[发明专利]一种CO2驱油混相程度的确定方法

说明书

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。

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