对CO2驱油过程中油气混相特征的再认识

2009年6月第28卷第3期大庆石油地质与开发PETROLEUMGEOLOGYANDOILFIELDDEVELOPMENTINDAQINGJUNE，2009VO128NO3DOI103969JISSN10003754200903023对CO2驱油过程中油气混相特征的再认识计秉玉王凤兰何应付，1中国石化勘探开发研究院，北京100083；2大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆1637123西南石油大学，四川成都610500摘要利用理论分析与组分模型数值模拟计算发现，由于油田开发以后油藏不同部位地层压力变化很大，CO与原油在注人井附近为混相状态，在生产井附近为非混相状态，在井间一定范围内为半混相状态，过去那种简单的混相驱或者非混相驱的概念存在很大局限性。为此，定义了混相体积系数、半混相体积系数和非混相体积系数描述C0，驱混相情况，给出了相应的计算方法，对大庆油田芳48区块和树101区块进行了实例计算。由于大庆油田原油重质含量较高，导致全混相体积系数较低，而非混相体积系数较高，是否大规模开展CO驱还要通过现场试验及技术经济指标综合评价才能得出结论。关键词CO，驱；全混相体积系数；半混相体积系数；数值模拟中图分类号TE357文献标识码A文章编号1000375420090310307REUNDERSTANDINGOFOILANDGASMISCIBLEPHASECHARACTERISTICSDURINGCO2FLOODINGJIBINGYU。WANGFENG1AN。HEYINGFU1EXPLORATIONANDDEVELOPMENTRESEARCHINSTITUTE，SINOPEC，BEIJING100083，CHINA；2EXPLORATIONANDDEVELOPMENTRESEARCHINSTITUTE，PETROCHINADAQINGOILFIELD，DAQING163712，CHINA；3SOUTHWESTPETROLEUMUNIVERSITY，CHENGDU610500，CHINAABSTRACTBASEDONTHEORETICALANALYSISANDNUMERICALSIMULATIONCALCULATIONOFCOMPOSITIONMODEL，FORMATIONPRESSUREINDIFFERENTPARTSOFRESERVOIRHASMUCHVARIATIONSINCEOILFIELDPUTINTODEVELOPMENT，CO2ANDOILAREMISCIBLENEARINJECTOR，IMMISCIBLENEARPRODUCERANDHALFMISCIBLEINACERTAININTERWELLRANGERESPECTIVELYTHEEARLIERSIMPIECONCEPTSOFMISCIBLEANDIMMISCIBLEFLOODINGARESIGNIFCANTLYLIMITEDMISCIBLEVOLUMEFACTOR，HALFMISCIBLEVO1UMEFACTORANDIMMISCIBLEVOLUMEFACTORAREDEFINEDTODESCRIBECO，FLOODINGANDPROVIDECORRESPONDENTCALCULATIONMETHOD。WITHCALCULATIONCASESOFFANG48ANDSHU101BLOCKSINDAQINGOILFIELDHIGHHEAVYMATERIALCONTENTIN0ILOFDAQINGOILFIELDCAUSESLOWWHOLEMISCIBLEVOLUMEFACTORANDHIGHIMMISCIBLEVOLUMEFACTORWHETHERDERFORMLARGESCALEOFCO2FLOODINGORNOTDEPENDSONFIELDTESTORTECHNICALANDECONOMICINDEXESKEYWORDSCO2FLOODING；WHOLEMISCIBLEVOLUMEFACTOR；HALFMISCIBLEVOLUMEFACTORNUMEFLEA1SIMULATION收稿日期20094441基金项目国家科技支撑计划课题“二氧化碳气驱提高采收率试验研究”2006BAB03B06赞助。作者简介计秉玉，男，1963年生，教授级高工，博士，主要从事油藏工程与提高采收率方面的科研与管理工作。EMAILJIBYPEPRISCON104大庆石油地质与开发2009经全世界注气驱油项目中，CO，混相驱占539，而在124个注CO驱油项目中，混相驱共有108个。可见CO在驱油过程中能否与原油混相是人们十分关心的问题，甚至有人视其为CO，驱成败与否的关键J。因此，在确定CO，驱油项目时对是否混相都要有一个认识。一般认为CO驱实现混相的机理是在一定的压力下，CO对原油中轻质组分萃取，从而消除油气两相之问界面，界面张力逐渐趋近于0，残余油饱和度朝0的方向下降，油相相对渗透率曲线接近于直线。根据传统的混相概念，C0驱分为混相驱和非混相驱两种状态。其判断依据多采用室内实验结果，比如细管实验_2、升泡法实验和蒸汽密度法实验。其中细管实验是最通用的方法，它求出的压力和采收率常常取注入CO，12PV的采出程度关系曲线，一般存在一个拐点，高于拐点压力情况下采收率随压力升高变化不大，而低于拐点压力，随着压力升高CO驱采收率急剧增加，拐点处的压力被认为最小混相压力MMP一般与90OOIP相对应，也有人称其为工程混相压力。将求出的最小混相压力与油藏原始地层压力进行对比，判断为混相驱或非混相驱，并认为两种情况下驱替效果存在质的差别。但是，以上概念存在的一个重大问题是忽略了油田注气开发之后地层压力场将会发生重大变化及其对混相状态的影响引。实际注气过程中，注采井问的压力是变化的图1，例如，大庆外围油田在注入端压力可以达到40MPA以上，远远高于实验室细长管测得的昆相压力，而在采出端压力仅为23MPA，又远远低于混相压力。这意味着在注入井附近是混相驱替，在生产井附近是非混相驱替。所以，过去那种混相驱和非混相驱的概念值得重新认识，原始地层压力与实测的最小混相压力简单的对比来判别实际油藏是否实现混相驱的做法值得商榷。1油气界面张力剖面CO，驱过程中的混相现象是原油轻质组分蒸发到C0中CO萃取和CO2溶解到原油中的传质作用下产生的，混相状态应该用界面张力定量描述。界面张力最直接的影响因素就是两相之间组分含量的差异性，而影响组分差异性的重要因素就是地层压力。因此，随着地层压力由注入井到采油井的急剧变化，界面张力或混相状态也将随之发生重大变化。图L注采井间压力剖面及与MM联系示意图PIG1SKETCHMAPOFRE1ATIONSHIPBETWEENPRESSUREPROFILEANDL0BETWEENINJECTIONWELLANDPRODUCTIONWELL域根据大庆外围油田的基础物性参数和流体PVT参数，取五点法井网的14建立理想地质模型，运用组分模型来研究注入采出井之间界面张力的分布规律。地质模型的网格划分为20X201，网格步长为5M，平面渗透率为110M，孔隙度为15，有效厚度为5M，油水和油气相对渗透率曲线采用芳48区块的数据。利用PVTJ软件对宋芳屯油田芳48区块原油注气膨胀等实验数据拟合得到了模型中各组分特征参数。图2是注入0417累计注入孔隙体积倍数时注入采出井之间界面张力剖面图图中XL为无因次距离；为距注入井距离；L为注采井距。一般情况下，界面张力剖面可以划分为I、和三个带，即注入井附近的零界面张力带0，界面张力低值带和界面张力高值带三个区域。界面张力低值带又可进一步细分为前缘和后缘两个部分，并且前缘后缘。形成上述现象的原因是，在注入井附近，由于地层压力高于室测混相压力，油气处于混相状态，界面张力等于0图2，沿着油井方向，随着地层压力的降低，界面张力升高，但仍低于原始界面张力，形成低界面张力带。但在该带前缘，虽然地层压力低于后缘，但CO的蒸发萃取作用更加充分，界面张力低于后缘图2。在靠近油井端，由于地层压力进一步降低，油气分离作用进一步加强，油气组分差异进一步加大，界面张力较高。进一步的模拟计算表明，由于受地层压力的影响，低界面张力带前缘低值点随着向油井运动而逐渐升高图3。与界面张力相对应，饱和度剖面也可以划分为如图4所示的3个区域不考虑束缚水。其中，纯气带对应于零界面张力带，高含气带对应于低界面张力带，低含气饱和度带对应于高界面张力第28卷第B期计秉玉等对C0驱油过程中油气混相特征的再认识105L。8。6。2。卜、一，0204060810XL图2界面张力分布曲线FIG2DISTRIBUTIONOFINTERFACIALTENSIONXL图3低界面张力带前缘低值点分布FIG3FRONTALLOWVALUEDOINTDISTRIBUTIONOFLOWINTERFACETENSIONZONE带。由图2、图4可见，含气前缘比低界面张力带前缘运动速度快。在气体突破前，低界面张力带范围逐渐增大。气体突破后，气体运动速度加快，地层压力降低的影响更为突出，低界面张力带范围又有变小的趋势。XL图4含气饱和度分布FIG4GASSATURATIONDISTRIBUTION在C0驱替过程中，由于传质作用和压力变化，原油黏度分布也随之发生改变，黏度变化剖面见图5。显然，纯气带对应着低黏度，但低界面张力带后缘，由于原油轻质组分被C0萃取，重组分141210萑8S420XL图5原油黏度分布FIG5OI1VISCOSITYDISTRIBUTIO“含量较高，所以黏度变大，并可能远高于原始条件下原油黏度；而在低界面张力带前缘，界面张力较低，原油轻质组分较高，原油黏度变低，其可能远低于原始条件下原油黏度。2混相体积系数概念及影响因素21混相体积系数的几个概念前述分析表明，在实际油藏注气开发过程中，由于地层压力剖面的重大变化，常常在注入井附近一定范围内油气是混相的，而在油井附近一定范围内又是不混相的，所以以往所说的那种混相驱或者非混相驱的极端概念在实验室是可能的，但是在注入井和油井流压相差很大的低渗透油藏中是不可能的。与界面张力剖面相对应，可以定义全混相体积系数、半混相体积系数和非混相体积系数来定量表征CO驱油过程中的混相状态或混相程度。以注入气波及体积为参照系，可以定义如下相对混相状态参数T，全混相体积系数CYGI，半混相体积系数C。GT，非混相体积系数CG其中，是气体波及体积，为界面张力为0的体积，为低界面张力区的体积，为高界面张力区的体积，且有CC。C1。如果以孔隙体积为参照系，则可以相应地定义绝对混相状态参数，并有MCMCPCP。TNCN其中，为波及系数。1O6大庆石油地质与开发2009经以上各参数可以用组分模型数值模拟计算结果进行统计。相对混相状态参数与相应的绝对混相状态参数之间比例为注气波及系数，后面主要讨论相对混相状态参数。22混相体积系数变化特征分析221全混相体积系数全混相体积系数取决于全混相体积和注入气体波及体积之间的相对变化关系。在注人气体突破前，由于混相体积增长速度小于波及体积的增长速度，全混相体积系数是下降趋势，但气体突破后，波及系数增长速度大幅度降低，全混相体积系数又出现大幅度上升趋势图5。但绝对全混相体积系数随着CO，累计注入孔隙体积倍数的增大逐渐增大，只是在早期上升幅度较小。氟醛妊罂廷寸卅囊蕞聪蛙罂蜒寸卅靛累计注入孔隙体积倍数A全混相体积系数累计注入孔隙体积倍数B绝对全混相体积系数图6混相体积系数随着气体注入量增大变化FIG6VARIATIONOFMISCIBLEPHASEVOLUMECOEFFICIENTWITHINJECTIONGASVOLUMEINCREASING222半混相体积系数注入气体突破前，低界面张力带前缘移动速度大于后缘移动速度，半混相体积增加速度较快，半混相体积系数呈上升趋势。油井注入气体突破后，后缘移动速度大于前缘移动速度，半混相体积系数又出现下降趋势图7。223全混相体积系数影响因素分析在注入井与采出井压力一定的情况下，不同类囊蕞蛙靶醛妊倏匿蛙爨赠靛瓣累计注入孔隙体积倍数A半混相体积系数累计注入孔隙体积倍数B绝对半混相体积系数图7半混相体积系数随着气体注入量增大变化FIG7VARIATIONOFHALFMISCIBLEVOLUMEFACTORWITHINJECTEDGASVOLUMEINCREASE型井网压力分布不同，决定了混相程度的差别。五点法井网混相程度无论全混相或者半混相最高，七点法井网次之，反九点井网最低图8。累计注入孔隙体积倍数图8不同井网类型全混相体积系数变化FIG8IHOLEMISCIBLEVOLUMEFACTORVARIATIONOFDIFFERENTWELLPATTERNTYPES其他条件不变情况下，随着井距增大，油气传质作用有所加强，混相程度略有增加趋势，幅度不大图9；随着注入压力和生产流压的升高，混相程度呈增加趋势，并且注人压力的影响程度要高于流第28卷第3期计秉玉等对CO驱油过程中油气混相特征的再认识107动压力的影响图L0、图L1。因此，只要其他条件允许，应实行较高压力注人策略。1。8倏簇20030609121518累计注入孔隙体积倍数图9不同井距类型全混相体积系数变化FIG9WHOLEMISCIBLEPHASEVOLUMEFACTORVARIATIONOFDIFFERENTWEL1SPACING累计注入孔隙体积倍数图1O不同流动压力下全混相体积系数变化FIG10WHOLEMISCIBLEVOLUMEFACTORVARIATIONWITHFLOWPRESSURE累计注入孔隙体积倍数图LL不同注入压力下全混相体积系数变化FIG1LWHOLEMISCIBLEVOLUMEFACTORVARIATIONWITHINJECTIONPRESSURE3实例分析大庆油田为探索CO驱油方法开采特低渗透储层的可行性，在芳48区块、树101区块分别开展了CO，驱油现场试验。试验设计过程中，首先在沉积微相分析基础上建立了地质模型，开展了室内实验和相态拟合计算确定各种参数，然后通过组分模型数值模拟优化油藏工程方案，并在优化过程中特别考虑了全混相体积系数、半混相体积系数对油藏开发效果的影响。图L2和图13分别是在周期注人条件下油藏开发15年时刻芳48区块FI72小层的混相区和含图L2芳48区块F172层混相区分布FIG12DISTRIBUTIONOFMISCIBLEZONEINLAYERFL72OFBLOCKFANG48NIL3芳48区块F172层含油饱和度分布FIG13DISTRIBUTIONOFOILSATURATIONINLAYERF172OFBLOCKFANG48108大庆石油地质与开发2009正油饱和度分布图，从中可以看出在注入CO，波及区域内，混相区主要分布在注气井附近，其范围内的含油饱和度接近于0，驱油效率很高；半混相区主要分布于油气井之间，其延伸方向受到地层物性的影响，分布范围内含油饱和度较低，平均值低于20，驱油效率较高；非混相区的含油饱和度较高，主要分布在油井附近和气相饱和度较低的区域，驱油效率较低。表1和表2分别是芳48区块和树101区块各方案混相状态分析结果。从中可以看出两个区块的全混相体积系数均低于10，半混相体积系数均在25左右。根据实验室的最小混相压力实验，认为树101区块能够达到混相，而芳48区块为非混相驱替。但是实际油藏数值模拟计算结果可以看出树101井区的混相体积系数仅比芳48区块高出082推荐方案分别为9号和3号，仅能说明树101区块混相程度略高于芳48区块，两者之间不存在驱替本质上的差别。混相体积系数和半混相体积系数的大小影响着CO驱油效率的高低，其与区块的井网形式、油气井工作制度、注气时机和注气方式息息相关表1，因此与波及系数一样，混相体积系数与半混相体积系数也是CO驱油开发方案优选的主要评价指标之一。表1芳48区块注CO驱油各方案混相状态分析TABLE1MISCIBLESTATEANALYSISOFDIFFERENTPLANSBYCO2FLOODINGINBLOCKFANG48表2树101区块注C0驱布井各方案混相状态分析TABLE2MISCIBLESTATEANALYSISOFDIFFERENTPATTERNPLANSBYCO2FLOODINGINBLOCKSHU101征，从注入井到采油井剖面上依次为全昆相、半混4结论相和非混相三种状态，过去那种严格的混相驱或者1C。驱替过程中，由于地层压力分布特非混相驱很难存在，可用全混相体积系数、半混相第28卷第3期计秉玉等对CO驱油过程中油气混相特征的再认识109体积系数定量描述混相状态，并由组分模型数值模拟计算得到。2三个混相参数是开发方案优化的重要评价指标，并且受到原油性质、储层物性、注入压力、生产流压和井网类型等方面控制。在大庆油田，由于原油重组分相对较高，全混相体积系数低于10，半混相体积系数在25左右，非混相体积系数较高，达65以上。因此，是否大规模开展CO，驱还要通过现场试验，对技术经济指标综合评价才能得出结论。3所取得的认识虽是针对CO驱研究得到的，但对诸如注N、烃类气体以及烟道气等气驱方法具有较大的借鉴作用。参考文献1LEENAKOOTTUNGA12008WORLDWIDEEORSURVEYJOILANDGASJOURNAL，2008，1O61547592李士伦，张正卿，冉新权，等注气提高石油采收率技术M成都四川科学技术出版社，20012763083ASGARPOYTSANREVIEWOFMISCIBLEFLOODINGJJCPT，1994，33213154赵彬彬，郭平，李闽，等CO2吞吐增油机理及数值模拟研究J大庆石油地质与开发，2009，282L171205张新征，冯明生，李香玲高凝油藏注CO2吞吐影响因素数值模拟J大庆石油地质与开发，2009，281L181226张硕，单文文，张红丽，等特低渗透油藏CO2近混相驱油J大庆石油地质与开发，2009，281L141177张国强，孙雷，姚为有，等小断块油藏CO2吞吐过程压力与含油饱和度分布J大庆石油地质与开发，2008，2721101128龚蔚，蒲万芬，彭陶钧，等就地生成二氧化碳技术提高采收率研究J大庆石油地质与开发，2008，2761041079张新征，李薇，郭睿，等高凝油藏注CO开采方式优选室内实验研究J大庆石油地质与开发，2008，2731LO一1L21O郑浩，马春华，宋考平，等注入气体及注气压力对特低渗透油藏驱油效果影响实验研究J大庆石油地质与开发，2008，27211011211J刘易非，王佩文，唐长久，就地生成CO吞吐开采高凝油室内实验研究J大庆石油地质与开发，2007，263L1111412张国强，孙雷，孙良田，等小断块单元油藏单井多周期CO吞吐强化采油研究J大庆石油地质与开发，2006，255858913徐永成，王庆，韩军，等应用CO2吞吐技术改善低渗透油田开发效果的几点认识J大庆石油地质与开发，2005，244697I7114周正平，钱卫明，郎春艳低渗透油藏CO2吞吐效果分析J大庆石油地质与开发，2003，225535415吴文有，张丽华，陈文彬CO2吞吐改善低渗透油田开发效果可行性研究J大庆石油地质与开发，2001，206515316沈平平提高采收率技术进展M北京石油工业出版社，200623525417ALIDANESH油藏流体的PVT与相态M沈平平，韩冬，译北京石油工业出版社，200019120218李孟涛，单文文，刘先贵，等超临界二氧化碳混相驱油机理实验研究J石油学报，2006，273808319郭平，张思永，吴莹，等大港油田二氧