二氧化碳气水交替驱注入参数优化研究

严 巡，王长权，张公社

(长江大学 石油工程学院， 湖北 武汉 430000)

二氧化碳气水交替驱注入参数优化研究

严 巡，王长权，张公社

(长江大学 石油工程学院， 湖北 武汉 430000)

针对CO2气水交替驱中注气量、注气速度、气水比3个影响因素，通过数值模拟方法对某油藏的气水交替驱注入参数进行了研究。首先，通过细管模拟模拟计算确定了原油和CO2的最小混相压力，然后利用单因素变量法通过对比各种方案下的原油采出程度和换油率两个指标，确定最佳注入参数为总注气量为0.18 HCPV，最佳注气速度为30 000 m3/d，气水比为1∶1。

二氧化碳驱；最小混相压力；气水交替；CO2埋存

油藏注CO2驱油不仅可以有效提高原油采收率，同时可以实现有效的地质埋存，但单纯注气容易导致气窜和重力分异等现象使得气驱效果变差，而气水交替驱作为一种较好控制气体流度的方法被广泛的采用[1]。气水交替驱方式不仅可以有效保持地层压力和提高波及效率，注入的CO2还与原油易达到混相从而提高驱油效率，然而受储层物性和注入参数的影响[2-4]，研究不同物性储层的注入参数对开展CO2驱实施与应用具有重要的指导意义。本文以数值模拟的方法研究考虑CO2在地层水及不同注入方案下井组的采收率和换油率，并在最佳注入方案下计算了CO2的埋存量，为该油藏实施合理的二氧化碳气水交替驱方案提供了可靠的依据与参考。

1 地质模型

该油藏中部深度3 610 m，原始地层压力37.6 MPa，温度87℃。平均孔隙度11%，渗透率235 mD，为中孔中渗油藏。地面条件下原油相对密度为0.846，地层条件下原油粘度为1.28 MPa·s，原油体积系数1.23，溶解气油比为66 m3/m3。本文选取一个井距为600 m的井组进行研究，平面网格数为21×21个，网格大小为30 m×30 m。纵向上分6个层，每层厚3.5 m。

2 最小混相压力确定

注气过程中原油和气体实现混相能消除油气两相之间的界面张力，使毛管数趋于无限大，则驱替过程残余油饱和度降至最低,最小混相压力的确定是注气过程设计的关键步骤[5-6]。通过建立一维的细管模型，研究了CO2和该区块原油混相的最小压力。在设计的模型中，细管长19.6 m，横截面是边长为0.003 86 m的正方形，模型的孔隙度为0.35，渗透率为1 500 mD(气测)；模拟计算了注入1.2 HCPV不同压力条件下的原油采出程度。当采收率超过90%时，可以认为CO2与原油混相。利用不同压力下拟合采出程度得到的两条直线之间的交点可以确定最小混相压力为14.02 MPa。

3 注入参数优化

3.1 CO2注入量

为了讨论CO2注入量对气水交替驱的影响，共设计了总注气量分别为0.16，0.18，0.21，0.24，0.26 HCPV对总注气量进行优选。在各方案中注入的段塞为10个，气水比为1∶1。注气速度为20 000 m3/d(地面条件)，注水速度为80 m3/d(地面条件)，生产井定井底流压10 MPa生产5年。各方案的结果如图1所示。

对比发现当注气量为0.18 HCPV时的采出程度最大，当注气量增加至0.24 HCPV时采出程度显著降低，这是由于注气量增加会加剧气窜，造成气体沿着高渗层从注入井渗流到生产井造成指进现象，增加了残余油饱和度。换油率指的是采出单位质量的原油需要注入的气量，随着注气量的增加，换油率逐渐减小，综合采出程度和换油率两个指标，确定最优注入气量为0.18 HCPV。

图1 不同注气量下采出程度与换油率

3.2注气速度

针对注气速度对采收率的影响，通过保持气体段塞的注气量、段塞数以及气水比，设计注气速度分别为10 000，12 000，20 000，25 000，30 000 m3/d来研究不同注气速度下的采出程度和换油率，各方案计算的结果如图2所示。可以发现，采出程度随着注气速度的增加而增加，换油率也随着注气速度增加而增加，但是增加的幅度逐渐变缓慢。通过对比分析换油率和采出程度两个指标，以及对现场注气设备最大注入速度的调研，推荐合理注气速度为30 000 m3/d。

图2 不同注气速度下采出程度与换油率

3.3气水比

注入气体段塞尺寸是影响气水交替驱流度改善效果的关键因素，过小的段塞尺寸不利于CO2和原有的溶解接触，而注入过量的气体段塞会导致气体过早突破降低波及面积。为确定合理气水比，设计了气水比分别为1∶1，2∶1，1∶2的方案，不同气水比方案下的采出程度和换油率如图3所示。在气水比为1∶1时的采出程度和换油率最大，因此推荐气水比1∶1为最佳气水比。

图3 不同气水比下采出程度与换油率

3.4 CO2埋存量

油藏中注入CO2溶解到原油中能降低原油粘度，使原油体积发生膨胀，虽然有部分溶解在原油中的CO2随着原油被开采出来，但是溶解在残余油中的CO2能被永久的封存；此外，CO2在地层水中具有很大的溶解潜力，其溶解规律遵循亨利定律，即CO2在盐水中的溶解量与体系CO2分压有关，而与体系总压力无关：

fCO2=cCO2·HCO2

(1)

式中fCO2——CO2的逸度，即CO2的实际分压，kPa；

cCO2——CO2气体在水中的摩尔分数；

HCO2——CO2的亨利系数，kPa。

油藏中CO2埋存机理主要包括溶解埋存、束缚埋存、矿化埋存和构造埋存。本模型中仅考虑CO2以自由气形式、溶解方式埋存残留在地层中，且CO2在地层水中的溶解符合一般亨利定律，由于矿化埋存起效作用时间长，这里不考虑CO2与岩石矿物反应后生成的碳酸盐岩矿物。通过对该井组进行气水交替驱后得到CO2的埋存量为5 730 t，且CO2在地层中主要以超临界状态存在。

4 结 论

1)通过细管数值模拟计算确定了该区块原油和CO2的最小混相压力为14.02 MPa，说明对该油藏实施CO2气水交替驱是，保持地层压力高于14.02 MPa，就能实现原油和CO2的混相，极大程度的提高原油采收率。

2)利用单因素变量法，通过数值模拟对影响气水交替驱的3个主要因素进行了分析和研究，最后推荐对该油藏实施CO2气水交替驱的最优方案为总注气量为0.18 HCPV，最佳注气速度为30 000 m3/d，气水比为1∶1。

[1] Lei H, Yang S, Zu L, et al. Oil recovery performance and CO2storage potential of CO2Water-Alternating-Gas (CO2-WAG) injection after continuous CO2injection in a multilayer formation[J]. Energy&Fuels，2016, 30(11)： 8922-8931.

[2] Han L, Gu Y. Miscible CO2Water-Alternating-Gas (CO2-WAG) Injection in a Tight Oil Formation[C].Spe Technical Conference and Exhibition, 2015(131):41-51.

[3] 叶恒, 廖新维, 黄海龙, 等. 三叠系长6油藏二氧化碳驱技术方案优选[J]. 特种油气藏, 2015, 22(4): 129-132.

[4] 刘炳官, 朱平, 雍志强, 等. 江苏油田CO2混相驱现场试验研究[J]. 石油学报, 2002, 23(4): 56-60.

[5] 李士伦，张正卿，冉新权，等. 注气提高石油采收率技术[M]. 北京：科学技术出版社, 2001.

[6] 张立娟, 岳湘安, 杨志国, 等. 非均质高温油藏非混相水气交替实验研究[J]. 断块油气田, 2015, 22(6): 776-780.

OptimizationofInjectionParametersforCO2GasWaterAlternativeDrive

YAN Xun，WANG Changquan，ZHANG Gongshe

(SchoolofPetroleumEngineering,YangtzeUniversity,Hubei,Wuhan430000,China)

According to the three factors of gas injection rate, gas injection rate and gas water ratio in CO2gas water alternate flooding, the injection parameters of gas water alternative drive in a reservoir are studied by numerical simulation method, on the basis of the best injection parameters, First of all, through a tube simulation of minimum miscibility pressure of crude oil and CO2were determined, and then comparing the various schemes of crude oil through the recovery degree and change rate of the two indicators using single factor variable method, lastly, the optimal injection parameters for the total injection volume is 0.18HCPV, the optimum gas injection rate of 30 000 m3/d, gas water ratio is 1∶1. Under the optimal gas water alternative drive scheme.

Carbon dioxide flooding; Minimum miscible pressure; Gas water alternation; CO2sequestration

2017-04-11

严巡(1993-)，男，湖北天门人，在读硕士研究生，研究方向：注气提高采收率，手机：18064052641，E-mail：wudao465@163.com.

TE357.7

A

10.14101/j.cnki.issn.1002-4336.2017.05.026