混相驱油（精选6篇）
混相驱油 篇1
摘要：针对大庆油田树101井区特低渗透油层,结合油藏条件,通过一系列室内实验,确定了CO2驱油机理。研究表明:随着CO2注入量增加,溶解油气比、体积系数和膨胀系数增大,黏度降低,束缚水体积膨胀。在27 MPa下注入CO2,地层油体积膨胀1.484 7倍,残余油饱和度降低11.43%,地层油黏度降低到原黏度的48.51%,束缚水体积膨胀1.132 4倍。同时当地层压力从27 MPa降低到原始地层压力后,依靠溶解CO2膨胀能,可采出原油15.49%。此外,注入CO2后,CO2-地层油的界面张力降低,CO2可使地层油中的轻质烃抽提和汽化,从而提高采收率。
关键词：大庆油田,特低渗透油层,CO2,非混相驱,室内实验
低渗透油气田广泛分布在我国的各个油气区,近5年来,探明储量中低渗透油藏储量的比重已增加到50%~60%,剩余石油资源中,中低渗透油藏储量占到76.5%。由于低渗透油藏注水压力高、吸水能力差,通常需要进行油藏改造才能维持正常生产,如何经济高效开发低渗透油藏是当前世界油田开发中的一个难题[1]。
随着CO2驱油技术成熟,以及CO2气源的不断发现,大庆、吉林、胜利、苏北、中原等油田进行了CO2驱现场试验,都见到不同程度的注气效果。国内外CO2驱生产实践表明,注CO2已成为特低渗透油田改善开发效果、建立有效驱动体系的主要技术措施[2,3]。通过一系列实验定量研究大庆油田树101井区特低渗透油层CO2驱油机理,为提高CO2驱油提供依据。
1 实验条件
油:利用地面脱气油和煤油、地层油溶解气配制的地层模拟油气参数见表1。
实验用水:按地层水组成配制的模拟水,矿化度为5 888.4 mg/L。
实验温度:108℃。
2 实验仪器及设备
高压物性仪、高压配样器、高压计量泵、气体流量计、高压落球黏度计、气瓶、电子天平等。
3 地层油(水)注CO2膨胀实验
将PVT筒内模拟油(水)的压力升高至饱和压力,在108℃下,向PVT筒内注入CO2,搅拌均匀后,测定地层油(水)物性参数。之后,继续注入气体,重复上述过程。
4 CO2驱油机理研究
CO2驱油的机理主要有地层油黏度降低、地层油膨胀、溶解气驱、降低界面张力、增加束缚水饱和度、提高岩石渗透率、改变岩石润湿性和抽提作用等。
4.1 地层油体积膨胀
注CO2之前,地层油在地层压力(22.05 MPa)下的高压物性参数见图1和图2。从图可见,随着CO2注入量增加,饱和压力Pb、溶解油气比Rs、体积系数Bo和膨胀系数α增大。如在27 MPa下注入CO2后(CO2含量为42.69%),溶解油气比为223.44m3/m3,比注入CO2前增加198.04m3/m3,体积膨胀系数为1.484 7,在CO2波及的区域内,地层油体积可增加48.47%,提高了可流动地层油的饱和度,同时降低残余油饱和度。树101井区平均地层束缚水饱和度为36.3%,如果水驱残余油饱和度为35%,水驱采收率为45.05%。改用CO2驱后,在同样的残余油饱和度(35%)下,由于地层油溶解CO2,实际的残余油饱和度只有23.57%,相应残余油饱和度降低11.43%,CO2驱采收率可到达63.00%,可见,由于地层油体积膨胀,CO2驱比水驱可提高17.95%。而且注入CO2量越多,地层油体积膨胀幅度越大,CO2驱比水驱提高采收率的幅度越大。
4.2 地层油黏度降低
从图2可见,注入CO2后,地层油溶解CO2,地层油黏度降低。注入CO2量越多,地层油黏度降低幅度越大[4]。如在27 MPa下注入CO2,地层油黏度降低到1.367 m Pa·s,比地层压力下黏度(2.818 m Pa·s)降低1.451 m Pa·s,降低到原黏度的48.51%。根据达西定律,地层油的流动能力相应增加48.51%。因此,注入CO2后使地层油物性变好,原油流动能力增大,提高了原油产量。
4.3 溶解气驱
CO2驱中,溶于地层油中的大量CO2具有溶解气驱的作用。随着压力下降,CO2从液体中逸出,液体内产生气体驱动力,提高了驱油效果[5]。如果注气压力为27 MPa,生产压力为地层压力(22.05 MPa)。在生产过程中,由于压力降低,分离出的气体形成游离气,则地层孔隙中气体饱和度为15.82%。因此,由于地层油中溶解气的膨胀而提高的采收率为15.49%。
4.4 增加束缚水饱和度
从图3可见,随着CO2压力增加,地层水中溶解气量Rs增加,体积膨胀系数α增大,使部分束缚水变成流动水。树101井区束缚水饱和度为36.3%,如注气压力为27 MPa,水中溶解气量(Rs)为51.846 2,水体积膨胀系数(α)为1.132 4,束缚水饱和度增加到41.11%,这样4.81%的束缚水变成流动水,这部分水在岩心孔道占据油流动孔道,使地层油流出地层,采收率相应可提高4.81%。注气压力越高,水中溶解的CO2越多,束缚水体积膨胀越大,采收率提高越多。
此外,由于CO2溶于水后形成碳酸,与油层岩石的碳酸盐矿物起反应,溶解地层基质提高渗透率。在27 MPa及地层温度下,进行2块岩心CO2驱后岩石渗透率变化实验,结果岩石渗透率提高0.5%以上。其次,CO2注入过程中,在一定压差下,对油层的无机垢堵塞具有较强的冲刷作用,可有效地疏通因污染造成的地层堵塞,提高岩层的渗透率。
4.5 界面张力降低
在分别测量了油层温度、不同压力条件下的饱和CO2原油与CO2气间的界面张力后,从图4可见,注入CO2后,CO2-地层油的界面张力降低,油气界面张力随压力增高而减少。如27 MPa下注入CO2,原油-CO2界面张力为0.862 3 N·m·m-1;而在22.05 MPa下,界面张力为1.321 2 N·m·m-1。界面张力的降低,不仅降低了驱油中的毛管阻力,而且减小了将油滴从岩石表面剥离下来所需克服的粘附功[6],因此粘附在岩石表面和滞留于孔隙中的残余油更容易被采出。
4.6 CO2对地层油的抽提作用
地层油中轻质烃与CO2间具有很好的互溶性,在多孔介质中流动时,可以引起CO2和地层油之间各组分变化,生成可混性流体。在一定压力下,CO2能使地层油中的轻质烃抽提和汽化,CO2抽提时主要是地层油中C20以下组分。随着压力增加,CO2抽提剩余油中的较重质成份,从而提高采收率。
通过以上可见,CO2非混相驱油的主要机理是地层油膨胀、黏度降低、溶解气驱,其次为降低界面张力、增加束缚水饱和度、提高岩石渗透率、抽提作用等。上述结果是在CO2完全饱和地层油的情况下获得的,实际CO2驱中,由于CO2波及区域限制以及未完全饱和地层油,各个驱油机理对提高采收率的贡献达不到以上的理想值。
5 结论
(1)随着CO2注入量增加,溶解油气比、体积系数和膨胀系数增大,黏度降低,束缚水体积膨胀。在27 MPa下注入CO2,地层油体积膨胀1.484 7倍,改善了原油的性质,提高了原油产量及采收率。
(2)CO2驱中,溶于地层油中的大量CO2具有溶解气驱的作用。从27 MPa降低到原始地层压力,依靠溶解气膨胀能,可采出原油15.49%。
(3)27 MPa下注入CO2,原油与CO2界面张力降低到0.862 3 N·m·m-1。油气界面张力随压力增高而减少。
(4)地层油中轻质烃与CO2间具有很好的互溶性,在一定压力下,CO2能使地层油中的轻质烃抽提和汽化,从而提高采收率。
参考文献
[1]李士伦,周守信,杜建芬,等.国内外注气提高石油采收率技术回顾和展望.西南石油院学报,2002;24(2):12—15
[2]李军,蒋海,胡月华.注气提高采收率注入参数优化研究.重庆科技学院学报(自然科学版),2009;11(1):19—21
[3]江怀友,沈平平,陈立滇,等.北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究.中国能源,2007;29(7):30—33
[4]李星涛,郭肖,王万彬.低渗透油藏注CO2提高采收率技术探讨.重庆科技学院学报(自然科学版),2010;12(1):27—29
[5]赵明国,王东.大庆油区芳48断块CO2吞吐室内实验.油气地质与采收率,2008;15(2):89—91
[6]祝春生,程林松.低渗透油藏CO2驱提高地层油采收率评价研究.钻采工艺,2007;30(6):55—56
混相驱油 篇2
1非混相驱油机理
CO2非混相驱油是指CO2注入压力低于CO2与原油的最小混相压力时的驱替,其最大特点就是形成CO2与原油气、油两相流动,不能消除二者间界面及界面张力。非混相驱油具有以下三方面的机理。
1.1膨胀作用
CO2在地层原油中具有极强的溶解能力,高压CO2注入地层后,通过与地层原油的不断接触,CO2会溶解至地层油中,使地层油体积膨胀。通过原油-CO2膨胀PVT室内实验,测定原油与作用后的体积膨胀程度。体积膨胀程度用膨胀系数来确定,膨胀系数定义为:
式中,E表示原油与CO2接触后的膨胀系数,%;Vi表示注入不同量CO2后原油-CO2混合物的体积(i=10%,20%,30%……CO2含量);V0则表示原油原始体积。
室内PVT试验在研究区块地层温度(108℃)下进行,原油为该区块原油,CO2为99.9%的高纯度CO2。
试验结果表明:在相同体积的原油中,注入CO2量为10%、20%、30%、60%时的原油体积膨胀系数分别为110%、115%、119%和197%,因此原油的体积系数随着原油中溶解CO2量的增加而增加,当其注入量达到60%时,原油体积膨胀将近两倍。油层中孔隙体积认为是固定的,原油膨胀后增加的体积全部排出孔隙,因此,CO2膨胀作用是非混相驱油的重要机理。
1.2降粘作用
CO2溶解于地层油后,会使原油粘度降低。根据室内PVT试验,在研究区块地层温度(108℃)下,原油的原始地层粘度为3 MPa·s。注入CO2量为10%、20%、30%、60%时的原油粘度分别为1.81 MPa·s、1.48 MPa·s、1.35 MPa·s和1.01 MPa·s。
由此可见,随着原油的粘度随着原油中溶解CO2量的增加而降低,而且降低速度先快后慢,当CO2溶解量达到60%时,原油粘度降低了近200%,因此,CO2溶解对原油降粘作用巨大。
根据达西定律:
式中,Q为产油量,ml/mim;K为地层渗透率,m D;ΔP为驱替压差,MPa;μ为被驱替介质粘度,MPa·s;A,L为地层参数,为常数。
因此,在相同的渗透率和生产压差下,当原油粘度降低时,产量增加。注入CO2量为10%、20%、30%、60%时产量分别增加1.66、2.02、2.22和2.97倍。
1.3弹性驱动作用
在低于CO2与原油混相压力条件下进行CO2驱油,CO2弹性驱动作用凸显。弹性驱动是指高压压缩的CO2随着储层压力下降,体积不断膨胀,将原油从孔隙中驱替出来的过程。由于注入压力低于混相压力,且CO2注入量大,注入油层中的CO2不能完全荣溶解于地层油中,存在部分高压游离气。这部分气体是CO2非混相驱弹性驱动的弹性能的主要来源。
2 CO2非混相驱效果评价
2.1实验准备
采用研究区块天然岩心4块,连接成30 cm长的长岩心用于驱油实验。采油研究区块的地层水、原油建立含束缚水的饱原油长岩心。采用纯度99.9%的CO2进行驱替试验。驱替在恒温箱中进行,温度为地层温度108℃。分别进行水驱和CO2非混相驱对比驱替效果。
2.2实验过程
(1)将长岩心饱抽提洗净,烘干后称量干重,然后恒速注入2 PV油田采出地下水,岩心充分饱和后称量湿重,然后计算岩心的孔隙体积;地下水在注入岩心前需要过滤。
(2)将地层原油在地层温度下注入饱和水的长岩心中,驱替3 PV,建立束缚水饱和度,计量驱除水体积,计算束缚水饱和度和含有饱和度。
(3)用低于混相压力的注入压力(15 MPa)恒压注入CO2驱油,记录驱替时间和驱出油、气、水的体积。
(4)重复上述步骤,在相同压力下进行水驱,记录驱替时间和驱出油、气、水的体积。
2.3实验结果
实验结果表明,CO2非混相驱油的最终采收率为78%,而常规水驱的采收率为50%,说明CO2非混相驱具有极大的优势,而且CO2非混相驱油注入能力远远大于常规水驱,在同样的注入压力下,水注入明显困难。
3结论
(1)CO2非混相驱能够提高该区块原油的采收率,比常规水驱高28个百分点。
(2)CO2非混相驱具有膨胀、降粘和弹性驱动三个主要机理。
摘要：低渗透油田开发难度大,驱替介质注入困难,常规水驱很难取得理想经济效益。CO2混相驱混相压力高,虽然采收率较高,但是经济效益较差。而CO2非混相驱注入能力强,具有膨胀驱油、降粘作用及弹性驱动等三个驱油机理,比水驱提高采收率28个百分点,是一种理想的低渗透油藏的开发手段。
关键词：低渗透油田,CO2非混相驱,机理,效果评价
参考文献
[1]仵元兵,胡丹丹,常毓文,等.CO2驱提高低渗透油藏采收率的应用现状[J].新疆石油天然气,2010,1:36.
[2]赵明国,周海菲,王谦.原油与CO2驱最小混相压力预测方法研究[J].西部探矿工程,2007,19(12):60~65.
[3]章星,杨胜来,文博,等.低渗透CO2混相驱启动压力梯度实验研究[J].石油实验地质,2013,5:583~586.
混相驱油 篇3
阿尔及利亚扎尔则油田经过40多年的开发, 已进入油田开发的后期阶段, 为了保持油田的稳产, 提高原油采收率, 建立了IA区和IV区2个轻烃混相驱注先导试验站开展混相驱先导试验。烃气混相驱注采用天然气和液化气为原料, 按一定比例在高压下进行混合, 形成液态混合物代替水注入地下目的层位, 以补充油藏压力, 提高原油采收率。本文以IA区注入站为例, 简要介绍天然气与液化气在高压下混合后注入地下的混合工艺。
一、混合工艺
1. 注入条件
地质部门在实验室对地下油藏情况进行长细管模拟试验, 试验结果要求注入地下的混合烃相态为全液相, 流量为300m3/d, LPG与天然气的比例为40%:60%, 注入压力为13.5MPa。地面混合工艺设计必须满足地下试验的要求。
2. 原料气来源
混合轻烃的原料为干天然气和液化气。IA注入站干气来自附近油田天然气管网, 进站温度为30℃, 压力为6.0MPa。液化气来自80km外的阿尔拉天然气处理厂, 采用汽车拉运的方式运输到注入站的液化气储罐储存, 储存温度约16℃, 压力约0.5~0.6Mpa。
3. 混合工艺
根据地下注入要求, 在混合轻烃注入前, 液化气和干气都需要增压, 基于存在增压和混合两个步骤, 可选择的混合工艺分两种:一是先将液化气和天然气混合, 混合物增压后注入地下;二是将液化气和天然气分别增压到13.5MPa后进行混合, 再注入地下。
混合工艺一:先混合后增压
通过HYSYS软件对介质相态的模拟计算, 无论是将LPG增压到6Mpa后与干气混合, 还是将干气降压到0.5~0.6Mpa与LPG混合, 混合介质均为气液两相状态。对于介质增压, 目前国内外采用的增压设备主要分为两类:一类是压缩机增压, 适用于气相介质, 且介质较干净, 不含杂质或杂质含量非常少, 增压设备前一般需要安装过滤/分离设备, 除去介质中的凝液、固体悬浮物等杂质。本工艺需要增压的介质是气液两相状态, 不能将液相作为杂质分离出去, 因此不适用这类增压设备。另一类是采用泵增压, 主要用于液体增压, 输送的介质不含气体。其中混输泵可用于含少量气体的两相介质的增压, 但混输泵运行时气液分开输送, 在气体含量较高情况下, 即使能提高介质压力, 增压后仍为两相, 不能满足地质部门的“气液不分开”的注入要求, 因此不能采用该混合工艺, 应分别增压后再混合。
混合工艺二:先分别增压后混合
LPG和干气分别增压到13.5Mpa后, 按照40%:60%的比例在混合器混合后, 注入地下层位, 工艺流程如下:
混烃管道
(液态)
(1) 干气增压工艺
从站外管网来的天然气分离出杂质后, 利用压缩机增压到13.5MPa, 经冷却、分离、计量后进入静态混合器与LPG混合。天然气进站温度约30℃, 经压缩机增压后, 出口温度超过70℃, 需进行冷却。鉴于注入站地处撒哈拉沙漠, 白天气温高, 水源紧张, 本工程压缩机冷却系统采用空气/水冷相结合的冷却方式, 冷却后的干气温度比空气温度高约5℃。为了准确计量注入的干气流量, 本工程采用高精度的整体孔板流量计, 流量的控制采用气动调节阀控制, 调节阀安装在孔板流量计之后混合器之前, 控制信号取自流量计, 根据流量计的信号调节阀门开度以控制注入的干气流量。
(2) 液化气增压工艺
LPG通过罐车运送到注入站储罐内, 再由增压泵将罐内LPG增压到13.5MPa, 计量后送入静态混合器中与干气混合。LPG进站温度约为16℃左右, 压力为0.5~0.6MPa。根据LPG的特点, 增压泵选用隔膜泵, 出口压力高, 排量小, 满足本工程注入压力和注入量的要求。但由于隔膜泵所需气蚀余量较高, LPG储罐的安装高度不能满足增压泵所需的气蚀余量要求, 因此在增压泵前增加喂料泵。LPG的注入量由流量调节阀控制, 控制信号取自安装于阀前的质量流量计, 根据流量计采集的信号调节阀门开度以达到控制混合器中的LPG流量的目的。
(3) 高压混合
增压后的LPG和干气通过混合器的混合元件充分混合, 形成液态混合烃, 通过管线输送到注入站附近的注入井。混合后的介质为液态, 在注入温度压力条件下无气态存在。
二、设计中应注意的问题
如何让LPG和干气在高压下充分混合是保证形成全液相的关键, 因此模拟软件模型的建立、设备的选型等方面是混合工艺设计过程中的重点。
1. HYSYS软件误差
油气处理领域普遍使用HYSIS软件进行模拟计算。软件通过输入LPG/干气的组分和摩尔含量等参数, 建立与实际流体组分一致的模型, 进行实时注入相态分析, 也可找出经济的注入比例。将该软件计算结果与长细管试验结果进行对比, 发现两者存在误差。在低温低压条件下, 两者计算结果几乎一致, 随着温度和压力的升高, 两者误差越来越大, 在气体临界点前后, 误差最大, 约为2%。出现误差的主要原因如下:
(1) LPG和天然气组分改变
LPG和天然气本身都是多组分混合介质。LPG和天然气分别来自不同的天然气处理站和净化厂, 各自产品的组分也是经常改变的。HYSYS软件需要的组分化验样品与长细管试验用的样品不是同一个样品, 其组分肯定存在一定差异, 导致模拟出来的流体特性略有差别。
(2) 计算公式中采用的状态方程不同。
HYSYS软件模拟本工程的流体时采用的计算公式是PengRobinson (PR) 状态方程。由于公式本身就是半经验方程, 其计算结果与实验结果也会存在误差。
鉴于HYSYS软件模拟只将一种设计条件作为输入参数, 对临时的、突发的、偶然的现象无法预测模拟, 而现场实际情况又很复杂, 不定因素多, 因此在实际注入过程中, 为保守起见, 将LPG注入量调高了2%, 以确保驱注试验的成功。
2. 关键设备选型
(1) 高效混合器
常用的高效混合设备主要有吸收塔和静态混合器。
吸收塔工作原理:LPG从塔顶进入塔内, 天然气从塔底进入, 两者在塔内逆流接触达到混合的目的, 混合效率可达99.5%, 但由于塔体高度的原因, 在13.5MPa高压下, 设备的制造费用很高, 采用吸收塔作为混合设备经济性很差。
静态混合器工作原理:通过固定在管内的混合单元内件, 二股或多股流体在管线中流动冲击各种类型板元件, 产生切割、剪切、旋转和重新混合, 增加流体层流运动的速度梯度或形成湍流, 使流体进一步分割混合, 达到流体之间良好分散和充分混合的目的, 混合率一般为95%。本工程选用气液混合效果最好的SV型静态混合器作试验研究, 并进行了改进, 选用最高分散程度为1μm波纹板组装而成的圆柱体为混合单元, 并改变填料的内部结构, 适当增加填料段长度, 加大了流体逆向重新汇合接触面积。经现场试验证实, 改进后的SV型静态混合器混合率大于99%, 能保证LPG和干气充分混合后介质为全液相, 无气相存在。
(2) LPG增压泵和喂料泵
LPG要求压力由0.6MPa左右增加到13.5MPa, 流量为9~10m3/h, 压力高, 排量小。根据以上特点, LPG增压泵应选容积泵。由于操作介质是LPG, 出现泄漏将造成严重的安全隐患, 而容积泵中活塞泵和柱塞泵都不能彻底解决泄露问题, 只有隔膜泵能够满足工艺要求。隔膜泵具有不泄露、工作平稳、出口压力变化大等特点, 能够解决增压、防止泄露等问题。但隔膜泵所需气蚀余量为3.3m, 且LPG易气蚀, 不采取措施LPG储罐需架设6m以上, 现场LPG储罐不能提供这么高的安装高度, 因此在每台增压泵前增加一台喂料泵。喂料泵采用单级离心泵, 排量比增压泵稍大, 为9~14m3/h, 扬程为1.45MPa, 必需气蚀余量为1.3m左右, 能满足现场储罐安装要求和增压泵汽蚀余量要求。
(3) 干气压缩机
干气增压工艺要求将干气从6.0MPa加压到13.5MPa, 压比高达2.25, 干气压缩机排量为2800Nm3/h, 排量小, 压力高, 且在驱注试验过程中需要不断调节天然气流量范围, 应该选取活塞式压缩机。常用的活塞式压缩机要么压力满足不了要求, 要么流量满足不了要求, 两者同时满足的很难见。CNG压缩机的作用是将天然气压缩后装瓶或装车, 具有流量小压比高的特点, 非常适用于本工程, 因此本工程选取活塞式CNG压缩机。
压缩机在高压比条件下工作时排气温度超过100℃, 需要进行限制, 因此干气需要经过二级压缩才能达到13.5MPa, 每级压缩后干气温度都超过70℃, 为了使压缩干气能够顺利进入下一级压缩以及满足进入混合器操作温度要求, 必须对压缩后的干气进行冷却。目前最常用的冷却方式有水淋式冷却塔冷却、空冷器冷却和空气/水冷却。
水淋式冷却塔冷却方式需要大量水, 同时需要很高的建设费用和经营费用, 还要造成被压缩介质的大量压力损失。空冷器冷却是用流动空气来冷却天然气, 空气温度越低, 效果越好, 一般冷却后的干气温度都比空气温度高5℃以上。空气/水冷却是结合两者, 即用水冷却干气, 再用空气来冷却水, 冷却水循环使用, 这样既能够将干气冷却到规定的温度, 又不需要大量的水。注入站地处撒哈拉沙漠腹地, 水源紧张, 完全采用水冷却不现实, 而当地气温白天高达50℃, 完全采用空冷也不合适, 根据实际情况, 采用空冷与水冷相结合, 即用循环水冷却压缩机组内的活塞及压缩介质, 用空冷来冷却循环水, 循环水每周补充一次即可。
三、混相注入试验投运
为确保试验的成功混相和不出现压力急剧变化, 试验投产先进行纯LPG注入, 然后逐步提高干气的注入量, 直到达到试验目标注入比例。
在LPG投运前首先应注入乙二醇段塞:隔离石油液化气与井筒水, 避免由于水化物的情况造成液化气管线及井下管柱冰堵。
LPG和干气的注入比例调节如图1所示, 首先进行纯LPG注入, 120h正常注入后, 逐渐加入干气, 在静态混合器充分混合后注入目的层。依次增加干气的比例, 当在某一比例下注入不正常时, 将干气比例降低5%进行试注, 依此类推, 直到达到设计注入比例下混合物仍为全液相, 井口注入压力稳定在设计压力条件下, 即可进行连续注入。
四、实施效果
扎尔则油田混相驱注先导性试验期间, 2个实验井组都取得了突破性成果。IV区自2009年7月31日开始对注入井进行投注, 其观察井从产油气0m3/d, 上升到产油7.88m3/d、产气14885m3/d, 现已稳产, 原油采收率提高5.17%;IA区自2009年8月22日开始对注入井投注, 其观察井产油气0.1m3/d, 上升到产油77m3/d、产气14885m3/d, 现已稳产60m3/d, 原油采收率提高8.9%。由此可见, 本工程的地面混合工艺满足了地下注入条件, 能适应油田烃气混相驱注的要求, 为今后类似项目的实施作技术指导。
参考文献
[1]张春梅, 吴剑华, 王宗勇。SV型静态混合器湍流阻力的初步研究[J].化学工程, 2009, 37 (1) :19-22.
混相驱油 篇4
对于低渗透油藏, 气驱是非常有效的一种提高采收率方法。但是对于低渗透油藏,由于启动压力的存在,油藏流体运动规律属于非达西渗流,另外气体还存在滑脱效应, 因此低渗透油藏气驱时需要考虑众多的影响因子。 气驱过程中[2,3],相对渗透率 曲线是描述油藏中各相流体的运动规律的一个重要参数,它可以反映在多种影响因子下的多孔介质中,多相流体的渗流规律,对油藏生产指标的预测、油藏评价等至关重要, 相对渗透率曲线可以通过室内实验测得。
1影响因子分析
1.1最小混相压力
最小混相压力[4]是确定低渗透油藏混相驱和非混相驱的一个重要因子和界限, 细管实验法是确定最小混相压力最可靠、最经典的方法。
通过细管实验法绘制气驱采收率与气体注入量的关系曲线,由曲线可以得出:随着气体注入量的增加,累积采收率迅速增加,在气体注入量达到1.2PV时,分别计算不同压力下气驱油的采收率情况。通过多组实验分析,做累积采收率与压力的散点图,经过处理并结合90%的采收率要求,最终可以确定最小混相压力(图1)。
1.2滑脱效应
1941年克林勃格通过实验分析 ,初步导出了滑脱效应作用下的气测渗透率公式[5]:
式中:kg为气测渗透率,10-3μm2;k为克林勃格渗透率,10-3μm2;为岩心进口和出口的平均压力,MPa;b为气体滑脱因子。
Sampath通过分析 低渗透油藏的气驱原理 , 并结合大量的实验得出了气体滑脱因子的计算公式:
式中:Φ为孔隙度。
1.3最低启动压力
通过实验得出的采油量和压力数据,建立压力、 岩心长度、采油量曲线,然后选取最有线性关系的部分, 反向延长与坐标轴的交点即为最低启动压力。 渗透率约0.5×10-3μm2的人造岩心油驱时,所测得的最低启动压力为0.065MPa,见图2。
1.4其它影响因子
气驱时还受气体的溶解度,溶液的黏度、密度等因子影响。另外,溶解度还受到温度、压力、分子量等影响。 例如:在油相中,CO2的溶解度随温度的升高而降低、随压力的升高而升高、随油相分子量的升高而降低[6]。
2室内实验结果及分析
2.1实验材料及方法
实验使用的材料:高纯度CO2,精密气压 计 ,油气分离器,油气计量器,调压阀门等;实验用油、地层水均取自大庆外围低渗透油田; 实验用岩心为天然岩心,平均渗透率0.5×10-3μm2;实验温度:恒温75℃。
实验方法:出口加回压,在主要考虑最低启动压力时,驱替速度定为:5~10m L/min;在主要考虑气体滑脱效应时,驱替速度定为:20~25m L/min。
2.2实验结果及分析
2.2.1气油相对渗透率曲线计算
非混相状态气驱时[7], 气油相对渗透 率计算公式如下:
式中:krg为气相相对渗透率,%;kro为油相相对渗透率,%;为无因次油气 累计产量 ;Q(i)为时刻产液率,cm3/s;Qo为初始时产油率,cm3/s;ΔPo为初始油藏驱替压力差,MPa;ΔP (i) 为时刻岩心驱替压力差,MPa;G为最低启动压力,MPa;fo为含油比,%;fg为含气比,%;μg为气相黏度,m Pa·s;μo为油相黏度, m Pa·s。
2.2.2气油相对渗透率曲线
非混相气驱状态下,实验结果如下。 其中,图3 K'ro、K'rg是主要考虑最低启 动压力时 气油相对渗 透率曲线;图4 K'ro、K'rg是主要考虑气体滑脱效应时气油相对渗透率曲线;Kro、Krg是未考虑最低启动压力和滑脱效应时气油相对渗透率曲线。
由图3和图4得出: 在主要考虑最低启动压力和滑脱效应时,气油相对渗透率曲线均有所下降。其中,油相相对渗透率曲线下降幅度略小,气相相对渗透率曲线下降幅度略大。这也进一步说明:最低启动压力主要影响油相相对渗透率曲线, 滑脱效应主要影响气相相对渗透率曲线。
2.2.3各影响因子的影响系数分析
采用计算机软件, 分别计算出油相和气相相对渗透率曲线在不同影响因子下, 油相和气相相对渗透率曲线相对于未考虑最低启动压力和滑脱效应时气相和油相相对渗透率曲线所下降区域的相对面积。 计算结果为:主要考虑最低启动压力时,气相和油相相 对渗透率 曲线所下 降区域的 相对面积 为3.3689,主要考虑滑脱效应时,气相和油相相 渗曲线所下降区域的相对面积为2.1682, 最低启动压力与滑脱效应的影响系数比约为1.55:1。 另外,考虑到其它因子影响,结合经验初步确定,各影响因子的影响系数: 最低启动压力∶滑脱效应∶其它影响因子为0.55∶0.35∶0.1。
3结论
1)非混相气 驱时 ,驱替过程主要受最 低启动压 力、滑脱效应以及气体的有效溶解度、地层的温度、 压力等影响因子影响。
2)在考虑到最 低启动压 力和滑脱效 应时 ,气油相渗曲线均有所下降,其中,油相相渗曲线下降幅度略小,气相相对渗透率曲线下降幅度略大。
3)通过对相对渗透率曲线下降区域相对面积的分析,得出最低启动压力、滑脱效应以及其它影响因子的影响系数为0.55∶0.35∶0.1。
摘要：CO2驱是提高低渗透或特低渗透油田采收率的一种有效方法,注CO2可以有效的降低油水界面张力、降低原油黏度、使原油体积发生膨胀、气化萃取原油、改善流度比等好处。但CO2在驱替原油过程中,可以产生2种状态,即混相驱和非混相驱。混相驱时的相对渗透率曲线可以通过达西公式和稳态恒压法测得,但对于非混相驱时,由于受最低启动压力、滑脱效应、气体的有效溶解度以及地层的温度、压力等影响,流体流动属于非达西流。通过分析相关的影响因子,并结合非混相气驱相对渗透率曲线发现,在考虑到相关的影响因子后,气油的相对渗透率曲线均发生不同程度的下降,最终通过下降区域相对面积的分析,得出最低启动压力、滑脱效应以及其它影响因子的影响系数为0.55∶0.35∶0.1。
混相驱油 篇5
关键词：提高采收率,连通性,烃气驱,低渗透
在油田开发生产实践中,油藏连通性研究是油藏评价的重要内容,是评价油藏储量、布井优化及开发方案编制所必须的工作,也是油田开发和管理方案取得成功的基础[1,2,3]。它可为二次和三次采油方案的制订提供有关信息。
油藏井间连通性主要分为静态连通性和动态连通性。随着油藏的不断开发,尤其是经过注入水的长期冲刷,油藏参数发生很大变化,静态连通性已不能准确反映地层性质。因此,在油藏开发后期,了解井间动态连通状况,弄清注水井水流方向和化学药剂的窜流情况,有助于后期方案调整。虽然利用压力测试、注采动态数据、示踪剂测试、试井等方法研究油藏动态连通性已经得到了较大的发展,但是这些传统方法实施起来存在诸多问题[4,5,6,7,8,9]。
对于某些特殊类型的油藏,比如适合进行注气的低渗透油藏,可以利用注入气体的粘度小、容易在油藏中流动等特点来判断油藏的高渗条带以及非均质性情况,来研究油藏井间连通性,预判可能造成气窜现象的区域,为后期提高采收率方案的制定、实施提供指导依据。
1 研究区油藏概况
本文选取冀东油田高13断块注烃气试验区评价连通性状况。该区块油藏中部深度3 750 m,平均有效厚度22 m,平均渗透率33×10-3 μm2,平均孔隙度22%,属于低渗透中深油藏。地层原油粘度为1.44 mPa·s,原始地层压力38 MPa,地层温度在(103～126)℃之间。
该块于1988年正式投入开发,含油面积为1.16 km2,地质储量为401.5×104 t。截止至2008年7月,共投产油水井31口,已停关井10口,目前正常投产油水井有21口,其中油井15口,注水井6口。累积产油33.2×104 t,累积产水63.6×104 m3,累积注水103.1×104 m3,目前日产油37.4 t/d,产液76.4 m3/d,采油速度0.32%,采出程度8.3%,综合含水51.1%。
该区块采出程度低,水驱开发效果比较差,因此有必要转换开发方式来提高采收率。注气驱能够大幅度提高采收率,尤其对低渗透率油藏开发效果更为显著[10]。此外南堡油田的发现提供了充足的伴生气来源,具有注气驱提高原油采收率的物质基础。长细管驱替实验测得烃气驱最小混相压力为29 MPa,在目前地层压力能够混相,因此该区块比较适宜进行注烃气混相驱。
2 动态连通性研究方法
2.1 基础理论
油田进入中高含水开发阶段后,地层性质发生了较大的变化,层间或平面上高渗透率、高含水饱和度的层位或条带渗流阻力较小,具有渗流优势,形成了“优势通道”,影响到注入井与生产井的注采量在地层中的分配。
本次研究是通过对注入井注气以及生产井产气的状况分析,弄清注气井气体的流动方向,以此来研究油藏的井间连通状况。这种模拟研究方法与矿场示踪剂测试原理类似,以注入气体作为示踪物质,它全面考虑了油藏的静态与动态参数,既能得到较准确有效的动态连通性结果,又能为后续的方案设计提供参考。
油藏的注入井、生产井和井间通道是一个完整的系统。气体从注入井注入油层后,必将通过连通性较好的储层向油井驱替,经过一定的滞后时间后,气体推进到油井附近,油井的产气量也随之逐渐增大,如图1所示。产气量的大小以及滞后时间的长短都跟注气井与生产井之间的连通性相关,连通性越好,油井产气量越大,滞后时间也越短。同时,由于注入气体的扩散传播作用,造成油井产气速度必将低于注气速度。因此结合产气量与滞后时间综合研究油藏井间动态连通性。
2.2 计算步骤
2.2.1 通过注烃气驱数值模拟得出注入井注气量与生产井产气量数据
将研究区以n口注入井为中心划分为n个注采井组,根据分区结果来分析每个井组内注采井之间的动态连通状况。运用数值模拟手段,保持1口注入井连续注烃气,其它n-1口注入井连续注水,生产井按照地下注采比1:1进行配产,经过烃气驱数值模拟计算后,可以得到该注气井所在井组生产井的产气量,采用同样方法可以得到其它n-1个井组的生产井产气量。例如本次研究的高13断块模拟区共有6口注入井,可以划分为6个注采井组,如图2所示。
2.2.2 生产井产气量数据的处理
为了消除溶解气的影响,在数值模拟中计算所得到的油井产气量采用的是油藏条件下产气量。产气量的大小跟产液量有很大关系,因此对生产井产气量进行无因次化,以消除各生产井不同产液量造成的产气量的差异,表达式为
式(1)中,qgr为生产井油藏条件下的产气量,m3/d;QLr为生产井的油藏条件下三相产液量,m3/d;qg为生产井无因次产气量。
本实例模拟计算后,G60—38井组中G60—39、G60—40、G13—13以及G60—37这4口生产井产气速度数据按以上方法进行处理后的曲线如图3所示,同样方法可以得到其它井组无因次产气速度数据。
2.2.3 确定动态连通性计算模型
注入井与生产井之间动态连通性的大小除了与油藏特征有关外,还跟油井见气时间的早晚相关,见气时间越早,表明连通性越好,见气时间越晚,表明连通性越差,因此引入一个以时间t为自变量的权重函数f(t),此时动态连通性计算式表示为
式(2)中,Qg为评价期内油井无因次产气速度的累计值;qgt为生产井第t年无因次产气速度qg的平均值;T为注汽评价期,年;f(t)是一个自变量为年份数t的递减函数,本次采用双曲递减函数,表达式为:
2.2.4 归一化处理求出动态连通性系数
对注气井组中每口生产井评价期内无因次产气量的累计值Qg进行归一化处理,从而得出该注气井与每口生产井的动态连通性系数。
式(4)中,λj为井组中第j口产气井与注气井之间动态连通系数;Qgj为井组中第j口产气井在评价期内无因次产气量的累计值;m为井组中生产井总井数。
2.2.5 编制软件,绘出图形
得到以注气井为中心的各生产井与该注气井的动态连通系数以后,编制井间连通性绘图软件并绘制出井间动态连通分析图。
2.3 计算结果
在地质模型建立与流体相态拟合的基础上[11],对区块进行注烃气混相驱数值模拟计算。在油水井配产配注的基础上,选取某一井组注入井连续注气,其它井组注入井按照当量注气量注水,生产井按照注采比1:1生产,数值模拟研究从2009年1月开始注气,一直生产10年,即可得到该井组中10年的油井产气数据。按照动态连通性计算方法,得到了高13断块模拟区6个井组注入井与生产井之间的动态连通性状况。计算结果如图4所示。该图直观地反映了各井组注入井与周围生产井之间相对连通性较好的方向,评价结果主要反映的是注入气体的影响。从图中可以看出,由于储层非均质特征,各井组在不同方向连通情况存在一定差异,反映了油藏油水井间不同的连通状况。
由于储层非均质性、射孔层对应程度、注采井井距以及断层等因素的影响,注采井井间动态连通性在不同井组呈现不同的特征。根据连通图的不同形态,动态连通性特征可以划分为三类:各向连通型、单向连通型、线状连通型。
以6口注入井为中心,统计了6个井组的连通类型,见表1。G3106、G62—38和G64—36井组属于各向连通型,G13和G60—38井组属于单向连通型,G66—38井组属于线状连通型。
2.3.1 各向连通型
各向连通型是指由于注入井与各生产井方向上油层非均质性相似,注入气体在各方向推进均匀,与各生产井间动态连通性相近,在井间连通图上表现为四周放射状。从图中可以看出,各向连通型井组数有3个,占总井组数的1/2。
从该类连通类型的典型井组G3106井组连通状况可以看出,虽然在G60—35和G60—37方向动态连通型好于其它方向,但整体来看该井与各方向油井均有连通,说明注入气体不会沿某单个方向的高渗带突进。
2.3.2 单向连通型
单向连通型是指由于各油井方向上油层非均质性强,注入气体会在某方向上与生产井连通关系明显好于其它方向,造成注入气体在某方向气窜,在动态连通图上表现为半放射状。该类连通关系的井组有2个,占所有井组的1/3。
该类连通关系有两种可能性:一是由于在沉积相造成的各向异性、注采井射孔对应差异以及开发动态差异的影响,动态连通方向趋向于物性好、注采对应关系好的方向;另一种可能是由于注入井位于油藏边部,注入气体渗流方向指向油藏内部,例如G13和G60—38井组,都是靠近油藏的边界和断层,因此表现为单向连通关系。
2.3.3 线状连通型
线状连通型是指由于储层沉积相等条件影响,注入井与相反方向的两口油井的动态连通型明显好于其它方向,在动态连通图上表现为“一”字型。该类连通关系的注采井组仅有G66—38这1个井组。
3 方法验证
动态连通性反映了注入井与生产井之间的动态相关关系,因而跟油井动液面以及注采量的波动状况也具有很大的相关性。因此从油井动液面以及注采量波动状况来验证动态连通性研究的可靠性与准确性。
3.1 动液面验证动态连通性
注水能够有效补充地层能量,在连通性较好的油水井间,注入水能够沿着连通性较好的通道驱替原油,使油井动液面较高,产油量相对比较高。对G3106油水井组中5口油井目前的动液面进行统计表明,与注入井连通性较好的生产井动液面较高,如图5所示。
从图中可以看出动态连通型较好的G13—14、G60—35和G60—37井动液面均高于-1 000 m。而从图4连通图中可以看出,G3106井组与该三口油井的连通性最好,这说明连通性结果与实际比较吻合。
3.2 注采量波动验证动态连通性
注入井与生产井之间的动态连通性在开发动态上表现为注入量和产液量的相关关系大小。连通性越好,注采动态数据关联性也越好。通过对试验区6个井组分别进行水气交替(WAG)注入模拟,此时气体不再是连续注入的,而是呈一定的波动形式进行注入。注气井注气量的波动也将会导致油井产气量的波动,且波动趋势具有一致性。因此注气量的变化引起油井产气量波动是注采井井间连通的特征反映,产气量波动幅度与注采井连通性相关,连通性越好,注气井注气量与油井产气量变化趋势越一致,同时无因此产气速度越大,滞后时间也越短。
G13井组井间动态连通性为单向型,这主要是由于该注入井位于油藏边部造成的。在油藏内部一侧,该井与油井的连通关系由大到小依次为G13—14、G58—30、G13—12、G60—35。从该井组注气速度和无因次产气速度的变化来看(图6和图7),G13—14井产气速度要高于其它三口井,表明其与G13井的连通性最好;G58—30井与G13—12井比较接近,这三口井产气量变化与注气量波动趋势也一致。G60—35井见气时间最晚而且产气量最小,表明与G13井连通性最差,与图4中G13井组动态连通性结果一致。
4 结论
(1) 应用注烃气混相驱方法,建立了一套有效针对低渗透中深油藏的判断油藏井间连通性方法,该方法理论扎实,计算方法简单。
(2) 冀东油田高13断块低渗透油藏井间连通性计算结果表明,该区块连通性分为各向连通型、单向连通型和线性连通型三类。
(3) 通过典型井组的生产井动液面和注采波动数据对连通性结果验证结果表明,文中提出的连通性计算方法实用有效,能够比较客观、准确的反映油藏非均质性状况,为试验区后期实施注烃气混相驱提供指导依据。
参考文献
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混相驱油 篇6
CO2驱作为有效开采低渗透油田的一种手段,以其能降低原油黏度,改善流度比,与原油混相消除界面张力等特性[1,2],在我国得到了广泛的关注。大量学者对CO2注入时机、注入方式以及段塞大小[3,4]等因素进行了深入的研究,。然而,CO2注入储层后还可以引起可溶性矿物的溶解和新矿物的沉淀,导致低渗透储层物性参数的改变,从而影响气体突破的时间和CO2驱的驱替效率[5]。因此,CO2气体注入后对于低渗储层的改造作用是国内外学者关心的问题。以取自吉林大情字井油田的天然岩心为研究对象,开展多组混相条件下的岩心驱替实验,对比岩心实验前后的矿物成分含量以及各种物性参数,进而讨论CO2流体对于低渗储层的改造作用。
1实验部分
1.1实验材料及装置
实验用148块天然岩心取自大情字井区41口井青山口组一段,井深2 172 m～2 458 m。岩心基础物性测定结果表明,该地区岩心碎屑成份主要由石英、长石、岩屑及少量重矿物组成,岩样平均孔隙度为5.12%,渗透率平均为3.75×10-3μm2,该区块属于典型的低孔低渗油藏。实验选用该区H59区块原油及地层水,原油密度为0.761 5 g/cm3,黏度为1.85 mPa·s,地层水总矿化度为13 180.1 mg/L,pH值为7.8。CO2气体纯度为99.9%。根据现场细管实验结果,该区CO2混相条件为22.4 MPa,98 ℃。实验在高温高压驱替装置中进行(如图1所示)。
1—岩心夹持器;2—油气分离器;3—手动计量泵;4—回压控制器;5—活塞容器;6—高压计量泵;7—压力传感器;8—气瓶;9—恒温箱
1.2实验条件及步骤
实验在CO2达到完全混相条件下进行。首先将实验岩心按顺序置入岩心夹持器中,抽真空12 h以上,并饱和地层水,恒温到98.9 ℃;用3倍孔隙体积地层原油样品顶替岩心中的地层水,建立原始含油饱和度;浸泡24 h后,以0.125 mL/min的速度向岩心中注入CO2开展驱替,记录压力,出口流量,突破时间等参数,注入1.2倍孔隙体积CO2后驱替结束,将岩心取出,进行烘干、称重、测量渗透率和孔隙度,进行电镜扫描以及全岩分析。
2实验结果与讨论
2.1岩心矿物含量改变
混相条件下进行岩心驱替实验后,岩心质量变化范围在0.3%～4.17%之间,大多数干岩心的质量有所减小。这是由于注入CO2在岩心中与水接触后,分解出的H+离子使得体系中的pH值降低,溶液体系成酸性[6],增加的酸度将使得砂岩中可溶性矿物溶解,并且在流体运移的过程中将部分析出的微粒带出岩心,进而导致岩心质量降低。岩心中各成分含量的变化如图2所示。
2.1.1 CO2流体与石英的相互作用
pH值是控制石英溶解速率的重要变量,在中性-碱性区域,pH值增大一般可加快石英的溶解速率,在酸性区域影响甚微[7]。在实验驱替后岩心中石英发生微弱溶蚀,如图3(I)所示。石英含量增加主要来自其它矿物反应的生成物,其改变量较小均在6%以下,不对储层物性构成重要影响。
2.1.2 CO2流体与长石的相互作用
钾长石主要的化学成分为SiO2,Al2O3和K2O,以及少量的Na2O以及微量的MgO和CaO[8]。在混相条件下,CO2流体与钾长石发生中等强度溶蚀,如图3(II)所示。反应后其含量有所降低,变化范围在3.26%～6.25%之间,反应的作用机理如下
2KAlSi3O8+H2O+2H+=
Al2Si2O5(OH)4+4SiO2+2K+ (1)
3KAlSi3O8+H2O+2H+=
KAl3Si3O10(OH)2+6SiO2+2K++H2O (2)
斜长石是钠钙长石,其氧化物主要为SiO2,Al2O3,Na2O和CaO,含有微量的K2O和MgO。其中可能发生的化学反应如下
2NaAlSi3O8+H2O+2H+=
Al2Si2O5(OH)4+2SiO2+2Na+ (3)
CaAl2Si3O8+H2O+2H+=
Al2Si2O5(OH)4+3Ca2+ (4)
3NaAlSi3O8+H2O+K++2H+=
KAl3Si3O10(OH)2+6SiO2+3Na++H2O (5)
3CaAl2Si3O8+H2O+2K++4H+=
2KAl3Si3O10(OH)2+3Ca2++H2O (6)
在混相的条件下与CO2流体发生溶蚀,如图3(III)所示,与钾长石相比,其溶蚀强度更大,其含量变化在9.4%～16.1%之间。
因此,在本次实验中CO2与长石的相互作用,主要是指斜长石的作用。在反应中长石向黏土矿物以及硅质进行转化,形成石英及伊利石等黏土矿物,如图3(IV)。
(3)CO2流体与碳酸盐胶结物的相互作用
相对于长石和石英,方解石和铁白云石在CO2驱替实验后,其含量的变化要剧烈的多。从本次实验可以观察到,在25 MPa,98 ℃的混相条件下,方解石和铁白云石的含量均有减少,含量变化均大于30%。驱替过程中方解石和铁方解石主要发生如下溶蚀反应:
Ca(Fe0.7Mg0.3)(CO3)2(铁白云石)
反应过程中,随着方解石、铁白云石及钙长石的溶解,反应液中HCO3-浓度初始阶段将保持较高的数值,溶出的二价阳离子还会与HCO3-生成黄铁矿等难溶的碳酸盐,图3(V)、(VI)所示,反应方程式如下:
所以,碳酸盐胶结物沉淀的溶解和沉淀所造成的孔喉内壁的溶蚀和阻塞作用是影响岩心物性参数变化的重要原因。
2.2岩心物性分析
2.2.1 孔隙度、渗透率的改变情况
在进行CO2驱替实验后,岩心的孔渗均发生了改变。渗透率升高的岩心占总岩心数的83%,改变范围为4.36%～15.56%。孔隙度增大的岩心占67%,改变范围为1.19%～6.83%。该现象说明在驱替实验中CO2对储层产生了改造作用,当溶蚀作用较大,析出的微粒随着流体沿扩大的孔道运移至岩心出口端,导致渗透率的增加;当溶蚀作用较小,析出的微粒较在运移过程中遇到微小孔喉时产生堵塞喉道的作用大于了溶蚀改造的作用,会使得岩心渗透率降低。此外,驱替实验后岩心孔隙度虽有所改变,但改变量较小,这一点充分说明,CO2流体对于岩心的改造主要发生在能量汇集较高的喉道内壁处,而能量相对较低的孔隙内部表面发生反应的可肯性较低。
2.2.2 孔径分布改变
实验前后孔径分布范围变化很小,但大孔道比实验前的分布更为集中,峰值增大,小孔道的数量明显减少,分布分散,如图4所示。该现象说明在较大的孔道处发生CO2流体的溶蚀作用,在小喉道中主要发生颗粒运移的堵塞作用。这一现象在宏观上可能导致储层在CO2驱之后,储层的非均质性增加,高渗透带渗透性变得更高,低渗透带渗透性变得更低,这是CO2驱过程中易发生气窜的一个重要因素。
3.3与数模结果的对照
运用实验前后两组物性参数据根据实验前后孔径分布的规律以及渗透率,构造两个与实际岩心相似的非均质数值模型,在25 MPa,98 ℃下运用拟合好的H59区块地层原油作为数值实验流体进行数值实验。
如图5所示,对比物模与数模的模拟结果可以看到,用修改后的渗透率及其分布进行拟合,能够得到比较满意的结果(图5)。这说明在CO2驱替过程中,CO2在与储层相互间作用后,储层的渗透率确实发生某些改变,从而导致用经过修改的渗透率(包括分布)建立模型,才能使得数值模拟对于物模的结果实现较为满意的拟合。因此,注入CO2后所引起的储层物性改变会对驱替效率产生影响,如果要运用数值模拟对CO2驱进行更好的预测,需要在模型中考虑到储层的改造作用。
3结论
(1) CO2注入低渗透储层后会引起储层物性的改变,孔隙度改变相对微弱(1.19%～6.83%),而渗透率变化相对较强(4.36%～15.56%)。改变的实质,主要是长石的溶蚀和碳酸盐胶结物的溶解。
(2) CO2驱对储层孔径分布会产生影响,这些改变主要来自于喉道处的溶蚀作用和颗粒运移对孔道的堵塞。微观上,该现象增加储层的非均质性,实际油田中,这会使气窜风险增大,突破时间提前。因此,在CO2驱方案设计中,应尽量选择非均值性较弱的储层作为注气的对象。
(3) 现有数值模拟软件的CO2驱模块中还未考虑CO2注入后对储层的改造作用,有必要将该作用纳入CO2驱数值模拟模型的开发中。
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