摘要

CO2驅能有效提高低滲透油藏采收率，但由于低滲透油藏普遍存在強非均質性，導致CO2驅開發動態難以準確預測。針對該問題，在綜合考慮喉道大小及分布、CO2溶解降黏和界面張力變化等因素的基礎上，結合CO2驅滲流力學理論，建立了基于時間節點的低滲透油藏CO2驅開發全過程動態預測模型。

該模型創新性地實現了考慮油藏微觀非均質性的全過程動態預測。結果表明：喉道半徑對CO2驅替初期的滲流阻力影響較大，同時CO2驅替過程中伴隨的擴散-溶解-降黏-降阻的作用不斷迭代耦合，導致同一時刻不同半徑的喉道中CO2驅替前緣位置不同。這種差異反映在開發動態上表現為：儲層孔喉半徑越大、物性越好；油井見氣時間越早，同一時刻油井的氣油比越高。

根據注采井間CO2體積分數分布，可將驅替過程劃分為純CO2區、傳質擴散區和純油區3個區域。當大喉道傳質擴散區前緣到達采油井時油井開始見氣，油井產量也逐漸增大，此后采出程度迅速增加；純CO2區前緣到達采油井時氣油比迅速增加，油井產量迅速減小，采出程度曲線增幅減小直至趨于平穩。對比實驗結果：模型預測采收率誤差分別為5.7%和4.5%，氣油比及采出程度曲線均比較吻合。運用該方法預測了H3試驗區的開發動態，對分析CO2驅開發動態、及時調整氣竄井開發制度起到了關鍵指導作用。

CO2驅油能夠大幅減小界面張力，改善原油流動狀況，已成為低滲透油藏有效提高采收率的重要方法之一。中國多為陸相沉積低滲透儲層，微觀孔喉結構復雜，非均質性普遍較強，影響了CO2驅開發效果。制定合理的開發技術政策，加強動態監測、及時調整開發方案可以有效提高低滲透油藏的采收率。復雜的非均質性特征決定了低滲透油藏滲流規律復雜，導致CO2驅開發動態難以準確預測和開發方案調整不及時。因此，準確預測低滲透油藏CO2驅開發動態是其高效開發的重點之一。

目前，實驗室內借助核磁共振技術、CT掃描技術可從微觀角度分析低滲透油藏多孔介質中CO2驅油的動態特征。現場開發人員根據生產數據來判斷油井當前的開發動態，當油井見氣時氣竄通道已經形成，重新調整開發方案為時已晚，開發效果難以改善，可見對CO2驅開發動態預測尤為重要。遲杰等根據滲流力學理論及多相流體高溫、高壓物性參數建立了CO2驅油產能預測模型，用于預測CO2不同驅替狀態下的油井產能；王玉霞等建立了多種井網形式及井排距條件下的CO2驅產能評價方法；ZHAO等通過室內三維物理實驗和油藏數值模擬建立了CO2驅開發動態預測模型；陳祖華等認為限制采收率提高的主要原因是CO2的黏性指進和非均質性對注入CO2波及效率的影響；ZHOU等結合實驗和數值模擬預測了不同生產條件下油藏的開發動態，并且建立了影響參數間的重要相關性；吳曉東等借助數值模擬手段與正交設計方法，建立了CO2驅產能計算方法。不管是當前的產能模型，還是Eclipse、CMG等商業軟件都僅是從CO2驅油機理及滲流理論角度出發，忽略了低滲透油藏復雜的微觀非均質性特征。特別是由孔喉大小引起的溶解-降黏-降阻的迭代耦合效應對CO2混相驅有著不可忽略的影響，是CO2驅開發動態難以準確預測的主要原因之一。

在明確巖心孔喉大小及分布的前提下，借助滲流力學基本理論，以毛管束模型為基礎，運用時間節點分析法，分析了超臨界CO2在多孔介質中的滲流特征，建立了低滲透油藏CO2驅開發全過程產量計算模型，為油田CO2驅開發動態預測、效果評價和剩余油表征提供理論支撐，指導油田進行開發政策的調整。

1孔喉結構特征及原油性質

1.1孔喉大小及分布

運用ASPE-730恒速壓汞儀測量鄂爾多斯盆地H3地區長8段低滲透油藏的孔隙結構，實驗結果表明：C8-1和C8-2孔隙半徑分布范圍介于40~320μm；C8-1喉道半徑介于0.13~1.15μm，主流喉道半徑為0.50μm；C8-2喉道半徑介于0.29~1.93μm，主流喉道半徑為1.03μm（表1）。C8-1、C8-2喉道半徑分布頻率擬合關系分別參見式（1）、式（2）；C8-1、C8-2孔隙半徑分布頻率擬合關系分別參見式（3）、式（4）。

表1恒速壓汞實驗結果

式中：x1h、x2h為C8-1、C8-2樣品的喉道半徑，單位μm；y1h、y2h為C8-1、C8-2樣品不同尺寸的喉道數量，單位個；x1k、x2k為C8-1、C8-2樣品的孔隙半徑，單位μm；y1k、y2k為C8-1、C8-2樣品不同尺寸的孔隙數量，單位個。

1.2潤濕性

將儲層巖石切片、拋光，用DSA100光學儀快速讀取原油和巖石的接觸角。測試結果表明，原油與巖石的接觸角為55°，原油和巖石的前進角為67°，后退角為35°。

1.3 CO2溶解度及原油黏度

實驗測定60℃和不同壓力條件下CO2溶解度及原油黏度的變化特征。如圖1所示，CO2溶解度與體系平衡壓力呈近似線性關系，原油黏度與體系平衡壓力呈近似指數關系。初始狀態下，原油黏度為3.98 mPa·s，但當體系平衡壓力上升到18 MPa時，原油黏度降低至0.59 mPa·s。

圖1原油黏度/溶解度與體系平衡壓力的關系

1.4最小混相壓力

如圖2所示，懸滴法測試結果表明：當體系平衡壓力<12.64 MPa時，界面張力隨體系平衡壓力的增大而快速減小，其線性擬合的直線與X軸交點位于17.56 MPa，該體系平衡壓力為多級接觸最小混相壓力；當體系平衡壓力≥12.64 MPa時，界面張力減小幅度變緩，線性擬合的直線與X軸交點位于21.63 MPa，代表了CO2與原油一次接觸最小混相壓力。

圖2懸滴法最小混相壓力擬合關系

2開發動態預測模型

2.1滲流阻力分析

CO2進入孔喉時與原油的接觸時間較短，來不及進行擴散、溶解，此時原油和CO2的物理性質尚未發生變化。超臨界CO2進入喉道中所受毛細管阻力是由超臨界CO2-原油界面張力、潤濕接觸角、孔喉半徑等參數共同引起：

2.3開發動態預測模型

在實際驅替過程中注采井之間可以劃分純CO2區、CO2傳質擴散區、純油區。純油區內只有單相的原油且物理性質不變；在CO2驅替前緣和擴散前緣之間形成CO2傳質擴散區，該區域內原油黏度、界面張力隨著驅替壓差的變化而改變；在靠近注氣井的位置為純CO2區，該區域僅有單相CO2。這3個區域流體的黏度及界面性質各不相同。

由于各個油藏的實際情況存在差異，因此該模型應用的過程中需要結合油藏最小混相壓力、喉道尺寸分布公式、驅替壓力與界面張力的關系表達式、原油黏度與驅替壓力的關系表達式等。