特低渗透油藏CO2驱室内实验及数值模拟研究

随着我国油气勘探开发程度的不断提高,优质油气田的储量和产量逐年减少,低渗透油气田的储量和产量所占比例则逐年增大,已成为当前以及今后我国油气增储上产的主要资源。由于低渗透储层物性差,孔隙喉道细小,具有拟启动压力梯度等特点,注水压力高,吸水能力差,油井注水开发见效慢。油井见水后,产油和产液指数下降快,这给油田的稳产和增产造成了很大困难,如何有效开发特低渗透油藏是目前国内外面临的主要问题。 本文针对大庆龙虎泡油田高台子特低渗透油藏,利用室内实验及数值模拟,开展特低渗透油藏CO2驱可行性研究。在模拟地层条件下,利用室内实验测定和相态方程计算相结合,研究了CO2驱后油气相态变化规律,随CO2注入量增加,地层油溶解油气比、饱和压力、体积系数、收缩率、平均溶解系数和膨胀系数增大,粘度和密度降低,泡点压力、露点压力、临界压力升高,临界温度降低,相态图两相区面积增大,等液量线的间隔增大。 利用细管法测定原油与CO2的MMP为20.3MPa。在此基础上,进行了水驱、CO2混相驱和非混相驱油实验,结果表明:随着CO2注入压力增加, CO2突破时采收率、最终采收率、CO2换油率、CO2注入能力逐渐地增大;CO2突破后,生产气油比增加,压力越高,生产气油比越大;CO2混相驱采收率高于水驱,非混相驱采收率低于水驱;注气能力与注水能力之比为16.463以上。 利用一系列实验研究了高台子地层CO2驱油机理,定量提出了某些机理对驱油效率的贡献值。将CO2注入油层后,原油及束缚水中溶解大量的CO2,在地层条件下,原油粘度降低36.73%,原油体积膨胀20.53%,束缚水体积增加5.97%;当地层压力降低后,CO2形成游离气,产生膨胀能;随着CO2注入压力增加,油层条件下的气驱时油气界面张力下降;根据驱替压差和驱出流体体积的曲线,确定特低渗透油藏多相流时水驱启动压力梯度为CO2驱的2.9倍,注入CO2可降低地层的启动压力;CO2驱后,岩石孔隙结构发生变化,渗透率提高4%13%,岩石亲水性增强;改善相对渗透率,气相端点相对渗透率比水相端点渗透率低2.58倍以上,气油两相区范围高于水油两相区。 根据龙虎泡油田高台子油层试验井区地质特征、井网状况及开发现状,应用PETREL地质建模软件建立了相控地质模型。采用Eclipse中的组分模型对CO2注入方式、井网部署、注采压力、注采方式等进行了模拟。推荐方案为:井网加密方式采用井间加密,反九点法同步连续注气;注气压力为30MPa以上;采油井流压控制在2～3MPa左右。推荐的CO2驱方案模拟10年内采收率可达到33.07%,较水驱方案可提高20%以上。可见,大庆龙虎泡油田高台子特低渗透油藏采用CO2驱是可行的。