运移距离对CO2混相驱重力超覆的影响规律及表征分析

赵凤兰, 王雨, 黄世军, 宋黎光, 刘淼淼, 王聪

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院, 北京 102249; 2.中国石油冀东油田分公司, 唐山 063200)

在中国“2030年碳排放达峰、2060年碳中和”的愿景下,碳捕集、利用与封存技术 (carbon capture, utilization, and storage, CCUS)的发展和应用越来越受到重视[1-3]。CO2驱技术适应性广,增油效果显著,并可循环利用,逐渐成为CCUS技术最受瞩目的应用方向之一[4]。

低渗油田具有较高的石油地质储量,且原油性质好,但低渗油田常规注水开发由于注水困难,难以获得较高的采收率,而CO2驱提高采收率技术对于低渗油藏具有很好的适应性[5-9]。CO2注入压力低,驱油效率高,但CO2的波及效率会受油藏性质及油气性质差异的影响而降低[10-13]。尤其是油层较厚的低渗油藏CO2驱开发,CO2与原油存在密度差,受重力作用,重力超覆在油层垂向扩展,降低CO2驱波及效率,影响开发效果[14-15]。国内外对重力超覆规律进行了大量的室内实验和数值模拟研究。Miller[16]通过理论推导和数值模拟方法得出由于重力超覆的影响,剩余油会滞留在油藏下部;并且油层厚度的增加将加剧重力超覆程度,降低混相程度;同时认为毛管力和注气速度也会影响重力超覆。Araktingi等[17]开展了数值模拟与可视化实验研究,分析黏性力与重力之间的作用关系是改善重力超覆的关键。王春生等[18]针对稠油吞吐开采导致剩余油在油藏下部的问题,提出改变射孔方式及注气参数可有效缓解重力超覆影响程度,有效动用油藏底部原油。Han等[19]研究了重力超覆对CO2埋存和驱油效果的影响,开展了不同注气速度下CO2非混相及近混相驱替实验。结果表明,对于厚油层而言,非混相驱中产生的重力超覆严重影响原油采收率,注气速度增大,重力超覆程度加剧,但对于近混相驱而言,两种驱替方式采收率相差较小。Rezk等[20]通过一维岩心实验,得到重力的存在对CO2驱提高采收率过程有显著影响。Chen等[21]研究了在非混相、近混相和混相条件下重力分异对CO2驱油过程中CO2的封存和采收率的影响。结果表明,无论有无重力分异,CO2驱在混相条件下原油开采效果最佳和气体封存效果最好。赵凤兰等[22]利用自主研制高温高压超覆模型,探究了在混相条件下CO2注气速率对重力超覆的影响,得出注入速率过低时会加剧CO2超覆程度,但相比非混相条件下,重力超覆程度有所降低。赵凤兰等[23]之后采用分层采集流体的方式,改变岩心长度(分别为60、50、40 cm)开展非混相气驱实验,上、下出口端的产量分别表征岩心上、下部的开发效果以评价其超覆程度。而对于混相条件下CO2重力超覆程度及运移距离对开发效果的影响等方面目前没有统一认识,且相关研究较少,因此有必要对混相驱重力超覆规律进行系统分析。

在前期研究的基础上,采用自主研制的高温高压气驱超覆物理模型和相关实验流程和方法[24],评价了在CO2混相驱条件下3种不同长高比对重力超覆程度的影响,并在此基础上建立数值模型,以不同层位的CO2摩尔浓度场图和含油饱和度场图来表征重力超覆效果。结合实验方法和数模系统分析运移距离对CO2超覆程度的影响,从而为现场CO2开发如何有效减缓重力超覆提供理论依据。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验岩心为均质岩心,其尺寸分别为60 cm×8 cm×2 cm、50 cm×8 cm×2 cm、40 cm×8 cm×2 cm,实验所用岩心模型则如图1所示;实验用水为模拟Y区块地层水,矿化度为72 597 mg/L,水型为CaCl2型;实验用油为Y区块脱气原油;实验用气为纯度99.9%的CO2;CO2与原油在实验温度60 ℃下的最小混相压力为13 MPa。

图1 实验用岩心模型Fig.1 Physical map of core model for experiment

1.2 实验设备

实验设备如图2所示,包括高压高精度驱替泵(ISCO泵)、油气水三相中间容器、压力传感器、超覆岩心夹持器(图3),夹持器与两套采油设备相连,每套采油设备均包含一个回压阀,一个气液分离收集装置以及气体流量计,稳压器与手摇泵相连,实验温度由KDHW-Ⅱ型自控恒温箱提供。设计的重力超覆物理模型原理图如图4所示。

图2 气驱超覆实验装置流程图Fig.2 Flow chart of gas drive overlap experimental device

图3 岩心夹持器实物图Fig.3 Core holder physical map

图4 重力超覆模型设计原理图Fig.4 Schematic diagram of the design of the gas flooding overriding model

1.3 实验步骤

主要的实验步骤如下[25]:

(1)将实验所用岩心放置在60 ℃下烘干12 h以上,打磨岩心表面,测量岩心尺寸确定是否满足实验要求,之后岩心表面涂刷0.1～0.2 mm厚的环氧树脂防腐层,并将涂刷环氧树脂的岩心放置在60 ℃空气浴中固化。

(2)用砂纸将岩心两端打磨平整,将岩心装入岩心夹持器中,固定好岩心后,夹持器加围压至5 MPa,将出口端一端口与真空泵相连,对岩心抽真空4 h以上。

(3)抽真空后,利用手摇泵将模拟地层水饱和岩心,通过手摇泵饱和至手摇泵压力不变为止,记录饱和水体积,并计算岩心孔隙度及孔隙体积,饱和水后,将地层水以不同流速(0.1、0.2、0.3、0.4、0.5、1 mL/min)注入岩心内,并记录岩心注采端的驱替压差,根据达西公式计算岩心渗透率。

(4)将岩心夹持器及装有原油的中间容器放置在60 ℃烘箱内加热至实验温度,待夹持器围压稳定后,用ISCO泵以小流速(0.05 mL/min)将原油注入岩心内,进行饱和油,建立初始含油饱和度,以驱替产出地层水体积计算含油饱和度,并将岩心老化24 h以上。

(5)将装有CO2的中间容器放置在烘箱内升温至压力稳定,将CO2气罐压力稳定在实验压力,其与岩心注入端相连,上下产出端与2个差异较小的回压阀相连,调整回压至实验压力,用ISCO泵将CO2以不同流速(0.1～1 mL/min)恒速通过夹持器注入端注入岩心,驱替至某一产出端气油比大于3 000 m3/m3,停止驱替,记录实验过程岩心上下产出流体(产出油、产出气),并记录实验过程中的压力数据。

(6)驱替结束后将岩心取出,并将岩心竖直切割,观察岩心剖面剩余油分布情况。

根据“京红1号”蛋种鸡育成期生长性能及后续生产性能试验结果，“京红1号”蛋种鸡育成期(9～13周龄)适宜的粗蛋白质（CP）水平为15.7%。

(7)通过上下产出端流体产出规律,及上下产出端产出流体差异,结合岩心驱替剖面分析判断超覆程度,对比分析超覆机理,总结超覆规律。

岩心基本参数如表1所示。实验用油为CQ原油,密度为0.81 g/cm3,油气密度差为0.091 g/cm3。

表1 岩心基本参数

1.4 结果分析

为直观评价CO2气体重力超覆的影响,引入重力超覆评价指标。假设不存在超覆,则在均质条件下上下层采收率与总采收率的比值约50%,上下层开发效果好,几乎不存在重力超覆。因此,可通过上下层采收率与总采收率比值表征重力超覆程度,超覆程度评价指标f定义式为

(1)

由表2和图5可知,60 cm长岩心与50 cm长岩心各类结果数值相近,50 cm长岩心的见气时间更长,但超覆程度评价指标f变化较小。分析认为,岩心长度由60 cm减小至50 cm时,气体运移距离降低,油气混相程度降低,但受气体运移距离敏感性强,使得上层采收率占比变化较小[26-27];当岩心长度减小至40 cm后,油气混相程度弱[28-31],混相程度降低对重力超覆的影响大于岩心长度对重力超覆发展空间限制的影响,从而形成的重力舌进较大,突破时岩心总体采收率较低,且岩心上层采收率所占比较大为71.20%。相比岩心长度为60 cm和50 cm,其上层采收率数值没有明显降低,但下层采收率明显降至7.5%,反映出在40 cm岩心驱替中,下层的波及效率降低,最终岩心下层采收率相比50 cm和60 cm岩心低4.5%左右。

表2 混相驱驱油数据

图5 混相驱上下层采收率及累积产气量曲线Fig.5 Oil recovery and cumulative gas production of top and bottom in miscible flooding

因此,随着岩心长度减少,油气混相程度减弱,降低下层波及效率,影响整体驱替效果,但在混相驱下,岩心长高比减小对最终采收率的影响较小,因此现场开发中尽可能综合考虑注采井距的大小以获得最高的经济效益。

2 数值模拟部分

2.1 数值模拟基本参数

胜利盐229区块构造位置位于东营凹陷北带东段,油藏埋深3 550～4 050 m,由北向南由扇根的厚层逐渐过渡到扇中层状为主的储层,北部单层厚度大(可达50 m以上),成层物性较差,向南则单层厚度变薄,成层物性变好,平均孔隙度为6.9%～9.6%,平均渗透率为1.9～10×10 μm2,渗流条件差;另外由于储层埋深较大,地层压力高(35～40 MPa),但原油性质好(黏度小于1 mPa·s),溶解气油比较高,密度小。

根据目标区块的储层参数和流体参数,利用数值模拟软件Eclipse建立了相应的均质五点井网1/4井组机理模型。模型参数详见表3。模型示意图如图6所示,其中注气井为W1,采油井为W2。模型划分为30×30×20=18 000个网格。数值模拟中所使用的油水相对渗透率和油气相对渗透率如表4所示。

表3 1/4井组模型基本参数表

表4 油水及油气相对渗透率数据表

图6 五点井网1/4井组模型示意图Fig.6 Schematic diagram of 1/4 well cluster model of five point well pattern

利用Eclipse中的PVTi模块建立了流体模型,原油组分划分为7种拟组分,其中CO2摩尔分数占比为0.277%,N2-C1摩尔分数占比为11.975%,C2～C6摩尔分数占比为12.839%,C7～C9摩尔分数占比为33.593,C10～C15摩尔分数占比为34.385%,C16～C31摩尔分数占比为6.844,C31+摩尔分数占比为0.087%。

2.2 模型结果与分析

基本模型采用定日注气量和日产油量的生产方式,因此在研究长高比对CO2超覆规律之前,先要确定该基本模型生产的最优注采比。通过改变日注气量和日产油量的比例(简称“注采比”),确定合理的注采比例、保证注采平衡时的合理的地层压力。设定日产油量为30 t,改变注气速度,设计了四组先导对比实验,如图7所示。

图7 不同注气量下的油藏压力变化Fig.7 Reservoir pressure changes under different gas injection rates

由图7可知,随着注入量的下降,注采平衡时的地层压力值降低。方案3为最优方案,当注采达到平衡时地层压力为25 MPa,所需注入量少,且地层压力仍在CO2与原油的混相压力之上。

在该注采比为前置条件,进一步研究运移距离对超覆的影响。在储层厚度(30 m)一定的情况下,可以等同于不同长高比L/H对超覆的影响。图8为生产气油比GOR=1 000时刻,不同模型长高比情况下模型顶面、中层和底面的CO2摩尔分数场图和含油饱和度场图(注气井位于右下角,采出井位于左上角)。在不同的条件下,油藏模型顶面的波及程度和采出一致,几乎全部被采出;对于模型中层,当L/H< 10时,随着L/H的增大,油藏模型中层的波及程度逐渐减少。当L/H>10时,随着L/H的增大,油藏模型中层的波及程度几乎不变;对于模型底面,随着L/H的增大,油藏模型底面的波及程度也减少,边界形状由波浪状渐渐演化成凸型,底面的活塞驱替减弱。

图8 模型CO2摩尔分数和含油饱和度场图Fig.8 Model CO2 molar concentration and oil saturation field

图9为GOR=1 000时,不同长高比情况下,模型连井剖面CO2摩尔分数场和含油饱和度场(注气井位于右端,采出井位于左端)。可以看出,连井剖面的CO2超覆边界的形状整体是凸型的抛物线。随着长高比的减小,模型中下部的波及程度增大,超覆现象减弱。

图9 连井剖面CO2摩尔分数和含油饱和度场图Fig.9 Field diagram of CO2 molar concentration and oil saturation in well connection section

3 CO2超覆机理分析

重力超覆的形成主要受驱替方向的黏性力、CO2气体所受垂直方向上的浮力以及气体沿水平方向及垂直方向运移所受的渗流阻力等多种因素影响。

黏性力及重力的综合作用表达式[32]为

(2)

式(2)中:Rvg为重力超覆指数,可以反映黏性力与重力的比值关系;v为注气速度,cm/s;μ为气体黏度,mPa·s;L为气体运移长度,cm;k为岩心渗透率,10-3μm2;g为重力加速度,m/s2;Δρ为油气密度差,g/cm3;h为油藏厚度,cm。

对CO2气体进行受力分析,将运移速度分解为沿水平方向上的速度vx及沿垂直方向上的速度vy,这两个方向上的渗流速度决定气体的超覆程度。假设不考虑渗流阻力,根据达西定律可得到水平方向和垂直方向上的渗流速度[33]分别为

(3)

式(3)中:kx、ky分别为水平和垂直方向上的渗透率, 10-3μm2;p为驱动力,MPa;Δρ为注采压差,MPa;X为注采井距,m。

采用垂向速度比N来表征气体重力超覆程度,可定义为气体在垂直方向上的渗流速度与总渗流速度的比值[34],表达式为

(4)

考虑到室内实验模型及数值模型均为均质模型,不考虑渗透率非均质性的影响,将渗透率视为定值,可将式(4)进一步写为

(5)

垂向速度比表征了气体超覆的能力,N越大,则代表气体超覆程度越严重。

依据式(5)可知,注采井距X增加,则N值增加,重力超覆程度加强。

4 结论

(1)混相驱中岩心长度减小会降低油气混相程度。岩心长度变化较小时对油气混相程度降低幅度较小,并且限制了重力超覆的扩展,因此综合影响下重力超覆没有明显变化;但当岩心长度继续减小时,油气混相程度弱,此时混相程度降低对重力超覆的影响大于岩心长度对重力超覆扩展空间限制的影响,从而加剧重力超覆程度,降低CO2波及效率,但岩心长度变化对混相驱最终采收率的影响较小。

(2)注采井距是CO2的水平运移空间,影响超覆程度。注采井距越大,超覆程度越严重。

因此,结合现场实际区块尺寸以及保证经济利益最大化的前提下,应尽可能减小井距,缩短气体运移距离,以减弱气体超覆对开发的影响。