摘要

CO2驱能有效提高低渗透油藏采收率，但由于低渗透油藏普遍存在强非均质性，导致CO2驱开发动态难以准确预测。针对该问题，在综合考虑喉道大小及分布、CO2溶解降黏和界面张力变化等因素的基础上，结合CO2驱渗流力学理论，建立了基于时间节点的低渗透油藏CO2驱开发全过程动态预测模型。

该模型创新性地实现了考虑油藏微观非均质性的全过程动态预测。结果表明：喉道半径对CO2驱替初期的渗流阻力影响较大，同时CO2驱替过程中伴随的扩散-溶解-降黏-降阻的作用不断迭代耦合，导致同一时刻不同半径的喉道中CO2驱替前缘位置不同。这种差异反映在开发动态上表现为：储层孔喉半径越大、物性越好；油井见气时间越早，同一时刻油井的气油比越高。

根据注采井间CO2体积分数分布，可将驱替过程划分为纯CO2区、传质扩散区和纯油区3个区域。当大喉道传质扩散区前缘到达采油井时油井开始见气，油井产量也逐渐增大，此后采出程度迅速增加；纯CO2区前缘到达采油井时气油比迅速增加，油井产量迅速减小，采出程度曲线增幅减小直至趋于平稳。对比实验结果：模型预测采收率误差分别为5.7%和4.5%，气油比及采出程度曲线均比较吻合。运用该方法预测了H3试验区的开发动态，对分析CO2驱开发动态、及时调整气窜井开发制度起到了关键指导作用。

CO2驱油能够大幅减小界面张力，改善原油流动状况，已成为低渗透油藏有效提高采收率的重要方法之一。中国多为陆相沉积低渗透储层，微观孔喉结构复杂，非均质性普遍较强，影响了CO2驱开发效果。制定合理的开发技术政策，加强动态监测、及时调整开发方案可以有效提高低渗透油藏的采收率。复杂的非均质性特征决定了低渗透油藏渗流规律复杂，导致CO2驱开发动态难以准确预测和开发方案调整不及时。因此，准确预测低渗透油藏CO2驱开发动态是其高效开发的重点之一。

目前，实验室内借助核磁共振技术、CT扫描技术可从微观角度分析低渗透油藏多孔介质中CO2驱油的动态特征。现场开发人员根据生产数据来判断油井当前的开发动态，当油井见气时气窜通道已经形成，重新调整开发方案为时已晚，开发效果难以改善，可见对CO2驱开发动态预测尤为重要。迟杰等根据渗流力学理论及多相流体高温、高压物性参数建立了CO2驱油产能预测模型，用于预测CO2不同驱替状态下的油井产能；王玉霞等建立了多种井网形式及井排距条件下的CO2驱产能评价方法；ZHAO等通过室内三维物理实验和油藏数值模拟建立了CO2驱开发动态预测模型；陈祖华等认为限制采收率提高的主要原因是CO2的黏性指进和非均质性对注入CO2波及效率的影响；ZHOU等结合实验和数值模拟预测了不同生产条件下油藏的开发动态，并且建立了影响参数间的重要相关性；吴晓东等借助数值模拟手段与正交设计方法，建立了CO2驱产能计算方法。不管是当前的产能模型，还是Eclipse、CMG等商业软件都仅是从CO2驱油机理及渗流理论角度出发，忽略了低渗透油藏复杂的微观非均质性特征。特别是由孔喉大小引起的溶解-降黏-降阻的迭代耦合效应对CO2混相驱有着不可忽略的影响，是CO2驱开发动态难以准确预测的主要原因之一。

在明确岩心孔喉大小及分布的前提下，借助渗流力学基本理论，以毛管束模型为基础，运用时间节点分析法，分析了超临界CO2在多孔介质中的渗流特征，建立了低渗透油藏CO2驱开发全过程产量计算模型，为油田CO2驱开发动态预测、效果评价和剩余油表征提供理论支撑，指导油田进行开发政策的调整。

1孔喉结构特征及原油性质

1.1孔喉大小及分布

运用ASPE-730恒速压汞仪测量鄂尔多斯盆地H3地区长8段低渗透油藏的孔隙结构，实验结果表明：C8-1和C8-2孔隙半径分布范围介于40~320μm；C8-1喉道半径介于0.13~1.15μm，主流喉道半径为0.50μm；C8-2喉道半径介于0.29~1.93μm，主流喉道半径为1.03μm（表1）。C8-1、C8-2喉道半径分布频率拟合关系分别参见式（1）、式（2）；C8-1、C8-2孔隙半径分布频率拟合关系分别参见式（3）、式（4）。

表1恒速压汞实验结果

式中：x1h、x2h为C8-1、C8-2样品的喉道半径，单位μm；y1h、y2h为C8-1、C8-2样品不同尺寸的喉道数量，单位个；x1k、x2k为C8-1、C8-2样品的孔隙半径，单位μm；y1k、y2k为C8-1、C8-2样品不同尺寸的孔隙数量，单位个。

1.2润湿性

将储层岩石切片、抛光，用DSA100光学仪快速读取原油和岩石的接触角。测试结果表明，原油与岩石的接触角为55°，原油和岩石的前进角为67°，后退角为35°。

1.3 CO2溶解度及原油黏度

实验测定60℃和不同压力条件下CO2溶解度及原油黏度的变化特征。如图1所示，CO2溶解度与体系平衡压力呈近似线性关系，原油黏度与体系平衡压力呈近似指数关系。初始状态下，原油黏度为3.98 mPa·s，但当体系平衡压力上升到18 MPa时，原油黏度降低至0.59 mPa·s。

图1原油黏度/溶解度与体系平衡压力的关系

1.4最小混相压力

如图2所示，悬滴法测试结果表明：当体系平衡压力<12.64 MPa时，界面张力随体系平衡压力的增大而快速减小，其线性拟合的直线与X轴交点位于17.56 MPa，该体系平衡压力为多级接触最小混相压力；当体系平衡压力≥12.64 MPa时，界面张力减小幅度变缓，线性拟合的直线与X轴交点位于21.63 MPa，代表了CO2与原油一次接触最小混相压力。

图2悬滴法最小混相压力拟合关系

2开发动态预测模型

2.1渗流阻力分析

CO2进入孔喉时与原油的接触时间较短，来不及进行扩散、溶解，此时原油和CO2的物理性质尚未发生变化。超临界CO2进入喉道中所受毛细管阻力是由超临界CO2-原油界面张力、润湿接触角、孔喉半径等参数共同引起：

2.3开发动态预测模型

在实际驱替过程中注采井之间可以划分纯CO2区、CO2传质扩散区、纯油区。纯油区内只有单相的原油且物理性质不变；在CO2驱替前缘和扩散前缘之间形成CO2传质扩散区，该区域内原油黏度、界面张力随着驱替压差的变化而改变；在靠近注气井的位置为纯CO2区，该区域仅有单相CO2。这3个区域流体的黏度及界面性质各不相同。

由于各个油藏的实际情况存在差异，因此该模型应用的过程中需要结合油藏最小混相压力、喉道尺寸分布公式、驱替压力与界面张力的关系表达式、原油黏度与驱替压力的关系表达式等。