3實驗驗證與討論

為了驗證動態(tài)預測數學模型計算結果的可靠性，設計了CO2驅并聯實驗。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驅替壓力和18.75 MPa回壓的條件下對2塊樣單獨進行CO2驅替。

5）重新飽和油，在相同溫壓條件下進行CO2并聯驅替，記錄實驗數據。

核磁共振測試結果表明：C8-1孔隙度為10.54%，含油飽和度73.17%，單獨進行CO2驅替殘余油飽和度為30.1%，計算采收率58.86%，并聯驅替后殘余油飽和度59.8%，采收率18.19%；C8-2巖樣孔隙度11.75%，含油飽和度84.31%，單獨進行CO2驅采收率74.93%，并聯驅替采收率可達73.54%。

以時間為節(jié)點，運用節(jié)點分析法計算任一驅替時刻前緣位置以及見氣時間和驅替結束時間（圖3）。選擇時間步長為2 s，從驅替開始起算，在2 s的時間里部分CO2開始進入喉道內部的同時導致驅替壓差發(fā)生變化，進一步導致CO2-原油體系的界面張力以及原油黏度發(fā)生改變。因此，將驅替進行2 s后的實際驅替壓差以及對應的界面張力、黏度等參數代入第2個時間步參與計算，依次迭代，直至CO2驅過程結束。運用該方法，結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CO2驅替全過程生產動態(tài)（圖4、圖5）。由圖3可知：見氣時間與驅替結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，驅替結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CO2驅替C8-1樣品采出程度和實驗時間的關系曲線，由于并聯實驗結束時該樣品并沒有見氣，因此并聯驅替全過程氣油比為0；圖5為并聯CO2驅替結束時C8-2樣品采出程度、氣油比與實驗時間的關系曲線，該樣品滲透率較大，并聯驅替結束時采收率較高。驅替至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。

總結以上分析認為，CO2驅生產動態(tài)規(guī)律為：在CO2驅替前緣未達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驅動力采油，采出程度曲線呈緩慢上升驅勢。隨著開發(fā)推進，CO2-原油體系作用時間增加，溶解降黏、萃取等作用逐漸占據主要作用，原油黏度減小，此時油井開始緩慢見氣。如圖6中的傳質擴散區(qū)，油井產量增加，采油速度加快，采出程度曲線快速上升。在純油區(qū)向傳質擴散區(qū)過渡階段，采出程度曲線上存在一切點（圖6中A點），其對應的時間18.6 min為見氣時間，對應的采出程度14.1%為純油區(qū)推進至井口時的采出程度。隨著CO2驅的持續(xù)進行，傳質擴散區(qū)大部分已經推進至采油井附近，油井產氣量迅速增大的同時產油量迅速減小，采出程度緩慢增加直至穩(wěn)定。在傳質擴散區(qū)采出的末段，采出程度曲線上存在一切點（圖6中B點），該點所對應的時間37.5 min近似為驅油結束時間，此時對應的采出程度71.1%為傳質擴散區(qū)推進至井口時的采出程度。此后氣油比迅速增大，CO2驅油進入末期。

圖6 CO2驅生產動態(tài)圖版

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

4現場應用

H3試驗區(qū)長8低滲透油藏采用菱形反9點法井網形式，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、油層厚度等參數如表2所示。截至2024年5月底，Y30-100井、Y30-101井見氣，其余生產井均未見氣。其中，Y30-101井氣油比達到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)三維地質模型獲得。圖7為Y30-101井計算得到日產油量、氣油比和實際生產數據，對比發(fā)現整體趨勢較為吻合。按照目前開發(fā)制度，預計2024年8月日產油量達到2.86 m3，氣油比達到907 m3/m3，隨后日產油量急劇降低，氣油比快速增加，開發(fā)人員可及時調整生產制度避免油井過早見氣。

圖7 Y30-101井生產動態(tài)預測

5結論

1）毛細管力、毛細管效應附加阻力與黏滯力一起構成了超臨界CO2滲流阻力，喉道半徑越大，滲流阻力越小，驅替前緣壓力越大。隨著喉道半徑的增大，見氣及驅替結束時間縮短，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)、傳質擴散區(qū)、純油區(qū)。CO2驅開發(fā)動態(tài)預測模型與實驗結果均表明：純油區(qū)階段采出程度緩慢增加，油井不產氣，采收率為18.6%；當大喉道傳質擴散區(qū)前緣到達采油井時，采出程度曲線上出現一切點，此后采出程度迅速增加，油井開始產氣，采收率為71.1%；純CO2區(qū)前緣到達采油井時，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）模型預測H3區(qū)生產井開發(fā)動態(tài)與實際生產動態(tài)相符，預計Y30-101井在2024年8月日產油量達到2.86 m3，氣油比達到907 m3/m3，隨后日產油量急劇降低，氣油比快速增加，開發(fā)人員可提前進行開發(fā)方案的制定與調整，防止氣油比快速升高。