CO2混相驱极限井距解析方法与驱油特征研究

迟杰

摘要：為准确计算特低渗透油藏CO2混相驱极限井距，基于非达西混相渗流理论，考虑CO2与原油混相过程降低了原油黏度及油相启动压力梯度，建立一维混相渗流数学模型，使用解析函数精确求解CO2浓度衰减区内浓度的变化，推导出特低渗透油藏CO2混相驱极限井距的计算新方法，开发极限井距计算软件进行井距算例的计算，绘制理论图版，并分析纯CO2渗流区、CO2浓度衰减区及纯油区分别对极限井距的贡献。结果表明，极限井距随注气井底压力的增大而增大，随注气速度的增大而减小;纯CO2渗流区对极限井距的贡献最大，CO2浓度衰减区的贡献居中，纯油区的贡献最小;在同一时刻，注气速度越大，CO2浓度衰减区的长度越长，对同一注气速度，CO2浓度衰减区长度会随时间的增大而增大，但在某一个时刻之后，CO2浓度衰减区的长度会保持一个常数不变。

关键词：特低渗透油藏;混相驱;极限井距;启动压力梯度;传质-扩散-吸附方程

中图分类号：TE34

DOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2020-06-016

Study on analysis method of critical well spacing and displacementcharacteristics in CO2 miscible flooding

CHI Jie

（School of Basic Sciences， Shengli College， China University of Petroleum， Dongying 257061， China）

Abstract： To calculate the critical spacing of CO2 miscible flooding in ultra-low permeability reservoirs accurately， based on non-Darcy miscible seepage theory， considering the reduction of viscosity of crude oil and threshold pressure gradient of oil phase caused by the miscible process of CO2 and crude oil， one dimensional percolation mathematical model is established. In this paper， the analytic function is used to solve the concentration variation in the CO2 concentration decline area and the new computational method of critical well spacing of CO2 miscible flooding in ultra-low permeability reservoirs is deduced. The critical well spacing calculation software is developed and the theoryplate is established， and the contributions of pure CO2 seepage area and CO2 concentration decline area and pure oil region on critical well spacing is analyzed， respectively. The new method only need input the basic physical parameters of reservoir rock and fluid to calculate critical well spacing. The results show that the critical well spacing increases with the gas injection bottom pressure and decreases with the gas injection rate; the pure CO2 seepage area contributes the most to the critical well spacing， the contribution of the CO2 concentration attenuation area is middle， and the pure oil areathe minimum; at the same time， the higher the gas injection rate， the longer the length of the CO2 concentration attenuation area. For the same gas injection rate， the length of the CO2 concentration attenuation area will increase with time. The length will remain constant after certain time point.

Key words： ultra-low permeability reservoirs; miscible flooding; critical well spacing; threshold pressure gradient; mass transfer-diffusion-adsorption equation

特低渗透油藏储层物性差，孔隙度和渗透率低，孔喉细小，喉道复杂，启动压力梯度高，地层中流体的流动呈现非达西渗流。采用传统的水驱方式开发特低渗透油藏，由于地层渗流阻力大，传导能力差，导致基质吸水困难，很难建立起有效的驱替压力梯度，油井受效差［1］。研究表明，CO2混相驱油方式可以大幅度地提高原油的采收率，是一种可行的提高采收率的方法［2-3］。

近年来，许多学者在CO2提高采收率领域开展了室内研究，为CO2提高采收率矿场试验提供了理论基础。沈平平等应用细管和多次接触实验对CO2多相多组分渗流机理进行了研究［4］，刘玉章等对CO2与原油混相条件的影响因素进行了分析［5］，鞠斌山等建立了CO2与原油体系最小混相压力的预测模型［6］，苏玉亮等［7-8］对CO2混相驱油机理、CO2驱试井曲线特征进行了分析，程杰成等［9］对CO2驱油多相渗流模型进行了表述，唐人选等［10］对CO2混相驱提高采收率的方法进行了改进，刘军等［11-13］对CO2驱替页岩气提高采收率及数值模拟进行了深入研究。但是，特低渗透油藏极限井距定量计算的理论和方法却有待于进一步研究。由于地层破裂压力的存在以及采油工艺条件的限制，生产压差不能无限增大，而且特低渗透油藏的启动压力梯度很高，在生产压差一定的情况下，过大的注采井距使注采井间的油层不能形成有效的驱替系统，因此注采井距存在一个理论上的最大值，即极限井距。地层原油要得到充分动用，需要减小井距，而井网过密又使开发成本提高，针对这一对矛盾，在油田注采井开钻之前，须计算极限井距，为钻前井距设计提供参考依据，否则可能影响将来油田的开发效果。由此可见，建立特低渗透油藏极限井距的计算方法，对高效开发油田具有重要的理论意义和实用价值。

在特低渗透油藏井距计算领域，近年来，对特低渗透油藏注水开发极限井距的研究较多。其极限井距的计算方法主要有两种［14-17］：第一种方法主要以驱动压力梯度大于启动压力梯度为依据计算极限井距。在给定的注采压差下，只有注采井距减小到某一个值时，井间的驱动压力梯度恰好大于启动压力梯度，流体才开始流动。理论上，此时对应的产量趋近于零，如果要满足产量要求，需进一步减小井距，直到满足给定压差下的产量。此方法的缺点在于无法考虑产量、流体物性变化等因素。第二种方法是以油水两相渗流为基础，考虑非活塞驱替及两相渗流阻力的影响，以水驱前缘推进距离和生产井压力波及范围作为依据来计算极限井距。此方法可以考虑两相渗流阻力、预期产量、流体物性变化等因素，所以极限井距的计算更加合理［18］。CO2混相驱与水驱不同的是：在特低渗透油藏CO2混相驱油过程中，由于溶解作用改变了原油的性质，引起渗流阻力变化会对驱油产生影响，渗流机理比水驱油复杂。本文基于非达西混相渗流理论，提出了确定CO2混相驱油极限井距的理论和方法，为特低渗透油藏CO2混相驱油极限井距的定量计算提供一种新方法。

1 物理模型及极限井距分析

CO2不能与原油发生初接触混相， 但在足够高的地层压力下， CO2可以与原油达到动态混相［19］。 原油与CO2之间的动态混相是靠相间组分的传质作用达到的。 当CO2与原油接触时， 一部分CO2溶解在原油中， 同时CO2也将一部分烃从原油中提取出来， 使CO2被烃富化， 最终导致CO2溶混能力大大提高。 这个过程随着CO2驱替前缘的不断前移而得到加强，驱替演变为混相驱。

对于直线井排，依据原油中CO2的含量，可近似地划分为3个渗流区域：纯CO2渗流区、CO2浓度衰减区、纯油渗流区。开始注气时，注气井近井带压力升高，CO2驱替前缘与原油发生溶解与抽提作用，发生动态混相，形成过渡带。过渡带从CO2浓度衰减处开始，直到CO2浓度前缘结束，称为CO2浓度衰减区。随着时间推移，CO2浓度衰减区的长度逐渐增加，位置也以某个速度向前移动，在其后方形成纯CO2渗流区，前方则是纯油渗流区。纯CO2渗流区与CO2浓度衰减区组成CO2与原油混相波及区（下称混相波及区），纯油渗流区也称为CO2未波及区，CO2浓度衰减区的CO2浓度前缘即混相波及区的混相前缘（下称混相前缘）。伴随着注气井持续注气，混相波及区的整体压力逐渐增加，但从注气井至混相前缘，压力是逐渐下降的。

设纯CO2渗流区的长度为l1，CO2浓度衰减区长度为l2，纯油区长度为l3，实际井距为L（见图1），当L>l1+l2+l3，由于井距过大，混相前缘的压力降低到平均地层压力pε时，混相波及区与纯油区的压力前缘还没有相遇，导致注入井闷压，生产井无法受效;当L=l1+l2+l3，混相前缘与纯油区相遇处的压力恰好达到地层的平均压力pε时，两者压力前缘相遇，L即为某一产量下的极限井距，两个渗流区域的分界线就是CO2混相前缘;当L

4 实例计算与理论图版

采用胜利油田F142油藏参数进行井距算例计算，并绘制理论图版，油藏参数如表1所示。计划采用排状井网注CO2开采，井網示意图见图2，其中以I2井（CO2注入井）为起点沿着注采井I2→P2方向为渗流方向。

4.1 极限井距的变化规律

不同注气井底压力下的极限井距曲线如图3所示，地层压力为35 MPa，生产井井底流压为30 MPa时，不同注气井底压力，不同注气速度下的极限井距及3个渗流区长度如表2所示。由图3可以看出，极限井距随注气井底压力的增大而增大，随注气速度的增大而减小。

由表2可以看出，当注气井底压力为45 MPa，注气速度为30，25，20，15 t·d-1时，极限井距数值较小且比较接近，曲线表现为近似直线，并未拉开差距; 当注气速度取10 t·d-1时， 极限井

距的数值明显增加，CO2浓度衰减区的长度明显减小，而纯CO2渗流区的长度明显增大。其原因在于：生产压差较小时，恰好达到极限井距需要的时间t较短，

CO2浓度衰减区的长度还未拉开差距，消耗的压差也未拉开差距，而且压差基本由CO2浓度衰减区和纯油区分担，由纯CO2渗流区分担的压差较小，其对井距的影响也较小。当生产井的压力提高到55 MPa时，对不同的注气速度，极限井距的变化都很明显，原因在于：CO2浓度衰减区和纯油区所能够消耗的压差相对于总的生产压差而言，所占比例很小，很大一部分压差要由纯CO2渗流区分担，而CO2黏度很小，纯CO2渗流区渗流阻力很小，因此纯CO2渗流区的长度很大。

通过上面分析可知，由于CO2的黏度很小，所以在纯CO2渗流区，较小的压差下，CO2混相前缘也能够推进很长的距离。而在CO2浓度衰减区，油气混合物的黏度尽管已经大幅度下降，但是相比CO2的黏度仍然很大，相同压差下可达到的长度远小于纯CO2渗流区。因此，对极限井距贡献最大的是纯CO2渗流区的长度，其次是CO2浓度衰减区。由于地层压力和生产井井底流压被认为是常数，所以纯油区的长度基本固定，对极限井距的贡献最小。

4.2 CO2浓度、原油黏度、压力的变化规律

取注气井底压力为45 MPa， 注气速度为25 t·d-1，CO2浓度衰减曲线、CO2与原油混合物黏度曲线、压力变化曲线分别如图4，5，6所示。在CO2浓度衰减区内，CO2浓度由1衰减至0.1，CO2与原油混合物黏度由0.06 mPa·s升高到1.1 mPa·s。由此可以看出，CO2浓度衰减区的前段降黏效果好，后段接近混相前缘处降黏效果差。在CO2浓度衰减后期，混相前缘推进到混相波及区末端的位置时，CO2浓度会有明显加速衰减的趋势，相应的，在此位置处，CO2与原油混合物黏度有加速上升的趋势。

随着混相前缘向前推进，混相波及区的压力逐渐减小，CO2的浓度降低，油气混合物的黏度逐渐增加，至混相波及区末端，压力恰好降至平均地层压力pε=35 MPa附近，此时恰好达到产量为25 t·d-1的极限井距。

4.3 CO2浓度衰减曲线的分布规律

注气井底压力取45 MPa，取时间t=60、90 d，注气速度分别取10，15，20，25，30 t·d-1，混相波及区内CO2浓度衰减曲线、CO2浓度衰减区的起始点、长度及终点位置如图7、8所示。由图7、8可以看出，随着时间t的增加，CO2浓度衰减区逐渐向前推进，CO2浓度衰减区的长度逐渐增大，CO2浓度衰减曲线只是以真实速度u向生产井方向平移。由图7、8可以看到，在初始时刻t→0，CO2浓度衰减区的半长度l2／2与C／C0=0.5浓度点的推进距离l0.5之比趋于无限大，即扩散起主要作用;当时间t充分大以后，CO2浓度衰减区的长度只占整个流动距离较小的一部分，此时对流起主要作用。同时可以证明：当时间t充分大时，纯CO2渗流区的长度占整个注采井距的比例最大，对极限井距的贡献最大。

取t=90 d，注气井底压力分别取5、55 MPa，注气速度分别取10，15，20，25，30 t·d-1，混相波及区内CO2浓度衰减曲线、CO2浓度衰减区起始点、长度及终点位置如图9，10所示。由图9，10可以看出，对同一时间t，注气速度越大，混相前缘推进的距离越远，CO2浓度衰减区的长度越大，CO2浓度衰减曲线越平缓;注气速度越小，混相前缘推进的距离越近，CO2浓度衰减区的长度越小，CO2浓度衰减曲线越陡峭。注气井底压力越大，混相波及区的推进距离越远，极限井距越大。

5 结论

1）在考虑CO2对原油的混相降黏作用和油相启动压力梯度的非达西渗流理论基础上，建立了特低渗透油藏CO2混相驱渗流数学模型，推导出了特低渗透油藏CO2混相驱极限井距计算的新方法。

2）算例结果表明， 在不同压差、 不同注气速度下， CO2混相驱极限井距取值范围很大， 从153.37 m至1 003.78 m， 原因在于CO2黏度很小， 渗流阻力很小， 使流体在较小的压差下就可以推进较远的距离。 纯CO2渗流区对极限井距的贡献最大， CO2浓度衰减区贡献居中， 纯油区贡献最小。

3）同一时刻，注气速度越大，CO2浓度衰减区越长;同一注气速度，随时间增加，衰减区长度也增加，但在某个时刻之后，衰减区的长度保持一个常数不变。CO2浓度在衰减后期某时刻会有加速衰减的趋势，与之对应，油气混合物的黏度会有加速上升的趋势。

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（编 辑 雷雁林）