层内自生CO2吞吐机理数值模拟研究

何吉波，汤 勇，杨付林，苏正远

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009)

层内自生CO2吞吐机理数值模拟研究

何吉波1，汤 勇1，杨付林2，苏正远1

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009)

层内自生CO2技术是一种新的增油方式。在所建立的真实油藏单井径向模型的基础上，通过数值模拟研究，得出层内自生CO2吞吐可以降低原油粘度、膨胀原油体积、抽提原油中的轻质组分；生气剂注入速度过快会形成生气剂溶液对原油的驱替，不利于吞吐的进行，而焖井时间越长，吞吐的效果越好。因此，在自生CO2吞吐过程中应适当降低生气剂注入速度和延长焖井时间。

层内自生CO2油藏 吞吐 数值模拟

CO2驱被认为是提高原油采收率最有效的方法之一，CO2吞吐法提高采收率技术已经在美国和加拿大等地得到了广泛应用[1]。层内自生CO2技术就是向地层注入反应溶液，使其在油藏条件下反应而释放出CO2气体，该技术不仅克服了常规注CO2驱过程中，有关CO2气源、CO2气体的运输、注CO2过程中对设备的腐蚀等诸多不利因素，而且保留常规CO2驱有利因素。目前，该技术已经在江苏油田进行了现场试验，并取的了一定的效果[2～3]。

CO2吞吐一种提高单井采收率的有效方法[4～5]，层内自生CO2吞吐结合自生CO2和CO2吞吐两大技术的优点，是一种新型的提高采收率方法[6]。本文通过数值模拟方法，对层内自生CO2吞吐的机理进行了分析，旨在为层内自生CO2吞吐的现场应用提供理论支撑。

1 地质模型

根据实际油藏，建立了单井径向模型，油藏埋深2 076.8 m，平均地层温度78 ℃，原始地层压力为22.0 MPa，目前地层平均地层压力为6.9 MPa。油藏物性参数见表1。地层原油粘度10.2 mPa·s，油相饱和压力3.24 MPa，原始气油比15 cm3/cm3。

所建径向模型的网格数为98(14×1×7)，X方向的网格步长为4～50 m。Z方向上的网格步长根据实际油藏厚度建立，总厚度30.4 m，有效厚度19.3 m(其中第3层是隔层)。地质储量7.83×104t，泄油半径250 m，岩石骨架体积热容量2.35×106J/(m3·℃)，岩石热传导系数为6.6×105J/(m·d·℃)，油相热传导系数为8.305×103J/(m·d·℃)，水相热传导系数5.35×105J/(m·d·℃)。

表1 油藏基本物性参数

表2 油藏流体拟组分的主要特征参数

2 流体相态

使用相态分析软件winprop，对流体的等组成膨胀、注气膨胀、多次脱气、饱和压力以及单次闪蒸等实验数据进行计算拟合，得到能够代表真实储层流体的状态方程参数(见表2)。本次模拟通过对重质组分的劈分和重新归并，将油相组分最终划分为5个模拟组分：CO2(0.7%)、N2～CH4(11.3%)、C2～C6(7.2%)、C7～C10(28.3%)、C11～C28(52.5%)。

3 反应参数计算

层内自生CO2反应有单叶法和双液法两种，单叶法是通过向地层中注入可分解盐溶液，该盐溶液在地层条件下受热分解生成CO2气体。双液法是通过向地层中注入低浓度酸和盐溶液，在地层条件下两者发生化学反应，生成可溶性盐溶液和CO2气体[11]。本文中自生CO2反应采用单液法，选用的可分解盐为NH4HCO3，具体反应的方程式如下：

NH4HCO3=NH3+H2O+CO2

单液法自生CO2的反应参数主要有产气速度、反应活化能和反应焓，其中产气速度为生气反应在地层温度和压力条件下的反应速度，通过对室内实验的拟合而得到。自生CO2反应的活化能和反应焓通过建立反应动力学和热力学模型计算而得到。根据室内生气评价实验，建立数值模型拟合生气反应速度，拟合的主要参数是体系的压力变化，拟合曲线如图1。通过拟合得到的反应频率因子为0.06，通过计算得到热力学参数，计算出反应活化能为116.89 J/mol，反应焓为-172 690 J/mol。

图1 体系平均压力拟合曲线

4 数值模拟研究

在研究层内自生CO2吞吐的机理的过程中，选择生气剂注入起始时间为2014年1月1日，停注时间为2014年1月7日，焖井7 d后开井生产。

4.1 地层原油粘度变化

生气剂注入地层后，受热分解(反应方程式见公式1)，产生CO2气体，CO2溶于原油，降低原油的粘度。由图2可知，从注生气剂注入到焖井结束的过程中，地层中的原油粘度出现不同程度降低，近井地带的原油由于最先接触生气剂产生的CO2，且溶解量最多，因此粘度降低最明显。焖井结束时，近井地带原油的粘度从初始的10.2 mPa·s降至7.6 mPa·s。

图2 不同时间下原油粘度的变化

4.2 地层原油体积的变化

CO2在原油中的溶解能力较强，自生反应生成的CO2大量溶于原油中，可以膨胀原油的体积，增加地层能量。从图3可知，焖井期间，自生反应生成CO2大量溶入原油中，使原油体积迅速膨胀。

图3 地下原油体积的变化

4.3 气相中轻质组分(N2～C1)组成的变化

生气剂在地层中受热分解后，分解产生大量CO2气体，CO2气体与原油接触，相互作用，抽提原油中的轻质组分(N2～C1)，在加富CO2本身的同时改变原油物性。由图4可知，随着焖井进行，CO2抽提原油中轻质组分的作用半径逐渐扩大，这种作用有利于CO2吞吐的进行。

图4 轻质组分(N2～C1)在气相中的摩尔分数

5 自生CO2吞吐效果影主要响因素分析

5.1 生气剂注入速度

在研究生气剂注入速度对层内自生CO2吞吐影响的过程中，设计了4种注入速度，分别为：300 m3/d、400 m3/d、500 m3/d和600 m3/d。生气剂注入速度对CO2在原油中的摩尔分数的影响见图5。随着注入速度的升高，CO2在原油中的摩尔分数增加。主要原因是随着生气剂注入速度的升高，生气剂在地层中的生气速度增加，相同时间内生成的CO2量也随之升高。

图5 不同注入速度下原油中CO2的摩尔分数

虽然随着生气剂注入速度的升高，原油中溶解的CO2量也随之增加，但从图5可以看出，随着注入速度的升高，CO2吞吐半径并没有发生变化，产生这种现象的主要原因是生气剂注入速度越高，注入的生气剂会将近井地带的原油驱向地层深处。图6表明，在距离地层0～100 m的地方，随着生气剂注入速度的增加，原油饱和度逐渐降低，而在超出100 m的地层范围内，生气剂注入速度对原油饱和度没有影响。因此，生气剂的注入速度过高，会形成生气剂对原油的驱替作用，将原油驱向地层深处，不利于CO2吞吐的进行。

图6 原油饱和度沿径向的分布

5.2 焖井期

焖井期是影响CO2吞吐效果的一个重要因素，为研究焖井期对吞吐效果的影响，设计了4种焖井时间，分别是：7 d、10 d、15 d、20 d。图7为不同焖井期CO2在原油中的摩尔分数，可知，随着焖井时间的增加，CO2在原油中摩尔分数升高。

图7 不同焖井期原油中CO2摩尔分数

焖井期越长，生气剂反应以及CO2与原油相互作用的时间的就越长，原油中溶解的CO2越多，对原油降粘作用就越好。如图8，随着焖井时间的增加，在近井地带，原油的粘度就越低。因此焖井时间越长，越有利于吞吐的进行。

图8 原油粘度沿径向的分布

6 结论

(1)降低原油粘度：生成的CO2可以在吞吐的过程中大量溶于原油，降低原油的粘度。

(2)膨胀原油体积：CO2原油溶于原油，膨胀原油体积，增加地层能量。

(3)抽提轻质组分：CO2与原油相互作用，抽提原油中的轻质组分，发挥CO2混相驱的作用。

层内自生CO2的主要操作参数对自生CO2吞吐有重要影响，生气剂注入速度过快，会形成生气剂溶液对原油的驱替作用，将原油推向至地层深处，不利于吞吐的进行。焖井时间越长，CO2与原油相互作用的时间就越长，越有利于吞吐的进行。

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(编辑 王建年)

Study on numerical simulation of in-situ generating CO2stimulation mechanism

He Jibo，Tang Yong，Yang Fulin，Su Zhengyuan

(1.StateKeyLaboratoryforReservoirGeologyandDevelopmentEngineering,Chengdu610500,China;2.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China)

In-situ generating CO2technology is a new way to increase oil recovery.Based on the radial model of real reservoir single well，numerical simulation results showed that the in-situ generating CO2stimulation can reduce the viscosity of crude oil and swell the volume of crude oil，and extract light component of the crude oil；the slower the injected rate of generating gas chemical solution，the longer the soak time，the better the increased oil recovery is.Therefore the injected rate of the generating gas chemical solution should be reduced and the soak time should be prolonged in the process of in-situ generating CO2stimulation.

in-situ generating CO2；reservoir；huff-n-puff；numerical simulation

2015-07-05；改回日期：2015-08-16。

何吉波(1990—)，在读硕士研究生，主要从事油气田开发工程及注气提高采收率方面的研究，电话：13880159380，E-mail:793440675@qq.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.010

TE357.45

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