原油水驱替毕业论文

王 锐 吕成远 伦增珉 赵志峰 王海涛

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 腰英台油田是低孔、低渗透油藏，原油含蜡量较高，CO2驱很难达到真正混相。通过该油田长岩心CO2驱替实验，明确了低渗透油藏CO2驱过程中的注采参数变化规律。CO2的注入压力变化较大，呈现出先升后降的趋势，CO2驱属于混相、近混相和非混相的交替变化过程。基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典的毛管数理论。结合CO2溶解前后流体高温高压物性实验和不同条件下的长岩心驱替实验，运用该理论评价并优化了腰英台油田低渗透油藏CO2驱的注采参数，确定了该油田CO2驱的临界毛管数区域，并得到了该油田最佳的注入速度和油藏平均压力。

关键词 低渗透 CO2驱 驱替特征 混相 临界毛管数

Study on CO2 Displacement Characteristics and OptimizationMethod for Yaoyingtai Low Permeability Reservoirs

WNAG Rui，LV Chengyuan，LUN Zengmin，ZHAO Zhifeng，WANG Haitao（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract Yaoyingtai Oilfield has low porosity and low permeability，wax content is high in crude oil，and miscibility is hard to achieve in CO2 characteristics of injection-production parameters were tested through CO2 flooding in long low permeability results show that the injection pressure of CO2 increases at first and then flooding is an alternative process among miscible flooding，near miscible flooding and immiscible on the mechanisms of CO2 flooding，the classical capillary number was ，the theory was applied to evaluate the injection-production parameters of CO2 flooding in Yangyingtai low permeability reservoirs combining PVT parameters before and after CO2 dissolving into crude ，the critical capillary number of CO2 flooding was determined to design optimum injection rate and reservoirs average pressure.

Key words low permeability reservoirs；CO2 flooding；displacement characteristics；miscibility；critical capillary number

大多数气驱过程均被划分为非混相驱和混相驱。非混相过程中，注入气通过与油藏流体的相互作用，使得原油黏度降低、体积膨胀，驱替相与被驱替相的流度比改善，界面张力降低，从而增大了毛管数，降低了残余油饱和度，提高了原油采收率。在混相驱中，注入气与原油间的界面张力为零，毛管数增至无穷大，驱替相与被驱替相间形成混相，驱替效果达到最佳。当地层压力大于最小混相压力时为混相驱，小于最小混相压力时为非混相驱［1］。

气驱过程中是否必须达到混相或非混相的程度或近混相一直是争论的焦点。1986年，Zick首次提出了近混相的概念，并在Shyeh-Yung的长细管实验中得到了验证，即在最小混相压力以下时，CO2驱采收率不会急剧降低［2，3］。Christensen观察到多次接触混相过程中很难区分混相和非混相过程。这就导致实际驱替过程中存在着诸多不确定性，实际油藏中的诸多因素引起的注入性损失或压力保持失败均会导致混相和非混相过程存在波动［4］。Rogers和Grigg认为毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，因此混相驱中降低界面张力是成本相对较低的措施。但是，非混相、近混相、混相驱的界面张力值存在重叠区域。在改善毛管数时，黏滞力也是一个必须考虑的因素。而黏滞力与油藏非均质性、岩石的物理性质、油藏中的窜流等因素紧密相关［5］。Rao认为当混相状态达到时，非水湿油藏中化学物改变油藏润湿性的作用可能没有水湿油藏中混相作用最大化孔隙驱替效率显得重要。计秉玉等考虑了低渗透油藏中压力分布的不均匀性，提出了混相体积系数、半混相体积系数和非混相体积系数的概念，综合考虑了油藏压力分布对CO2驱混相状态的影响［6］。

在油藏条件下，混相与非混相没有严格的界限，仅仅以最小混相压力来评价CO2驱，特别是在低渗透油藏中的驱油效果存在着严重的不足和缺陷。本文针对腰英台油田腰西区块的油藏特征，结合CO2与油藏流体的相态变化规律及界面特性，进行了CO2驱长岩心实验，并运用修正的经典毛管数理论对该油藏CO2驱效果进行了综合评价。

1 腰英台低渗油藏CO2驱替特征

腰英台腰西区块油藏温度为℃，原始地层压力为。地层原油黏度为·s，密度为，属于含蜡量较高的轻质黑油油藏。选取腰英台油田现场岩心6块，用热缩套拼接后装入铅套夹持器中。在油藏温度下，将岩心抽空24h后，直接饱和原油，并在一定回压下进行CO2驱替实验，实验完毕后用石油醚和酒精清洗岩心至产出液清澈为止，重复上述操作，完成不同回压条件下的驱替实验。

低渗透油藏CO2驱注入压力变化特征

在CO2驱油矿场试验中，观察到一些不用于常规开发方式的生产特征，油藏条件下的生产特征影响因素众多，难以分析压力的变化原因［7～9］。通过低渗透长岩心CO2注入实验，可以观察到注入端驱替压力的变化特征，结果如图1所示。其中，岩心长度为，直径为，渗透率为×10-3μm2，孔隙度为％。

从图1中可以看出，CO2驱存在一定的启动压力，当驱替压力大于该值后，CO2才能注入岩心中。CO2从注入到产出，其注入压力变化范围为～。CO2驱注入压力变化曲线可分为3个阶段，即压力上升阶段、压力急剧降低阶段、压力稳定阶段。压力上升阶段为CO2与原油两相流动区域，由于毛管力及两相流动阻力，导致注入压力不断升高。压力急剧下降的原因有两种：CO2在原油中的溶解效应造成压力缓慢降低；CO2气体突破使得流动阻力降低。压力稳定阶段为气体完全突破阶段，即产出端气油比较大，此时的压降主要是由于气体流动产生的。

图1 低渗透长岩心CO2驱注入压力变化曲线

低渗透油藏CO2驱产油特征曲线

通过低渗透长岩心CO2驱替实验，记录并观察CO2驱产油及采收率变化规律，结果如图2所示。

图2 低渗透长岩心CO2驱产油特征曲线

从图2中可知，CO2注入初始阶段，原油产出较少。随着CO2注入量的增大，采油速度缓慢增大。当注入压力达到最大时，采油速度最大。当注入压力急剧降低时，采油速度缓慢下降。当注入气完全突破时，采油速度急剧降低。

通过对低渗透长岩心CO2驱替特征的认识可知，在CO2注入过程中，驱替压力是一个先升后降的动态过程，相应的产油规律也表现出相应的特征。显然，在常规长细管法测得的最小混相压力以上注入CO2，并不能保证驱替过程中或者注采压力的沿程分布在最小混相压力以上，即实际CO2驱替过程中很难达到真正混相，而是混相、近混相和非混相交替变化。因此，本文从这一角度出发，综合考虑了CO2与原油的相互作用，确定了优化评价CO2驱替效果的方法。

2 腰英台低渗油藏CO2驱优化开采方法

CO2与油藏原油相互作用后的参数变化

CO2注入油藏后，与油藏流体间的相互作用将会使其性质产生较大的变化，进而对原油的产出产生较大影响。通过CO2与原油的高压物性实验，得到了CO2对原油性质的影响规律。

不同压力下原油中CO2的溶解特性

在油藏温度下，通过高温高压PVT系统测量不同压力下的CO2在腰英台原油中溶解规律，结果如图3所示。

图3 单位摩尔原油中溶解气体量与压力的关系

从图3中可知，随着体系压力的增大，CO2在原油中的溶解度增大。在实验压力范围内，通过回归，得到单位摩尔原油中溶解CO2的量与体系压力p的关系式，拟合相关系数为。

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CO2溶解前后的流体黏度比变化

当CO2溶解进入原油后，驱替相与被驱替相的黏度比会产生变化，通过高温高压毛细管黏度计测量得到不同压力下溶解CO2后的黏度比，结果如图4所示。

图4 溶解CO2 前后CO2 与原油教度比变化曲线

从图4中可知，在溶解CO2前后，CO2与原油的黏度比即驱替相与被驱替相之比随着CO2溶解的增大而增大，且当CO2溶解量较大时，两者的黏度比变化变缓。通过回归得到黏度比变化值与单位摩尔原油中溶解的CO2的量的关系式，拟合系数为。

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CO2溶解后原油的膨胀系数

随着CO2溶解进入原油中，原油的体积会产生膨胀，这种膨胀作用将有利于原油的产出。通过体积膨胀实验，研究了不同注入比时的原油的体积膨胀系数（图5）。

图5 溶解CO2后的体积膨胀系数变化曲线

由图5可知，随着溶解CO2量的增大，原油的体积膨胀系数也逐步增大。通过回归，得到体积膨胀系数与单位摩尔原油中溶解气量的关系式，拟合系数为。

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式中：β＝Vog/ Vo，Vog为溶解CO2后的原油体积，Vo为未溶解CO2时的原油体积。

CO2与原油间的界面张力变化

CO2注入油藏后，CO2不断抽提原油中的轻质组分，同时CO2不断溶解进入原油中，使得原油与CO2间的界面张力不断降低。通过高温高压界面张力仪进行了腰英台油藏温度下压力对CO2/原油间界面张力的影响实验（图6）。

图6 CO2与原油间的界面张力与体系压力的关系

从图6可知，CO2与原油的界面张力随着体系压力的增大逐步降低。当体系压力较大时，CO2与原油间的界面张力降低幅度变缓，但并没有达到零值。通过回归得到界面张力值与体系压力的关系式，拟合系数。

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式中：σog为CO2与原油间的界面张力；p为体系压力。

低渗透油藏CO2驱的综合评价方法

CO2注入过程中，在较高压力下，CO2与原油间的界面张力值没有达到零值，且驱替压力是一个动态变化量，随着驱替过程的进行，驱替压力会降低，表明腰英台油田CO2驱很难达到真正混相，其应该是一个混相、近混相和非混相的渐变过程。那么，如何评价CO2驱的综合驱油效果。最初人们研究混相驱的出发点是毛管数的定义，即毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，既可以达到零值，又能增至无穷大。腰英台油田原油与CO2的界面张力值在很高的压力下不为零。因此，应该从最初的毛管数理论来评价CO2驱。本文综合考虑了CO2溶解进入原油前后两个状态下油藏原油物性的变化，并结合不同注入速度和油藏压力下的驱油实验，通过修正的毛管数理论来优化CO2驱的注采参数。

修正毛管数理论

经典的毛管数理论是为了研究水驱或气驱过程中残余油与毛管数之间的关系，毛管数即为黏滞力与毛管力之比，与流体黏度、驱替速度和界面张力有关。气驱提高采收率机理除了与上述因素有关外，还包括气体的溶解膨胀作用、黏度降低作用、界面张力降低作用、黏度比改善作用等。因此，应该综合上述因素，对毛管数进行修正，如下所示：

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式中：v为渗流速度；β为体积膨胀系数；α为黏度比改善系数；n为常数；σog为油气界面张力；θ为气液润湿接触角；μo为注入气体的黏度。

气体溶解进入原油后，体积发生膨胀，促进了原油的产出，即使得原油流动速度增大；原油黏度降低，降低了流动阻力；同时，气油的黏度比改善有利于提高平面波及效率，抑制黏性指进的发生；CO2与原油间的相互作用降低了相间的界面张力。气驱过程中，体积膨胀系数的增大、原油黏度的降低、气油黏度比的改善为驱油的有利因素，油气界面张力为驱油的阻力。根据Habermann关于气驱过程中黏度比对平面波及效率的影响研究，取n＝［10］。根据实验测得CO2驱过程中的润湿接触角接近0°，故忽略润湿性的变化。

低渗油藏CO2驱实验综合评价

在腰英台低渗长岩心中分别进行了不同注入速度（、、、、、）和不同油藏压力（、、、、、、）下的CO2驱油实验，通过修正毛管数综合评价并优选注采参数，结果如图7所示。

图7 CO2驱过程中毛管数与残余油饱和度之间的关系

从图7中可以看到，CO2驱毛管数与残余油饱和度的关系可分为两个区域：残余油饱和度快速降低区、残余油饱和度缓慢降低区。在第一个区域中，随着毛管数的缓慢增大，残余油饱和度急剧降低；在第二个区域中，随着毛管数的持续增大，残余油饱和度降低幅度变缓。两个区域交叉的区域为临界毛管数区域，即毛管数在×10-5～×10-5之间。当毛管数超过该区域后，随着毛管数的增大，残余油饱和度降低幅度很小，即增大毛管数对于提高原油采收率作用不大。在临界毛管数区域内，注入速度为，油藏平均压力在～之间，CO2驱能达到最佳驱油效果。

3 结 论

1）腰英台低渗透油藏CO2驱替过程中，注入压力先升后降，注采参数呈现出相应的变化趋势。基于这种驱替特征，CO2的驱替过程应为混相驱、近混相驱和非混相驱的交替变化过程。

2）CO2溶解前后，油藏流体物性参数变化较大。随着溶解CO2量的增大，气油黏度比逐步改善，原油体积膨胀系数逐步增大。同时，CO2与原油的相互作用使得相间界面张力逐步降低。当体系压力较高时，CO2与原油间的界面张力并没有达到零值。

3）基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典毛管数理论。运用该理论优化并评价了该油藏CO2的注采参数，确定了临界毛管数区域为：×10-5～×10-5，即最佳的驱替条件为：注入速度，油藏平均压力～。

参考文献

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［4］Christensen J R，Stenby E H，Skauge of the WAG field experience，SPE 71203，revised paper 39883，presented at the 1998 SPE International petroleum conference and exhibition of Mexico，Villhermosa，March 3 ～5，1998.

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［7］沈平平，陈兴隆，秦积舜.CO2驱替实验压力变化特征［J］.石油勘探与开发，2010，37（2）：211～215.

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［9］Malik Q M，Jslam M injection in the Weyburn Field of Canada：Optimization of enhanced oil recovery and greenhouse gas storage with horizontal wells［A］.SPE 59327，2000.

［10］Habermann efficiency of miscible displacement as a function of mobility ratio［J］.Petroleum Transactions，AIME，1960，219：264～272.

（一）氮气驱驱替机理

气驱特征与其气驱油的驱替机理有关。气驱油时，岩石润湿性无论是亲水、亲油或非均匀润湿，相对于油、水相，气相是非润湿相。受岩石毛细管压力的作用，气驱油时沿岩石大孔喉空间流动则更为容易。又因气体粘度极小，气体沿岩石大孔喉突进更为明显，故气体平衡饱和度均很小。随岩石渗透率的增大，孔喉非均质性更为严重，因此高渗岩石的无气采收率低于低渗岩石的无气采收率。另一方面，高渗岩石较大孔喉所占比例比低渗岩石较大孔喉所占比例高，在恒定驱替压力条件下高渗岩石更容易被气体占据。即高渗岩石气驱体积波及系数高于低渗岩石气驱体积波及系数，因此高渗岩石气驱采收率高。

气体沿岩石大孔喉系统突进的驱替机理决定了剩余油的宏观分布特征，即剩余油绝大部分以原始状态滞留于岩石的相对细小孔喉系统。这是气驱采收率低的主要原因。同时因液阻效应、气阻效应，小部分剩余油以油滴状态滞留于气体波及的大孔喉系统，其数量多少与岩石的液阻效应、气阻效应程度有关。若液阻效应、气阻效应增大，则剩余油量增大，大孔道逐渐被堵塞，迫使气体进入较小孔道驱动原油。因此，气驱阻力效应与气体突进是气驱采收率变化范围较窄的根本原因[159]。

（二）水驱驱替机理

水驱油驱替机理取决于岩石的润湿性。对于亲油岩石，水驱机理与气驱机理类似，注入水主要沿大孔道中心阻力较小部位突进。大孔道内剩余油以油膜形式附着于岩石颗粒内表面。因液阻效应，部分剩余油以油滴或油柱形式堵塞于喉道处。因启动压力的存在，水驱对相对细小孔道中的原油影响较小，剩余油以原始状态存在，亲油岩石水驱采收率一般较低。

亲水岩石，水驱油过程实质是吸入过程。因毛细管压力的作用，水驱动力对驱替机理及剩余油分布具有重要影响。在注入压力作用下，一部分水沿阻力较小的大孔道驱动原油，一部分水在毛细管力这一附加动力作用下沿较小孔道驱油。驱油机理主要有两种形式：一种是沿孔道中心阻力小的部位突进，同气驱一样是驱替机理；另一种形式是沿颗粒内表面水膜向前流动，水膜得到注入水的补充而将紧贴水膜的原油剥蚀下来，属剥蚀机理。不同孔道束缚水、原油比例不同，毛细管压力不同，在不同的驱替压力作用下，剩余油的分布规律明显不同。