苑志旺

(中海油研究總院有限責任公司)

自20世紀40年代，低滲透油藏注氣開發(fā)相關(guān)技術(shù)逐步受到重視[1-2]。目前，全球范圍內(nèi)已有過千項注氣項目，初步建立注空氣、天然氣、液化石油氣、二氧化碳、氮氣和煙道氣等開發(fā)技術(shù)系列。注氣開發(fā)已成為提高低滲透油藏采收率的一種行之有效手段[3]。由于流體在低滲透油藏滲流中存在啟動壓力梯度，確定合理技術(shù)注采井距以克服流體滲流啟動壓力梯度，是確保低滲透油藏高效注氣開發(fā)的關(guān)鍵之一。近年來，一些學者對低滲透油藏注水井與采油井合理技術(shù)井距進行了深入的研究[4-7]，但未考慮地層條件下CO2流體相態(tài)特征、井網(wǎng)類型等因素，此外也少有針對低滲透率注CO2驅(qū)注氣井與采油井合理技術(shù)井距相關(guān)研究報道。

本文以CO2在油藏狀態(tài)下的物化特征分析為基礎(chǔ)，應用滲流力學基本理論，在綜合考慮井網(wǎng)類型、注采量等因素影響下，推導注CO2氣井與采油井之間的壓力梯度分布公式，表征注采井間驅(qū)動壓力梯度的變化關(guān)系。研究結(jié)果表明，當注采井間最小驅(qū)動壓力梯度達到最大啟動壓力梯度時，對應的注采井距即為油層有效動用的最大技術(shù)注采井距[4]，以此為基礎(chǔ)指導確定低滲CO2驅(qū)油藏合理技術(shù)注采井距。實例表明，所述方法簡單實用，較先前采用的注采井距計算方法更為合理。

一、 油藏狀態(tài)CO2的物化特征

氣、液、固是物質(zhì)存在的三種狀態(tài)，隨著壓力、溫度變化，物質(zhì)的存在狀態(tài)會相應改變。圖1標出了CO2在不同溫度、壓力下的相態(tài)。超臨界流體是處于臨界溫度Tc和臨界壓力pc以上，處于氣態(tài)和液態(tài)之間的流體。在相圖中，當氣-液兩相共存線自三相點延伸到氣液臨界點后，氣相與液相混為一體，其性質(zhì)均一，相間的界線消失，物質(zhì)成為非氣非液的單一相態(tài)，即超臨界狀態(tài)，此時物質(zhì)不能再被液化。

圖1 CO2相圖

圖1中陰影部分即為超臨界CO2流體。CO2的臨界溫度為31.26℃，臨界壓力為7.38 MPa。氣固、液固、氣液的交點即為CO2的三相點[8-9]。

對于大多數(shù)注CO2開發(fā)的油藏，儲層溫度一般高于CO2的臨界溫度(31.26℃)，因此，CO2在油藏狀態(tài)下多以單相流體形式存在，其密度與原油密度相近[10]，如在溫度為85.1℃，壓力為20.26 MPa油藏狀態(tài)下，CO2密度為0.85 g/cm3。

二、低滲CO2驅(qū)油藏注采模型的建立與求解

在低滲油藏滲流時，當壓力梯度較大時表現(xiàn)為達西流，壓力梯度小時表現(xiàn)為非達西流，證實了低滲油田具有啟動壓力梯度，即為在流速與壓差關(guān)系圖上直線段延長線與壓差坐標軸相交處不為零。宏觀上可理解為：當壓差只有大于某一臨界值時，流體才開始流動，該臨界值即為啟動壓力梯度。非達西滲流規(guī)律描述如下：

(1)

根據(jù)勢的定義[11-12]，對于具有啟動壓力梯度的低滲透油氣藏有：

(2)

圖2 n點井網(wǎng)注采單元中一注一采示意圖

(3)

對式(3)兩邊同時求導，將式(2)代入：

(4)

由徑向流產(chǎn)能公式可得：

(5)

(6)

在油未被啟動之前，可認為：①地層的流體近似認為處于靜止狀態(tài)，此時用于描述流體滲流的黏度參數(shù)μo、μM、μg可近似認為相等；②流體為單相滲流，Ko、Kg、KM近似認為相等。將式(5)和式(6)代入式(4)， 整理后得A、B兩井主流線上任意一點M處的壓力梯度表達式為：

(7)

若要注采井間處的油流動，需要滿足G≥0，故當注采井間的最小壓力梯度等于0時，井距達到最大，以此來確定低滲透油藏注氣井與采油井合理技術(shù)注采井距的計算。

(8)

式(8)表明，在確定注氣井井底壓力、生產(chǎn)井底壓力、地層壓力和啟動壓力梯度后，可以通過牛頓迭代法確定出注采井之間的合理技術(shù)井距、注采井間任意一點的驅(qū)替壓力梯度及最小驅(qū)替壓力梯度點。

此外，在地層原油未被啟動之前，式(8)未考慮流體黏度、儲層滲透率等參數(shù)對驅(qū)動壓力梯度的影響，因此，該公式也可用于低滲透油藏注水井與采油井合理技術(shù)注采井距的計算。

三、實例應用研究

某油田一區(qū)塊為低孔、低滲砂巖油藏，天然巖心注CO2驅(qū)啟動壓力梯度λ= 0.05 MPa/m，平均滲透率為3.20 mD，目前地層壓力為20.4 MPa，生產(chǎn)井井底流壓0.1 MPa，注入井井底流壓30 MPa，且采用七點井網(wǎng)注氣方式開發(fā)，油藏溫度為 85.1 ℃。在油藏條件下，油黏度為5.8 mPa·s，CO2黏度為0.075 mPa·s。

1.合理技術(shù)注采井距的確定

根據(jù)驅(qū)動壓力梯度表達式(8)通過牛頓迭代法確定出注采井之間的合理技術(shù)井距、注采井之間任意一點的驅(qū)動壓力梯度及最小驅(qū)替壓力梯度點。

由程序計算出合理技術(shù)注采井距為R=223 m，最小驅(qū)替壓力梯度點位于r=110 m 處，注采井之間的驅(qū)動壓力梯度分布見圖3。

2.國外低滲透油藏氣驅(qū)注采井距分析

按照美國《油氣雜志》2008年公布的《世界EOR調(diào)查報告》[13](次/兩年)，統(tǒng)計世界低滲透油藏(滲透率<10 mD)注CO2項目采用的注采井距，并作出CO2驅(qū)注采井距與實施項目個數(shù)分布圖，見圖4。

圖3 注采井之間的驅(qū)動壓力梯度分布曲線

圖4 2008年世界低滲透油藏(滲透率<10 mD)

從圖4中可以得出，在2008年世界低滲透油藏(滲透率<10 mD)成功進行注CO2項目中，選擇注采井距分布在200～400 m 的油藏最多。

3.合理技術(shù)注采井距算法對比分析

在地層原油未被啟動之前，未考慮流體黏度、儲層滲透率等參數(shù)對驅(qū)動壓力梯度的影響，可以使用常用的注水井與采油井合理技術(shù)井距計算方法進行計算，唐伏平法[12]和陳家曉法[13]計算的合理技術(shù)注采井距分別為161 m和598 m，與本文推導的式(8)計算結(jié)果223 m相差較大。

通過合理技術(shù)注采井距算法對比分析，可看出公式(8)考慮了多種因素對注采井距的影響，同時計算所得結(jié)果與2008年世界低滲透注CO2驅(qū)油藏(滲透率<10 mD)普遍選用的注采井距最為吻合，證實了本文計算方法的可靠性。

四、認識與討論

(1)CO2的臨界溫度和臨界壓力值均較低，在大多數(shù)油藏狀況下CO2為超臨界態(tài)流體。

(2)應用滲流力學基本理論，綜合考慮井網(wǎng)類型、注采量、啟動壓力梯度等因素的影響，建立注CO2氣井與采油井之間的壓力梯度分布公式，表征注采井間驅(qū)動壓力梯度的變化。

(3)注采井間最小驅(qū)動壓力梯度達到最大啟動壓力梯度時，對應的注采井距即為油層有效動用的最大技術(shù)注采井距，以此為基礎(chǔ)指導確定低滲CO2驅(qū)油藏合理技術(shù)注采井距。

(4)實例表明，本文建立的合理注采井距計算方法簡單實用、合理可靠，對其它低滲注氣驅(qū)油藏合理井距確定具有一定的借鑒意義。

符號注釋

G—驅(qū)動壓力梯度, MPa/m；Gmin—最小驅(qū)動壓力梯度, MPa/m；λ—啟動壓力梯度, MPa/m；h—有效厚度, m；ho—油井射孔厚度, m；hg—氣井射孔厚度, m；K—滲透率, mD；pe—地層壓力,MPa；pinf—注氣井井底壓力,MPa；pwf—生產(chǎn)井井底壓力,MPa；qh—單位地層厚度產(chǎn)量, m3/(d·m)；qo—產(chǎn)油量, m3/d；qg—注氣量, m3/d；R—注采井距,m；re—泄油半徑,m；rw—井筒半徑,m；φ—勢；φe—無限大地層供給邊界處的勢；φM—注采井間任意一點M的勢；μM—M出流體黏度, mPa·s；μo—原油黏度, mPa·s；μg—注入氣黏度, mPa·s。

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