二氧化碳混相驱数值模拟结果的主要影响因素

1、二氧化碳混相驱数值模拟结果的主要影响因素摘要:结合胜利油区开展的低渗透油藏CO2混相驱先导试验，应用数值模拟方法，利用概念模型和实际油藏模型，确定了影响CO2混相驱数值模拟结果的主要因素，分析了模型设计及状态方程的选取等因素对CO2混相驱的影响程度。研究结果表明，网格参数的选取会对模拟结果产生重大影响，模型对储层参数的描述精度也是模拟成败的关键。关键词:二氧化碳;采收率;混相驱;数值模拟CO2混相驱油技术是提高油藏采收率的重要技术之一。CO2混相驱油模拟技术所用模型已从最初的改进黑油模型，到后来的传输扩散模型，发展到目前应用最广泛的组分模型。在目前的商业化数值模拟软件中，多数提供了混相驱的模拟

2、功能，如斯伦贝谢公司的组分模型Eclipse300和CMG公司的组分模型GEM等。CO2混相驱的机理主要体现在膨胀地层原油、改善原油流动性、形成溶解气驱、萃取和降低界面张力等方面。这些机理造成了油藏中不同位置原油的组成、粘度、体积系数、密度等参数均发生了较大的变化，这些变化须在模拟模型中得到真实的体现。通过实际应用来看，目前的组分模型能够描述CO2混相驱的主要机理。但是通过近几年笔者完成的研究项目来看，低渗透油藏CO2混相驱数值模拟研究也有着本身的技术特点，例如模型设计、相态分析的重要性更加突出，历史拟合精度要求更高，方案优化工作更加复杂等。因此在模拟研究过程中，必须重点体现这些技术特点，对影

3、响模拟的主要因素进行反映和刻画，是CO2混相驱模拟成败的关键。一、状态方程及其参数的确定 在流体研究过程中选择合适的状态方程是关键因素之一。目前的组分模型提供了多种状态方程，其中三参数状态方程SRK和PR应用最广。SRK方程适用于非极性分子及其混合物气液平衡计算，在天然气和凝析气休系的PVT相态计算中应用较广。PR方程考虑了分子密度对分子引力的影响，适用于含硫化氢和CO2等较强极性组分体系的气液平衡计算，因此，对于低渗透油藏CO2混相驱，选择三参数PR状态方程更为合适。在选择了状态方程后还须对状态方程的大量参数进行修正，其主要原因是利用模型库中的隐含参数进行计算可能会产生较大的误差。以高青油田

4、高89-1块流体参数为例，利用模型库中隐含参数计算的原油高压物性参数(体积系数、原油粘度、原油密度)与实验实测数据的误差约为20%a。为此，利用等组分膨胀实验、差异分离实验的相关参数，通过流体相态的回归计算对状态方程参数进行修正，以减少计算误差。1、组分的拟化考虑到模型模拟精度和运算速度的关系以及重组分所占比例较小的情况，目前在混相驱模拟中组分数一般确定为7-10个较为合适。因此在相态研究中须对原有的组分进行合并处理即组分的拟化，其原则是合并性质相近的组分，保证拟化前后流体相图的相似性。2、最小混相压力 日前细管实验是测定最小棍相压力的通用方法。在棍相驱数值模拟研究中，模拟细管实验是必须要做的

5、工作:须建立一维长细管模拟模型，通过调整模型参数拟合室内实验结果，一方面确定模拟模型的混相压力，另一方面，检验建立的组分状态方程是否适用。3、网格模型的设计 网格模型的设计在数值模拟研究中是基础的也是关键的一步，其中网格方向和网格步长的选择尤为重要。网格方向的选择除了考虑油藏渗透率的各向异性外，还须重点考虑网格划分所产生的网格方向效应3。对网格步长的选择来讲，理论上网格步长越小，计算结果越接近实际。但同时模拟成本也大大提高;网格步长大到一定程度则会发生数值弥散，驱替效率和波及系数产生失真的现象。利用了一个概念模型分别分析了网格方向和网格步长的选择对C02混相驱模拟所产生的影响。概念模型参数包括

6、油藏埋深为3000m，平均渗透率为4.7 x 10-3平方微米，平均孔隙度为10.9%，注采井距为300m，采用五点井网。3.1网格方向性的影响 为了分析网格方向性的影响，选用了2个典型网格方向进行分析，一个为对角网格模型，注采方向与网格方向成450;一个为平行网格模型，注采方向与网格方向一致。从模拟结果来看，如果在计算中选用目前最常用的五点差分算法，网格方向效应在混相驱过程中显得尤为明显。在对角网格模型中，计算驱替方向与注采方向不一致，这与实际情况相矛盾，计算驱替过程严重失真。而在平行网格模型中指进现象则过分严重。如果在计算中选用九点差分算法，从模拟结果来看，对角网格模型和平行网格模型的计算

7、驱替方向和与注采方向一致。从采出程度来看，对角网格的采出程度略高，但两者已经非常接近。因此，建议在CO:混相驱模拟中选择九点差分算法，虽然增加了模型计算时间，但可以避免网格方向的不利效应，是解决网格方向效应的最好方法。3.2网格步长的影响 网格步长对C02混相驱的影响程度要远远大于水驱(图1)。随着网格步长的减小，模型计算的水驱采收率增加，主要原因是随着网格步长的减小，数值弥散减少造成的;当网格步长减小到一定程度后，水驱采收率基本不再发生变化。因此对于水驱模拟来讲，一般会存在一个合理的经济的网格步长。但在C02混相驱模拟过程中则不存在经济的网格步长。从模拟结果看(图1)，随着网格步长的减小，模

8、型计算的气驱采收率减小，这与水驱的结论恰好相反，其原因是随着网格步长的减小，虽然数值弥散较少，计算的驱替效率增加，但不利的流度比使波及系数减小幅度更加明显，造成了采收率随着网格步长的减小呈明显的下降趋势，也导致了CO2混相驱模拟过程中难以利用网格步长与模型采收率及模型计算时间的关系确定经济的网格步长。因此，在CO2混相驱模拟中须针对具体油藏作用网格步长与采收率的关系曲线，以修正因网格步长造成的预测误差。二、储层参数 在C02混相驱过程中储层参数对开发效果的影响十分明显，虽然这些参数基本上是不可改变的，但了解其影响程度有利于开发方案的设计和模拟工作的开展。1、地层压力 以高89-1块低渗透油藏C

9、02混相驱为例，分析了在不同油藏压力下开展混相驱的开发效果。高89-1块的混相压力为28. 94MPa，在混相压力以上开展混相驱，预测采收率在29%以上;当地层压力下降到25MPa时开展混相驱，预测采收率下降为25.7%;当地层压力下降到20MPa时开展混相驱，预测采收率下降为21%，因此保持较高的地层压力对开展混相驱是十分必要的。2、渗透率 模拟研究表明，油藏渗透率对C02混相驱的开发效果有着明显的影响，随着渗透率的增加，采收率明显降低，经济注气孔隙体积倍数减小。如模型渗透率由10x10-3，平方微米，增加到50x10-3平方微米，模型采收率由30.3%下降为24.5%;经济注气孔隙体积倍数

10、由0.21降低为0.16。纵向上，随着渗透率的增加气体超覆现象变得更加明显，驱替效率降低。这也是在低渗透率薄层进行混相驱可以取得更好效果的原因。3、非均质性利用概念模型分析了油藏非均质性对.COZ混相驱开发效果的影响。模型1是渗透率为4.7 x 10-3，平方微米的均质模型;模型2为非均质模型，渗透率分别为4.7 x 10 -3 平方微米和10 x 10 -3 平方微米，面积各占50% ;模型3是渗透率为10 x 10-3,衬的均质模型。由图2可以看出，在均质模型下有效驱替体积比和采收率相对较高，在非均质模型下有效驱替体积比和采收率大幅下降，可见油藏的非均质性大大减小了注气的有效驱替体积，严重

11、影响注气的开发效果。4、裂缝 低渗透油藏会存在裂缝，利用概念模型分析了油藏无裂缝、裂缝方向与注采方向平行及裂缝方向与注采方向呈45情况下的CO2混相驱开发效果。概念模型的模拟结果表明，无裂缝模型的采收率为32.8%，斜交裂缝模型的采收率降为30.01%，而平行裂缝模型的采收率则大幅下降至23.19%。可见裂缝的存在对混相驱的开发效果影响较大。通过以上分析可以看出，地层压力、渗透率、非均质性和裂缝等储层参数是影响CO2混相驱的敏感性因素，因此在模拟模型中须利用现代油藏描述手段对以上因素进行精细的刻画，保证模拟结果的可靠性。三、方案设计参数CO2混相驱方案设计是一个复杂的系统工程，涉及到开发层系、

12、开发方式、开发井网和开发速度等，许多参数的确定与具体的油藏参数有关。这里仅介绍注气方式对开发效果的影响。目前在C0z混相驱实施方案中，在注气方式上以连续注气方式和气、水交替方式为主。以高89-1块为例分析了2种注入方式下的驱替效果和注水开发效果。从模拟结果来看，气、水交替注人方式远远好于连续注气方式(图3)。当模型的水驱残余油饱和度为0.325时，对于水驱开采方式来讲含油饱和度小于0.325的模型体积分数为0。但对于混相驱来讲，由于可以减小水驱残余油饱和度，提高驱油效率，连续注气方式开采情况下残余油饱和度小于0.325的模型体积分数为0.122。模型中含油饱和度大于0.6的部分基本代表了未动用

13、区域，水驱开采方式下模型体积分数为0.275，而连续注气开采方式下模型体积分数高达0.718，说明了连续注气的波及体积远远小于连续注水。而气、水交替注人方式则可以结合两者的优势，一方面使波及体积大大增加4-61，另一方面也可以提高驱油效率。因此，对于有条件注水开发的低渗透油藏在混相驱过程中可以利用水驱油波及体积比气驱高的原理将水驱与气驱相结合171，采用气、水交替的注人方式。四、结束语 CO2混相驱数值模拟研究有其技术特点，模型对地层压力、渗透率、非均质性和裂缝等储层参数的正确描述是模拟成败的基础;选取正确的网格参数及流体状态方程是正确模拟的关键。明确了在开展CO2,驱数值模拟研究中须考虑的技术方法，对开展CO2混相驱数值模拟研究具有一定的实用价值。参考文献:1 李福恺.黑油和组分模型的应用M.北京:科学出版社，1996.2 郝永卯，陈月明，于会利. CO2驱最小混相压力的测定与预测J.油气地质与采收率，2005,12(6):64-66.3 李允.油藏模拟M.东营:石油大学出版社，1998.4 张艳玉，崔