱油相对渗透压力的影响

为建立有效的二氧化碳驱油系统，提升驱油效率，模拟不同注采井距对驱油相对渗透压力的影响。对150、250、350 m 3种具有代表性的井距进行模拟，模拟结果如图1所示。

图1 不同注采井距对采出程度的影响

根据图1可知，当井距较小时，在初期注气时单井采油量迅速升高，但油藏开采期变短，使得驱油过早结束；当井距增大达到350 m时，随着注气时间的增加，采出程度也有所上升，但上升速度缓慢，在该井距下，驱油效果能够得到有效延长，但采出程度不高；当井距为250 m时，相较于150 m的井距能够有效延长驱油注气时间， 且采出程度高于350 m井距下的效果。 因此，250 m的井距采出效果相对较好。

2.2 驱油相对渗透压力模拟

相对渗透压力是指在向地层原油注入二氧化碳构成混相时，所需要的渗透压力，通过该压力值能够有效分析原油与二氧化碳是否能达到全面混相。

利用细管模型对断块油藏进行模拟驱替实验，即为细管实验。 该模型是指对油层进行简化，使该油层可以成为一维模型，并为油藏油与注气提供一个可以在大量孔洞介质中持续接触的环境。

在进行细管实验时，选用原油为本研究制备的模拟油，渗透率为5.9 μm2，充填层的孔隙度为31.5%。 并选取实验细管为螺旋状不锈钢盘管，该管由有机玻璃砂制成，且具备多孔介质，长约18 m、内径4.2 mm，具体实验步骤如图2所示。

图2 细管实验步骤

在图2所示的具体实验步骤中， 需要恒温放置细管2 h，之后按照相应的实验温度，向中间容器中填满二氧化碳，同时采用回压调节器不断调整实验过程的压力值。 在注入二氧化碳时，以0.15 mL/min的速度，采用平流泵进行传输。

二氧化碳的渗透压力能够有效影响采收率，且渗透压力可以明确分析是否可以实现混相，此次模拟进行驱替实验，通过二氧化碳渗透的方式进行注入， 且同时选取10、20、30 MPa的驱替压力，分析不同注入孔隙体积下的驱油效率，分析结果如图3所示。

图3 不同驱替压力下的驱油效率

由图3可知，当注入孔隙体积逐渐增大，驱油效率也随之有所提升， 其中，10 MPa下的驱油效率明显低于其他驱替压力下的，说明10 MPa下驱油效果并不完美；当驱替压力为20 MPa时，驱油效率最高达到78%，相较于10 MPa下的驱油效率得到明显提升；30 MPa压力下的驱油效率最高，且在最初注入时驱油效率就能够得到迅速提升。因此，30 MPa下的驱油效率最佳。

选取不同的渗透压力，模拟不同渗透压力下的气油比变化，分析结果如图4所示。

图4 不同渗透压力下的气油比分析

根据图4可知， 当注入孔隙体积小于0.6 PV时，3种渗透压力下的气油比还未出现大幅度上升，且差异较小；当注入孔隙体积大于0.6 PV时，不同压力下的气油比开始逐渐上升，其中，10 MPa压力下的气油比上升速度最慢，而30 MPa下的气油比上升幅度明显高于其他两种压力。 因此，渗透压力越大，气油比上升幅度就越大。

分析10、20、30 MPa 3种不同渗透压力对最终采收率的影响，分析结果如图5所示。

图5 不同渗透压力下的最终采收率分析

根据图5可知， 最终采收率会随着注入孔隙体积的增大而逐渐增大， 但3种不同的渗透压力会对最终采收率造成一定的影响。 其中，10 MPa压力下的最终采收率始终最低，当注入孔隙体积为2.0 PV时，该压力下的最高采收率为69%，此注入孔隙体积下20 MPa压力的最高采收率为78%，而30 MPa压力下的最高采收率达到85%，并且在30 MPa压力下的最终采收率始终最高。 因此，30 MPa的渗透压力可有效提升驱油最终采收率。

2.3 驱油形式对驱油效果的影响

利用上述实验中得出的最佳渗透压力30 MPa，进行两种形式的驱油模拟，分别为水驱与二氧化碳驱，分析在两种驱油形式下得到的驱油含水率，分析结果如图6所示。

图6 不同驱油形式下的含水率分析

根据图6可知， 当注入孔隙体积不断变大，两种驱油形式下的含水率也发生改变， 其中水驱在刚开始注入时油藏的含水率迅速上升，达到80%以上，之后始终保持在85%左右，而二氧化碳驱油属于无水采油方式， 在开始驱油后含水率仅为不到5%。 因此，利用二氧化碳驱油能够有效降低含水率， 并降低原油的脱水处理费用。

2.4 二氧化碳超前渗透对驱油的影响

由于断块油藏产量并不高，在开采时通常会出现地层下降的问题， 导致断块油藏产量下降，因此提前进行注气渗透可以使油藏产量得到有效提升。

为使油藏开采效果得到提升，此次研究模拟提前渗透注气效果，以分析不同渗透效果对二氧化碳驱油效果的影响，在进行模拟时，按照30 MPa压力进行渗透，设计同步渗透、提前3个月渗透和提前6个月渗透3种方案，具体分析情况如图7所示。

图7 3种超前渗透方案驱油效果分析

由图7a可知，超前渗透时间越长，地层压力就越大，其中，同步渗透的地层压力呈匀速渗透，最终达到18 MPa，而提前渗透下的地层压力在初期迅速上升，之后压力趋于平稳，且提前6个月渗透的压力明显高于提前3个月渗透的。 由图7b可知，在采油初期，提前渗透的产油量明显高于同步渗透的， 其中， 提前6个月渗透时的产油量最高，当采油时间逐渐延长，不同渗透情况下的产油量趋近平衡， 但提前6个月渗透下的产油量依然保持最高。

2.5 渗透率对驱油效率的影响

选取不同渗透率进行模拟，分析不同渗透率对二氧化碳驱油效率的影响， 分析结果如图8所示。

图8 渗透率对二氧化碳驱油效率的影响

根据图8可知，当渗透率逐渐加大，驱油效率也会随之提升，其中，当渗透率为100 mD时，二氧化碳驱油效率达到40%以上，当渗透率为500 mD时，驱油效率提升情况十分明显，达到87%。 由此可知， 渗透率增大会使驱油效率也一并增大，并且二氧化碳驱油方法在渗透率较小时也具备较高的驱油效率。

3 结束语

研究断块油藏二氧化碳驱油相对渗透压力模拟，构建断块油藏储层三维地质模型与断块油藏物性模型，构成相对渗透压力模拟数据，并依据模型设计模拟实验用油，并进行相对渗透压力模拟实验。 从注采井距来看，当井距为250 m时，油藏的采出程度较高；从渗透压力来看，当渗透压为30 MPa时，油藏的采收率较高；从不同驱油方式来看， 二氧化碳驱油后含水率最高不超过5%；从超前渗透时间来看，提前6个月渗透的产油量高于其他时间；从渗透率来看，渗透率越高驱油效率越高，当渗透率为500 mD时，驱油效率达到87%。在未来研究阶段，可依据当前研究成果继续优化，实现多种油藏的二氧化碳驱油研究。