CN108798614B - 一种co2驱油混相程度的确定方法 - Google Patents

Abstract

公开了一种CO2驱油混相程度的确定方法。所述方法包括以下步骤：1)根据油藏的实际状况建立注CO2数值模拟模型并进行数值模拟计算；2)基于数值模拟结果获取注CO2后不同时间的参数场数据；3)根据不同时间的参数场数据计算混相体积系数C_p、近混相体积系数C_s以及CO2组分波及系数C_c；4)基于步骤(3)的结果计算油藏条件下混相程度C；5)基于步骤(3)和(4)的结果计算相对混相程度C_x。本发明实现了CO2驱过程中油气混相程度的定量表征、各项机理的定量计算，并可用于CO2驱项目筛选、油藏工程方案的优化和驱油效果评价。

Description

一种CO2驱油混相程度的确定方法

技术领域

本发明涉及提高油藏采收率领域，更具体地，涉及一种CO2驱油混相程度的确定方法。

背景技术

根据油气杂志2008年统计表明，全世界注气驱油项目中，CO2混相驱占63.9％，而在124个注CO2驱油项目中，混相驱共有108个。可见CO2在驱油过程中能否与原油混相是人们十分关心的问题，甚至有人视其为CO2驱成败与否的关键。因此在确定CO2驱油项目时对是否混相需要有一个认识。

目前国内外把CO2驱分为混相驱和非混相驱两大类，其判断依据多采用室内实验结果，比如细管实验、升泡法实验和蒸汽密度法实验。其中细管实验是最通用的方法，它求出的压力和采收率(常常取注入CO21.2PV的采出程度)关系曲线，一般存在一个拐点，高于拐点压力情况下采收率随压力升高变化不大；而低于拐点压力，随着压力升高CO2驱采收率急剧增加，拐点处的压力被认为最小混相压力(MMP)(一般与90％OOIP相对应)，也有人称其为工程混相压力。一般认为当地层压力大于最小混相压力时为混相驱，小于最小混相压力时为非混相驱。

混相驱与非混相驱的驱油机理不同，非混相驱替的主要机理是降低原油粘度，膨胀原油体积，减小界面张力；CO2混相驱提高采收率的机理是在CO2驱替过程中，CO2抽提原油中的轻质组分或使其汽化，从而消除油气两相之间界面，界面张力逐渐趋近于0，残余油饱和度朝0的方向下降，油相相对渗透率曲线接近于直线。当原油与CO2达到混相时，大大降低了原油与CO2的粘度比，减弱CO2的粘性指进，提高驱油效率。一般情况下，混相驱油效果远远好于非混相驱，因此国外CO2驱主要以混相驱为主，极少数非混相驱项目。

而对于陆相油藏而言，细管实验确定最小混相压力存在不确定性。我国油田主要为陆相生油，井深，地层温度高，原油含蜡量高，储层层薄、非均质性严重，导致油藏中的物理化学过程对最小混相压力的影响比较大，这些特点导致室内实验的物理相似问题更加突出。实际测试过程中，用长细管实验测试结果差距很大，具有多样性。同种测试方法，不同实验室测试结果有明显差别，如大庆油田芳48区块中科院廊坊渗流所试验结果最小混相压力19MPa，大庆石油学院为27MPa，西南石油学院为35MPa，最高值与最低值相差16MPa，显然获得准确的最小混相压力来判断驱替类型有一定的难度；

同时简单的利用混相压力判断混相驱或非混相驱还存在一个误区，即忽略了油藏开发后地层压力场的变化对CO2混相状态的影响。实际油藏开发后，注入端与采出端压力是变化的，特别是低渗透油藏受渗流能力的影响注采井间出现明显压力差(如图1所示)，这个压力分布对油藏条件下CO2混相状态产生重大影响。细长管等实验方法由于压力分布上与油藏实际相差较大，所以不能较好的反应CO2驱油藏实际。如腰英台油田注入端井底压力达到30MPa，远高于实验室获得的最小混相压力，可以达到混相，而采出端流压仅5～7MPa，远低于最小混相压力，为非混相。因而在油藏条件下，混相与非混相没有严格界限，而是一个随压力变化而连续变化的过程。因此，有必要开发一种对CO2驱油混相程度的表征和计算方法。

公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。

发明内容

本发明的目的在于解决上述现有技术中存在的难题，提供一种低渗透油藏注CO2驱混相程度的确定方法，通过该方法可以定量衡量油藏条件下CO2与原油的混相水平，并为油藏工程方案编制和效果分析提供评价参数。该方法不仅适合我国低渗透油藏，对我国中高渗透油藏也同样适用。

本发明的CO2驱油混相程度的确定方法包括以下步骤：

1)根据油藏的实际状况建立注CO2数值模拟模型并进行数值模拟计算；

2)基于数值模拟结果获取注CO2后不同时间的参数场数据；

3)根据不同时间的参数场数据计算混相体积系数C_p、近混相体积系数C_s以及CO2组分波及系数C_c；

4)基于步骤(3)的结果计算油藏条件下混相程度C；

5)基于步骤(3)和(4)的结果计算相对混相程度C_x。

优选地，所述混相体积系数C_p基于从数值模拟结果中提取的气相饱和度场数据、通过下式计算：

其中，S_w为含水饱和度，S_g为含气饱和度，V为体积变量，φ为孔隙度，PV为孔隙体积。

优选地，所述近混相体积系数C_s基于从数值模拟结果中提取的界面张力场数据、通过下式计算：

其中，γ为界面张力，γ_c为临界界面张力。

优选地，所述CO2组分波及系数C_c基于从数值模拟结果中提取的组分场数据、通过下式计算：

其中，x为CO2摩尔浓度，ε为CO2摩尔浓度的背景值。

优选地，所述混相程度C通过下式计算：

C＝C_p+C_s (4)。

优选地，所述相对混相程度C_x通过下式计算：

优选地，还包括基于从数值模拟结果中提取的气相饱和度场数据、通过下式计算CO2气相波及系数C_sg：

优选地，根据本发明的CO2驱油混相程度的确定方法还包括基于从数值模拟结果中提取的界面张力场数据、通过下式计算界面张力降比系数C_γ：

优选地，根据本发明的CO2驱油混相程度的确定方法还包括基于从模型的模拟结果提取的原油粘度场数据、通过下式计算降粘指数C_μ：

其中，S_o为含油饱和度，μ_o为原油粘度，μ_o ⁰为原油初始粘度。

优选地，根据本发明的CO2驱油混相程度的确定方法还包括基于从模型的模拟结果提取的原油体积系数场数据、通过下式计算增弹指数C_o：

其中，B_o为原油体积系数，B_o ⁰为原油初始体积系数。

现有技术仅是将CO2驱分为混相驱和非混相驱，还没有方法定量表征CO2驱的混相程度。本发明根据工区数值模拟结果，从中分别提取各类参数场，并由相应的公式计算混相体积系数、近混相体积系数、CO2组分波及系数、气相波及系数、界面张力降比系数、降粘指数、增弹指数等，实现了CO2驱过程中油气混相程度的定量表征、各项机理的定量计算，并可用于CO2驱项目筛选、油藏工程方案的优化和驱油效果评价。

本发明的方法和装置具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施例中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施例中进行详细陈述，这些附图和具体实施例共同用于解释本发明的特定原理。

附图说明

通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。

图1为低渗透油藏井间连线上压力分布曲线；

图2为根据本发明的示例性实施方案的CO2驱油混相程度的确定方法的流程图；

图3示出纯CO2区体积分数随时间变化趋势；

图4示出低界面张力区体积分数随时间变化趋势；

图5示出CO2组分波及系数随时间变化趋势；

图6示出气相波及系数随时间变化趋势；

图7示出界面张力降比系数随时间变化趋势；

图8示出降粘指数随时间变化趋势；

图9示混相程度和相对混相程度变化趋势；

图10示出增弹指数随时间变化趋势。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

本发明提出了一种CO2驱油混相程度的确定方法，该方法首先分析建立目标工区CO2驱数值模拟模型，并进行数值模拟运算；根据模拟结果进行统计，获得工区注CO2后不同时间的参数场，包括含油、气饱和度场、界面张力场、CO2摩尔浓度场、原油粘度场和原油体积系数场；根据不同时间的各参数场，分别通过不同公式可计算出混相体积系数、近混相体积系数、CO2组分波及系数；基于混相体积系数与近混相体积系数获得油藏条件下混相程度，并基于混相程度和组分波及系数可求出相对混相程度；该方法还包括求取气相波及系数、界面张力降比系数、降粘指数、增弹指数等。

以下参考图1详细描述根据本发明示例性实施例的CO2驱油混相程度的确定方法，其主要包括以下步骤：

步骤1：根据油藏的实际状况建立注CO2数值模拟模型并进行数值模拟计算。

根据油藏实际，可建立典型概念模型或实际油藏三维数值模拟模型，并开展数值模拟计算。

步骤2：基于数值模拟结果获取注CO2后不同时间的参数场数据。

从模型的模拟结果中提取的参数场数据可以包括气相饱和度场数据、界面张力场数据、组分场数据、原油粘度场数据、原油体积系数场数据。

步骤3：根据不同时间的参数场数据计算混相体积系数C_p、近混相体积系数C_s以及CO2组分波及系数C_c。其中，混相体积系数即为纯CO2区体积分数，近混相体积系数即为低界面张力区体积分数。

具体地，所述混相体积系数C_p基于从数值模拟结果中提取的气相饱和度场数据、通过下式计算：

其中，S_w为含水饱和度，S_g为含气饱和度，V为体积变量，φ为孔隙度，PV为孔隙体积。

具体地，所述近混相体积系数C_s基于从数值模拟结果中提取的界面张力场数据、通过下式计算：

其中，γ界面张力；γ_c为临界界面张力，其值大小等于相对渗透率曲线发生变化所对应界面张力的值。

具体地，所述CO2组分波及系数C_c基于从数值模拟结果中提取的组分场数据、通过下式计算：

其中，x为CO2摩尔浓度，ε为CO2摩尔浓度的背景值。

步骤4：基于步骤3的结果计算油藏条件下混相程度C。

具体地，所述混相程度C通过下式计算：

C＝C_p+C_s (4)。

即，混相体积系数与近混相体积系数求和即可获得油藏条件下混相程度。

步骤5：基于步骤3和步骤4的计算结果计算相对混相程度C_x。

具体地，所述相对混相程度C_x通过下式计算：

在示例性实施方案中，该方法还包括基于从数值模拟结果中提取的气相饱和度场数据、通过下式计算CO2气相波及系数C_sg：

在示例性实施方案中，该方法还包括基于从数值模拟结果中提取的界面张力场数据、通过下式计算界面张力降比系数C_γ：

在示例性实施方案中，该方法还包括基于从数值模拟结果中提取的原油粘度场数据、通过下式计算降粘指数C_μ：

其中，S_o为含油饱和度，μ_o为原油粘度，μ_o ⁰为原油初始粘度。

在优选实施方案中，该方法还包括基于从数值模拟结果中提取的原油体积系数场数据、通过下式计算增弹指数C_o：

其中，B_o为原油体积系数，B_o ⁰为原油初始体积系数。

根据上述计算结果，可确定注CO2后不同时间的混相程度和各驱油机理发挥作用的大小，这些结果可直接用于CO2驱项目筛选、油藏工程方案的优化和驱油效果评价。

应用示例

下面以在某油田注CO2驱混相程度的计算为例来说明本发明的实施过程以及相关效果。

根据油田实际，建立注CO2数值模拟模型。

从模拟结果中提取含气饱和度场数据，并计算不同时刻下的纯CO2区体积分数(混相体积系数)。纯CO2区体积分数随时间变化趋势如图3所示。

从模拟结果中提取界面张力场数据，并计算低界面张力区体积分数(近混相体积系数)。低界面张力区体积分数随时间变化趋势如图4所示。

从模拟结果中提取组分场数据，并计算CO2组分波及系数。CO2组分波及系数随时间变化趋势如图5所示。

根据以上的计算结果计算混相程度和相对混相程度，如图9所示。

从模拟结果中提取气相饱和度场数据，并计算以气相存在的CO2的波及系数。气相波及系数随时间变化趋势如图6所示。

从模拟结果中提取界面张力场数据，并计算界面张力降比系数。界面张力降比系数随时间变化趋势如图7所示。

从模拟结果中提取原油粘度场数据，并计算降粘指数。降粘指数随时间变化趋势如图8所示。

从模拟计算提取原油体积系数场数据，并由下式计算增弹指数。增弹指数随时间变化趋势如图10所示。

将混相程度用于该油田方案优化，优化结果如表1所示。

表1某工区注入CO₂纯度优化结果

CH4含量(％)	0	5	10	15	20
						气相波及系数(％)	35.20	35.57	36.34	36.82	36.10
组分波及系数(％)	65.54	64.67	64.51	64.39	63.00
						组分-气相	25.94	29.10	28.17	27.57	26.91
混相程度	23.6	23.27	22.57	22.13	19.21
						采收率	17.33	16.99	16.93	16.67	15.42

将混相程度用于部分油田的效果评价如表2所示。

表2部分油田注CO2驱混相程度评价

本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中的技术的改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。

Claims (5)

1.一种CO2驱油混相程度的确定方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

1)根据油藏的实际状况建立注CO2数值模拟模型并进行数值模拟计算；

2)基于数值模拟结果获取注CO2后不同时间的参数场数据；

3)根据不同时间的参数场数据计算混相体积系数C_p、近混相体积系数C_s以及CO2组分波及系数C_c；

4)基于步骤3)的结果计算油藏条件下混相程度C；

5)基于步骤3)和4)的结果计算相对混相程度C_x；

所述混相体积系数C_p基于从数值模拟结果中提取的气相饱和度场数据、通过下式计算：

其中，S_w为含水饱和度，S_g为含气饱和度，V为体积变量，φ为孔隙度，PV为孔隙体积；所述近混相体积系数C_s基于从数值模拟结果中提取的界面张力场数据、通过下式计算：

其中，γ为界面张力，γ_c为临界界面张力，γ_c值大小等于相对渗透率曲线发生变化所对应界面张力的值；所述CO2组分波及系数C_c基于从数值模拟结果中提取的组分场数据、通过下式计算：

其中，x为CO2摩尔浓度，ε为CO2摩尔浓度的背景值；

所述混相程度C通过下式计算：

C＝C_p+C_s (4)；

所述相对混相程度C_x通过下式计算：

2.根据权利要求1所述的CO2驱油混相程度的确定方法，其特征在于，还包括基于从数值模拟结果中提取的气相饱和度场数据、通过下式计算CO2气相波及系数C_sg：

3.根据权利要求1所述的CO2驱油混相程度的确定方法，其特征在于，还包括基于从数值模拟结果中提取的界面张力场数据、通过下式计算界面张力降比系数C_γ：

4.根据权利要求1所述的CO2驱油混相程度的确定方法，其特征在于，还包括基于从模型的模拟结果提取的原油粘度场数据、通过下式计算降粘指数C_μ：

其中，S_o为含油饱和度，μ_o为原油粘度，μ_o ⁰为原油初始粘度。

5.根据权利要求1所述的CO2驱油混相程度的确定方法，其特征在于，还包括基于从模型的模拟结果提取的原油体积系数场数据、通过下式计算增弹指数C_o：

其中，B_o为原油体积系数，B_o ⁰为原油初始体积系数。

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