CO2 混相驱注入能力预测理论研究及实例分析_14103

2011年6月第30卷第3期 大庆石油地质与开发Petroleum Geology and Oilfield Development in DaqingJune,2011Vol.30No.3　收稿日期:2010⁃10⁃21 改回日期:2010⁃12⁃15　基金项目:国家 863”计划 CO 2驱油提高石油采收率与封存关键技术研究”(2009AA063404)资助㊂　作者简介:尚庆华,男,1984年生,在读硕士,主要从事油井动态分析及注采井优化设计等方面的研究㊂ E⁃mail:sqhsuc1984@DOI :10.3969/J.ISSN.1000⁃3754.2011.03.032CO 2混相驱注入能力预测理论研究及实例分析尚庆华　吴晓东　安永生　王旭东(中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京　102249)摘要:为确定注CO 2时储层吸气能力预测方法,在前人研究的基础上,建立了二维CO 2混相段塞驱物理模型和数学模型,考虑混相段塞对注入过程的影响,经理论推导形成了CO 2混相驱注入能力预测模型㊂实例计算结果显示:CO 2混相驱注入压力与注入速度近似成线性关系,且注入压力越大,注入速度也越大;注入能力随累计注入量㊁混相段塞长度的增加而增强,且随它们的不断增大,注入能力增幅越来越明显㊂分析认为,这是由于超临界CO 2区及混相段塞区的形成减小了地层的渗流阻力,且随着它们区域的增大,对减小整个地层渗流阻力的贡献也越来越大㊂关键词:CO 2混相驱;物理模型;数学模型;混相段塞;累计注入量;注入能力中图分类号:TE357.45 文献标识码:A 文章编号:1000⁃3754(2011)03⁃0150⁃04THEORETICAL RESEARCH AND EXAMPLE ANALYSIS OF INJECTIVITY PREDICTION OF CO 2MISCIBLE FLOODINGSHANG Qinghua ,WU Xiaodong ,AN Yongsheng ,WANG Xudong(MOE Key Laboratory in Petroleum Engineering of China University of Petroleum ,Beijing 102249,China )Abstract :In order to determine the prediction method of gas⁃intake capacity of reservoir when CO 2injection ,based on the previous research ,the 2D physical and mathematical models for CO 2miscible slug flooding are estab⁃lished.Considering the influence of miscible slug on injection process ,the forecasting model of injectivity of CO 2miscible flooding is formed through the theoretical deduction.The calculation result of field case shows that there is an approximate linear relation between injection pressure and injection rate of CO 2flooding ,moreover ,the higher the injection pressure is ,the bigger the injection rate.The injectivity will become stronger with the increase of cu⁃mulative injection rate and miscible slug length ,moreover ,the incremental amplitude of injectivity will become more obvious with the increase of them.It is thought through analysis that the formation of supercritical CO 2and miscible slug zones decrease the seepage resistance of formation ,and their contribution to decrease the seepage re⁃sistance of the whole reservoir becomes increasingly greater with the increase of these zones.Key words :CO 2miscible flooding ;physical model ;mathematical model ;miscible slug ;cumulative injection rate ;injectivity 随着石油勘探开发的深入及低渗㊁特低渗地质探明储量的不断增加,水驱开发存在很多问题和困难,而可以大幅提高原油采收率的CO2驱特别是CO2混相驱(室内实验中可达到95%以上的驱油效率)越来越受到重视[1,2],且部分油田如大庆㊁江苏㊁吉林等曾先后多次开展了矿场试验及室内实验,取得了一定的成果和经济效益[3⁃5]㊂吸气能力预测是注气开发油田必不可少的关键技术,是为了达到目标配注量必须研究的内容㊂同时,还可以根据储层的吸气能力优化注气井的注入参数㊂Egermann P和Vizika O对注CO2过程中的溶解与沉淀等现象进行了实验研究[6];李孟涛建立了一维CO2混相驱替模型[7],但没有考虑混相段塞对驱替过程的影响,不能反映混相驱的主要特点㊂从国内外研究现状来看,针对CO2驱注入能力的研究还十分匮乏,尤其是理论研究更少㊂鉴于此,笔者对二维CO2混相驱注入能力预测进行了初步的理论研究和探索,实例分析了注入能力随混相段塞长度㊁累计注入量等因素的变化情况㊂1注入能力预测模型的建立1.1假设条件(1)圆形开放地层中心1口井,均质等厚,忽略重力作用;(2)CO2与原油在注入井近井地带达到完全混相,混相带稳定向前推移,将油层划分为两大区域,即混相带以外的地层原油区和以内的超临界CO2区;(3)超临界CO2区包含束缚水和残余油;(4)地层内边界为定压注入,外边界为平均地层压力㊂图1中,设地层外边界半径为R e,注入井半径为R w,混相段塞内边界到注入井的距离为R1(t),外边界到注入井的距离为R2(t),地层厚度为h㊂其中1区为超临界CO2区,2区为混相段塞区,3区为地层原油区㊂1.2数学模型假设地层中流体处于刚性稳定渗流,根据不同区域分别写出压力微分方程∂2p1∂r2=0,R w≤r≤R1(t)(1)∂2p2∂r2=0,R1(t)<r≤R2(t)(2)∂2p3∂r2=0,R2(t)<r≤R e(t)(3)边界条件 r=R w,p=p wf;r=R e,p=p r(4)此外,t时刻,在段塞内边界上有条件p1=p2 Kμ1∂p1∂r=Kμ2∂p2∂r=-Q(t)A,A=2πR1(t)h(5)在段塞外边界上有条件p2=p3Kμ2∂p2∂r=Kμ3∂p3∂r=-Q(t)A,A=2πR2(t)h(6)式中　K 储层平均渗透率,10-3μm2;μ1 超临界CO2黏度,mPa㊃s;μ2 混相段塞流体黏度,mPa㊃s;μ3 地层原油黏度,mPa㊃s; p 压力,MPa;t 时间,s;Q(t) t时刻驱替流量,cm3/s;A 油层截面积,m2;h 油层厚度,m㊂1.3模型的求解由式(1)㊁(2)㊁(4)㊁(5)联立可以求得1区与2区压力分布表达式p1=-Q(t)2πhR1(t)μ1K r+Q(t)μ1R w2πKhR1(t)+p wf(7)p2=-Q(t)2πhR1(t)μ2K r+Q(t)(μ2-μ1)2πKh+Q(t)μ1R w2πKhR1(t)+p wf(8) 同理,由式(2)㊁(3)㊁(4)㊁(6)联立可以求得2区与3区压力分布表达式p2=-Q(t)2πhR2(t)μ2K r+Q(t)(μ2-μ3)2πKh+Q(t)μ3R e2πKhR2(t)+p r(9)p3=-Q(t)2πhR2(t)μ3K r+Q(t)μ3R e2πKhR2(t)+p r(10)㊃151㊃第30卷　第3期 尚庆华　等:CO2混相驱注入能力预测理论研究及实例分析 当r =R 2(t )时,由压力的连续性令式(8)和式(9)相等可求得t 时刻注入速度的表达式Q (t )=p wf -p rμ2R 2(t )2πKhR 1(t )+μ1-μ2-μ32πKh +μ3R e R 1(t )-μ1R w R 2(t )2πKhR 1(t )R 2(t )(11) R 1(t )是平面上混相段塞内边界t 时刻到达的位置,于是有d R 1(t )/d t =Q (t )/A s(12)式中　A s 混相段塞流动的有效面积,即A s =A ㊃φ㊃ΔS =2πKhR 1(t )㊃φ(1-S wc -S or )其中　φ 储层孔隙度;S wc 束缚水饱和度;S or 残余油饱和度㊂将A s 代入式(12)积分得∫R 1(t )2πhφ(1-S wc -S or )㊃R 1(t )d R 1(t )=∫tQ (t )d t (13) 令累计注入量Q c =∫tQ (t )d t ,同时记B =2πhφ㊃(1-S wc -S or ),对式(13)积分求解得到混相段塞内边界时刻到达的位置R 1(t )=2Q cB(14) 式(11)和式(14)即构成了CO 2混相驱注入能力预测模型㊂另外,将式(11)代入式(12)并积分可求得混相段塞内边界到达R 1(t )处的时间表达式t =φ(1-S wc -S or )R 1(t )K (p wf -p r )μ2R 2(t )-(μ3+μ2-μ1)R 1(t )2+μ3R e R 1(t )-2μ1R w R 2(t )2R 2(t éëêùûú)(15)1.4辅助方程上述模型在计算应用时需要求出超临界CO 2㊁混相段塞㊁地层原油等流体的黏度,这里用郭绪强等人基于Peng⁃Robinson 状态方程提出的纯组分流体及油气藏流体 CO 2体系等黏度计算模型[8,9],其主要形式为T =r ’m p μm -b ’m -a mμm (μm +b m )+b m (μm -b m )(16) 式(16)既可用于超临界CO 2的黏度计算,也可用于油气藏流体 CO 2混合体系的黏度计算,若用于后者,则式(16)中的参数采用以下混合规则a m =∑z i a i (17)b m =∑z i b i (18)b ’m =∑i ∑jz i z j b 'i b 'j (1-k ij )(19)r 'm=∑iz i r'i(20)式中　T 温度,K;p 压力,MPa;μm体系黏度,10-7Pa ㊃s;z i 组分i 的摩尔分数;k ij 二元交互系数㊂其他参数皆为中间变量,具体计算方法见参考文献[8]和[9]㊂2实例计算分析实例计算采用华北油田BN 油藏的基本条件[10],其油藏温度为94℃,原始平均油藏压力23.0MPa,原油原始饱和压力11.4MPa,地层原油黏度3.41mPa㊃s,地层渗透率6.7×10-3μm 2㊂地层原油及饱和CO 2地层原油的组成见表1,CO 2与地层原油的最小混相压力约为30MPa,混相驱油效率可达93.8%㊂表1　地层原油及饱和CO 2地层原油的组成Table 1Composition of formation crude oil andformation crude oil saturated with CO 2组分b 1b 2N 20.01950.0483CO 20.00500.1349C 10.25100.3878C 20.02180.0184C 30.01520.0131iC 40.00180.0015nC 40.00390.0035iC 50.00060.0010nC 50.00060.0010C 60.00030.0004C 70.00350.0016C 80.01310.0054C 90.02590.0121C 100.03160.0171C +110.60620.3539 注:b 1 各组分在地层原油中的摩尔分数;b 2 各组分在饱和CO 2地层原油中的摩尔分数㊂㊃251㊃ 大庆石油地质与开发 2011年 根据以上油藏条件,利用所建立的模型对混相段塞长度d r 为2m㊁累计注入量Q c 为50~500m 3,累计注入量为200m 3㊁混相段塞长度为2~20m 的2组数据进行了实例计算(图2㊁图3)㊂从图2可以看出,当混相段塞长度一定时,随着CO 2的不断注入,注入能力不断增强,初期增强幅度较小,随着CO 2注入量的不断增加,注入能力增强幅度变大㊂分析认为这是由于CO 2的注入产生了超临界CO 2区,减小了渗流阻力,随着CO 2累计注入量的不断增加,超临界CO 2区占整个地层的比例越来越大,因此注入能力越来越强㊂从图3可以看出,当累计注入量一定时,随着混相段塞长度的增加,注入能力增强,段塞长度越大,注入能力越强,且随段塞长度的不断增大,注入能力增幅变大㊂这是因为CO 2与原油混相降低了原油黏度,减小了渗流阻力,且随着段塞长度的增大,其对减小整个地层渗流阻力的贡献越大㊂另外,从建立的模型来看,同等条件下,地层渗透率越大,地层厚度越大,同样注入压差下的注入量越大㊂3结　论(1)以压力微分方程为基础,考虑混相段塞对注入过程的影响,建立了二维CO 2混相驱注入能力预测模型,可以为CO 2混相驱的配注及注入参数的优化设计提供参考㊂(2)从实例计算结果可以看出,CO 2混相驱注入压力与注入速度近似成线性关系,且注入压力越大,注入速度也越大㊂(3)CO 2混相驱注入能力随累计注入量㊁段塞长度的增加而增强,且随它们的不断增大,注入能力增幅越来越明显㊂参考文献:[1]任双双,杨胜来,杭达震.非纯CO 2对MMP 和驱油效率影响的实验研究[J ].中国矿业大学学报,2010,39(2):249⁃250.[2]张新征,李薇,郭睿,等.高凝油藏注CO 2开采方式优选室内实验研究[J].大庆石油地质与开发,2008,27(3):110⁃112.[3]徐永成,王庆,韩军,等.应用CO 2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,2005,24(4):69⁃71.[4]刘炳官,朱平,雍志强,等.江苏油田CO 2混相驱现场试验研究[J].石油学报,2002,23(4):56⁃57.[5]刘忠运,李莉娜.CO 2驱油机理及应用现状[J].节能与环保,2009(10):36⁃38.[6]Egermann P,Vizika O.An experimental investigation of reaction⁃transport phenomena during CO 2injection[R].SPE 93674,2005.[7]李孟涛.低渗透油田注气驱油实验和渗流机理研究[D].北京:中科院渗流流体力学研究所,2006.[8]郭绪强,荣淑霞,杨继涛,等.纯组分高压流体的黏度模型[J].石油大学学报(自然科学版),1998,22(6):95⁃97.[9]郭绪强,阎炜,荣淑霞,等.油气藏流体 CO 2体系黏度的实验测定与计算[J].石油大学学报(自然科学版),2001,25(3):16⁃18.[10]辛守良,罗涛,张英霞,等.华北BN 油藏注二氧化碳混相驱室内试验评价[J].河南石油,2004,18(4):30⁃32.编辑:刘桂玲㊃351㊃第30卷　第3期 尚庆华　等:CO 2混相驱注入能力预测理论研究及实例分析。