3實驗驗證與討論

為了驗證動態(tài)預(yù)測數(shù)學(xué)模型計算結(jié)果的可靠性，設(shè)計了CO2驅(qū)并聯(lián)實驗。具體實驗流程如下：

1）先測量巖心孔隙度、滲透率。

2）再次將巖心在相同溫度條件下烘干10 d，抽真空飽和氘水。

3）進(jìn)行核磁測試，由于核磁測試的信號為氫信號，因此檢測不到氘水所占據(jù)空間，此時T2譜反映了原油在巖心孔隙中的分布。

4）將建立束縛水飽和的巖心老化240 d后，在60℃、19.25 MPa驅(qū)替壓力和18.75 MPa回壓的條件下對2塊樣單獨進(jìn)行CO2驅(qū)替。

5）重新飽和油，在相同溫壓條件下進(jìn)行CO2并聯(lián)驅(qū)替，記錄實驗數(shù)據(jù)。

核磁共振測試結(jié)果表明：C8-1孔隙度為10.54%，含油飽和度73.17%，單獨進(jìn)行CO2驅(qū)替殘余油飽和度為30.1%，計算采收率58.86%，并聯(lián)驅(qū)替后殘余油飽和度59.8%，采收率18.19%；C8-2巖樣孔隙度11.75%，含油飽和度84.31%，單獨進(jìn)行CO2驅(qū)采收率74.93%，并聯(lián)驅(qū)替采收率可達(dá)73.54%。

以時間為節(jié)點，運用節(jié)點分析法計算任一驅(qū)替時刻前緣位置以及見氣時間和驅(qū)替結(jié)束時間（圖3）。選擇時間步長為2 s，從驅(qū)替開始起算，在2 s的時間里部分CO2開始進(jìn)入喉道內(nèi)部的同時導(dǎo)致驅(qū)替壓差發(fā)生變化，進(jìn)一步導(dǎo)致CO2-原油體系的界面張力以及原油黏度發(fā)生改變。因此，將驅(qū)替進(jìn)行2 s后的實際驅(qū)替壓差以及對應(yīng)的界面張力、黏度等參數(shù)代入第2個時間步參與計算，依次迭代，直至CO2驅(qū)過程結(jié)束。運用該方法，結(jié)合喉道大小及分布頻率特征計算得到C8-1和C8-2巖心并聯(lián)CO2驅(qū)替全過程生產(chǎn)動態(tài)（圖4、圖5）。由圖3可知：見氣時間與驅(qū)替結(jié)束時間隨喉道半徑的增大而縮短，且喉道越大縮短幅度越小。喉道半徑越大，驅(qū)替結(jié)束時間與見氣時間的差值越小，可以推斷物性較好的油藏見氣后氣油比上升較快。

圖4為并聯(lián)CO2驅(qū)替C8-1樣品采出程度和實驗時間的關(guān)系曲線，由于并聯(lián)實驗結(jié)束時該樣品并沒有見氣，因此并聯(lián)驅(qū)替全過程氣油比為0；圖5為并聯(lián)CO2驅(qū)替結(jié)束時C8-2樣品采出程度、氣油比與實驗時間的關(guān)系曲線，該樣品滲透率較大，并聯(lián)驅(qū)替結(jié)束時采收率較高。驅(qū)替至18.5 min時首次見氣，之后采出程度迅速增加，氣油比緩慢增加；驅(qū)替至37.1 min時，采出程度增加趨勢迅速減緩，而氣油比增加趨勢逐漸增大。由圖4、圖5可知實驗得到的采出程度、氣油比曲線與模型計算得到的曲線吻合較好。

總結(jié)以上分析認(rèn)為，CO2驅(qū)生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律為：在CO2驅(qū)替前緣未達(dá)到井口前采出端為純油流，此階段CO2-原油體系作用時間短，溶解降黏、萃取等作用效果不明顯，因此采油速度小、單井產(chǎn)量低且油井不見氣，如圖6中的純油區(qū)，該區(qū)域主要依靠CO2驅(qū)動力采油，采出程度曲線呈緩慢上升驅(qū)勢。隨著開發(fā)推進(jìn)，CO2-原油體系作用時間增加，溶解降黏、萃取等作用逐漸占據(jù)主要作用，原油黏度減小，此時油井開始緩慢見氣。如圖6中的傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)，油井產(chǎn)量增加，采油速度加快，采出程度曲線快速上升。在純油區(qū)向傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)過渡階段，采出程度曲線上存在一切點（圖6中A點），其對應(yīng)的時間18.6 min為見氣時間，對應(yīng)的采出程度14.1%為純油區(qū)推進(jìn)至井口時的采出程度。隨著CO2驅(qū)的持續(xù)進(jìn)行，傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)大部分已經(jīng)推進(jìn)至采油井附近，油井產(chǎn)氣量迅速增大的同時產(chǎn)油量迅速減小，采出程度緩慢增加直至穩(wěn)定。在傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)采出的末段，采出程度曲線上存在一切點（圖6中B點），該點所對應(yīng)的時間37.5 min近似為驅(qū)油結(jié)束時間，此時對應(yīng)的采出程度71.1%為傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)推進(jìn)至井口時的采出程度。此后氣油比迅速增大，CO2驅(qū)油進(jìn)入末期。

圖6 CO2驅(qū)生產(chǎn)動態(tài)圖版

注：A點為純油區(qū)向傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)過渡時的采出程度；B點為傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)末段達(dá)到采油井附近時的采出程度。

4現(xiàn)場應(yīng)用

H3試驗區(qū)長8低滲透油藏采用菱形反9點法井網(wǎng)形式，井排距為480 m×220 m，2017年7月開始注CO2開發(fā)，注入壓力為18.5 MPa，最小混相壓力為17.56 MPa。選取Y29-101井組，井組中各井孔隙度、滲透率、含油飽和度、油層厚度等參數(shù)如表2所示。截至2024年5月底，Y30-100井、Y30-101井見氣，其余生產(chǎn)井均未見氣。其中，Y30-101井氣油比達(dá)到383.6 m3/m3，分析原因為該井與注氣井間連通部分滲透率相對較大，因此該井率先見氣且氣油比較大。

表2 Y29-101井組基本情況

運用主流喉道半徑和滲透率之間的關(guān)系將滲透率換算為主流喉道半徑用于計算，滲透率由研究區(qū)三維地質(zhì)模型獲得。圖7為Y30-101井計算得到日產(chǎn)油量、氣油比和實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對比發(fā)現(xiàn)整體趨勢較為吻合。按照目前開發(fā)制度，預(yù)計2024年8月日產(chǎn)油量達(dá)到2.86 m3，氣油比達(dá)到907 m3/m3，隨后日產(chǎn)油量急劇降低，氣油比快速增加，開發(fā)人員可及時調(diào)整生產(chǎn)制度避免油井過早見氣。

圖7 Y30-101井生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測

5結(jié)論

1）毛細(xì)管力、毛細(xì)管效應(yīng)附加阻力與黏滯力一起構(gòu)成了超臨界CO2滲流阻力，喉道半徑越大，滲流阻力越小，驅(qū)替前緣壓力越大。隨著喉道半徑的增大，見氣及驅(qū)替結(jié)束時間縮短，二者之間的差值逐漸減小，且縮短幅度趨于平緩。

2）注采井間可劃分為純CO2區(qū)、傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)、純油區(qū)。CO2驅(qū)開發(fā)動態(tài)預(yù)測模型與實驗結(jié)果均表明：純油區(qū)階段采出程度緩慢增加，油井不產(chǎn)氣，采收率為18.6%；當(dāng)大喉道傳質(zhì)擴(kuò)散區(qū)前緣到達(dá)采油井時，采出程度曲線上出現(xiàn)一切點，此后采出程度迅速增加，油井開始產(chǎn)氣，采收率為71.1%；純CO2區(qū)前緣到達(dá)采油井時，采出程度曲線增幅迅速減小直至趨于平穩(wěn)，氣油比迅速增加，采收率為74.6%。

3）模型預(yù)測H3區(qū)生產(chǎn)井開發(fā)動態(tài)與實際生產(chǎn)動態(tài)相符，預(yù)計Y30-101井在2024年8月日產(chǎn)油量達(dá)到2.86 m3，氣油比達(dá)到907 m3/m3，隨后日產(chǎn)油量急劇降低，氣油比快速增加，開發(fā)人員可提前進(jìn)行開發(fā)方案的制定與調(diào)整，防止氣油比快速升高。