低渗油藏CO2驱合理技术注采井距探讨

苑志旺

(中海油研究总院有限责任公司)

自20世纪40年代，低渗透油藏注气开发相关技术逐步受到重视[1-2]。目前，全球范围内已有过千项注气项目，初步建立注空气、天然气、液化石油气、二氧化碳、氮气和烟道气等开发技术系列。注气开发已成为提高低渗透油藏采收率的一种行之有效手段[3]。由于流体在低渗透油藏渗流中存在启动压力梯度，确定合理技术注采井距以克服流体渗流启动压力梯度，是确保低渗透油藏高效注气开发的关键之一。近年来，一些学者对低渗透油藏注水井与采油井合理技术井距进行了深入的研究[4-7]，但未考虑地层条件下CO2流体相态特征、井网类型等因素，此外也少有针对低渗透率注CO2驱注气井与采油井合理技术井距相关研究报道。

本文以CO2在油藏状态下的物化特征分析为基础，应用渗流力学基本理论，在综合考虑井网类型、注采量等因素影响下，推导注CO2气井与采油井之间的压力梯度分布公式，表征注采井间驱动压力梯度的变化关系。研究结果表明，当注采井间最小驱动压力梯度达到最大启动压力梯度时，对应的注采井距即为油层有效动用的最大技术注采井距[4]，以此为基础指导确定低渗CO2驱油藏合理技术注采井距。实例表明，所述方法简单实用，较先前采用的注采井距计算方法更为合理。

一、 油藏状态CO2的物化特征

气、液、固是物质存在的三种状态，随着压力、温度变化，物质的存在状态会相应改变。图1标出了CO2在不同温度、压力下的相态。超临界流体是处于临界温度Tc和临界压力pc以上，处于气态和液态之间的流体。在相图中，当气-液两相共存线自三相点延伸到气液临界点后，气相与液相混为一体，其性质均一，相间的界线消失，物质成为非气非液的单一相态，即超临界状态，此时物质不能再被液化。

图1 CO2相图

图1中阴影部分即为超临界CO2流体。CO2的临界温度为31.26℃，临界压力为7.38 MPa。气固、液固、气液的交点即为CO2的三相点[8-9]。

对于大多数注CO2开发的油藏，储层温度一般高于CO2的临界温度(31.26℃)，因此，CO2在油藏状态下多以单相流体形式存在，其密度与原油密度相近[10]，如在温度为85.1℃，压力为20.26 MPa油藏状态下，CO2密度为0.85 g/cm3。

二、低渗CO2驱油藏注采模型的建立与求解

在低渗油藏渗流时，当压力梯度较大时表现为达西流，压力梯度小时表现为非达西流，证实了低渗油田具有启动压力梯度，即为在流速与压差关系图上直线段延长线与压差坐标轴相交处不为零。宏观上可理解为：当压差只有大于某一临界值时，流体才开始流动，该临界值即为启动压力梯度。非达西渗流规律描述如下：

(1)

根据势的定义[11-12]，对于具有启动压力梯度的低渗透油气藏有：

(2)

图2 n点井网注采单元中一注一采示意图

(3)

对式(3)两边同时求导，将式(2)代入：

(4)

由径向流产能公式可得：

(5)

(6)

在油未被启动之前，可认为：①地层的流体近似认为处于静止状态，此时用于描述流体渗流的黏度参数μo、μM、μg可近似认为相等；②流体为单相渗流，Ko、Kg、KM近似认为相等。将式(5)和式(6)代入式(4)， 整理后得A、B两井主流线上任意一点M处的压力梯度表达式为：

(7)

若要注采井间处的油流动，需要满足G≥0，故当注采井间的最小压力梯度等于0时，井距达到最大，以此来确定低渗透油藏注气井与采油井合理技术注采井距的计算。

(8)

式(8)表明，在确定注气井井底压力、生产井底压力、地层压力和启动压力梯度后，可以通过牛顿迭代法确定出注采井之间的合理技术井距、注采井间任意一点的驱替压力梯度及最小驱替压力梯度点。

此外，在地层原油未被启动之前，式(8)未考虑流体黏度、储层渗透率等参数对驱动压力梯度的影响，因此，该公式也可用于低渗透油藏注水井与采油井合理技术注采井距的计算。

三、实例应用研究

某油田一区块为低孔、低渗砂岩油藏，天然岩心注CO2驱启动压力梯度λ= 0.05 MPa/m，平均渗透率为3.20 mD，目前地层压力为20.4 MPa，生产井井底流压0.1 MPa，注入井井底流压30 MPa，且采用七点井网注气方式开发，油藏温度为 85.1 ℃。在油藏条件下，油黏度为5.8 mPa·s，CO2黏度为0.075 mPa·s。

1.合理技术注采井距的确定

根据驱动压力梯度表达式(8)通过牛顿迭代法确定出注采井之间的合理技术井距、注采井之间任意一点的驱动压力梯度及最小驱替压力梯度点。

由程序计算出合理技术注采井距为R=223 m，最小驱替压力梯度点位于r=110 m 处，注采井之间的驱动压力梯度分布见图3。

2.国外低渗透油藏气驱注采井距分析

按照美国《油气杂志》2008年公布的《世界EOR调查报告》[13](次/两年)，统计世界低渗透油藏(渗透率<10 mD)注CO2项目采用的注采井距，并作出CO2驱注采井距与实施项目个数分布图，见图4。

图3 注采井之间的驱动压力梯度分布曲线

图4 2008年世界低渗透油藏(渗透率<10 mD)

从图4中可以得出，在2008年世界低渗透油藏(渗透率<10 mD)成功进行注CO2项目中，选择注采井距分布在200～400 m 的油藏最多。

3.合理技术注采井距算法对比分析

在地层原油未被启动之前，未考虑流体黏度、储层渗透率等参数对驱动压力梯度的影响，可以使用常用的注水井与采油井合理技术井距计算方法进行计算，唐伏平法[12]和陈家晓法[13]计算的合理技术注采井距分别为161 m和598 m，与本文推导的式(8)计算结果223 m相差较大。

通过合理技术注采井距算法对比分析，可看出公式(8)考虑了多种因素对注采井距的影响，同时计算所得结果与2008年世界低渗透注CO2驱油藏(渗透率<10 mD)普遍选用的注采井距最为吻合，证实了本文计算方法的可靠性。

四、认识与讨论

(1)CO2的临界温度和临界压力值均较低，在大多数油藏状况下CO2为超临界态流体。

(2)应用渗流力学基本理论，综合考虑井网类型、注采量、启动压力梯度等因素的影响，建立注CO2气井与采油井之间的压力梯度分布公式，表征注采井间驱动压力梯度的变化。

(3)注采井间最小驱动压力梯度达到最大启动压力梯度时，对应的注采井距即为油层有效动用的最大技术注采井距，以此为基础指导确定低渗CO2驱油藏合理技术注采井距。

(4)实例表明，本文建立的合理注采井距计算方法简单实用、合理可靠，对其它低渗注气驱油藏合理井距确定具有一定的借鉴意义。

符号注释

G—驱动压力梯度, MPa/m；Gmin—最小驱动压力梯度, MPa/m；λ—启动压力梯度, MPa/m；h—有效厚度, m；ho—油井射孔厚度, m；hg—气井射孔厚度, m；K—渗透率, mD；pe—地层压力,MPa；pinf—注气井井底压力,MPa；pwf—生产井井底压力,MPa；qh—单位地层厚度产量, m3/(d·m)；qo—产油量, m3/d；qg—注气量, m3/d；R—注采井距,m；re—泄油半径,m；rw—井筒半径,m；φ—势；φe—无限大地层供给边界处的势；φM—注采井间任意一点M的势；μM—M出流体黏度, mPa·s；μo—原油黏度, mPa·s；μg—注入气黏度, mPa·s。

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