世界上低渗透油田资源丰富，分布范围广泛。自“十五”以来，中国原油储量品质不断变差，新增储量渗透率显著下降，物性不断变差，近几年新发现的油藏一半以上是低渗透油田^[1-2]。在油田三次采油开发中，CO₂驱油提高采收率（CO₂-EOR）是一项已经在油田应用超过 40 a 的较为成熟的开发方式^[3-7]。据 2014 年全球 EOR 调查报告显示，正在实施的 CO₂-EOR 项目有 152 个，每年通过注 CO₂采出的原油约有1 470×10⁴ t。低渗透油层注水启动压力高，采取注气开发是较好的方法之一^[8-9]。

目前，由于CO₂导致的全球变暖已日趋严重，过去250 a中，大气CO₂质量浓度从280 mg/L急剧增加至 410 mg/L。自从 20世纪 90年代以来，CO₂地质封存就一直被认为是缓解大气中CO₂排放量的有效措施，其中由于稳定的盖层封闭特性和成熟的地面配套设施，油藏埋存成为CO₂地质封存的理想场所^[10]。据统计，CO₂-EOR 可提高石油采收率 8%～15%，采出 1 m³ 的原油需注入 2.4～3.0 t 的 CO₂ ^[8]。因此，在低渗透油藏中进行CO₂驱可达到提高采收率和地质封存的双重目的。

CO₂驱常用的驱替方式有CO₂连续注入（Contin⁃ uous gas injection（CGI））和水气交替注入（Water al⁃ ternating gas（WAG））2种^[11]，其中水气交替注入可分为气水段塞比恒定（Constant WAG，简称 CWAG）和气水段塞比逐渐减小（Tapered WAG，简称 TWAG）。针对低渗透油藏CO₂驱提高采收率和地质封存相结合的工程，不同的注入方式对目标函数累积产油量和 CO₂埋存量的影响程度不同，但目前的适应性多在于气驱和水驱的对比^[12-14]。此外，由于重力超覆、黏性指进等问题，导致 CO₂驱在低渗透油藏中的气窜问题较严重^[15-16]。因此，如何筛选最优的注入方式及其生产制度，满足不同决策需求是急需解决的科学问题。

数值模拟是CO₂驱提高采收率和地质封存研究的重要手段，也是目前最经济的研究方法之一^[17]。为此，笔者从数值模拟角度论证低渗透油藏 CO₂驱不同注入方式对提高采收率和地质封存的适应性，通过对比不同渗透率储层对提高采收率和地质封存的影响，得到不同优化目标下的最佳注入方式，同时优化最优注入方式下的生产气油比关井界限，以缓解注气开发CO₂气窜的问题。

1 典型机理模型及研究方案

1.1 模型建立

基于某低渗透油藏典型物性和流体参数，利用数值模拟技术建立一注一采的机理模型（图1），研究不同注入方式在不同储层渗透率下对不同优化目标（累积产油量和CO₂埋存量）的适应性。根据物质守恒原理，CO₂埋存量等于CO₂驱油和地质封存项目周期内累积注入 CO₂的量与累积产出 CO₂的量的差值，由于采用组分模型，因此可以根据注入和产出CO₂的量差异来进行计算，计算公式为：

模型网格数为100×1×5＝500个，平面上网格步长为 2.5 m×5 m，折算注采井距约为 250 m，垂向厚度为 25 m。储层平均孔隙度为 0.1，渗透率均值为 0.1~50 mD，原始含油饱和度为 0.78，原始地层压力为 12.9 MPa。模型采用三相组分模拟，拟组分为 6 个，分别是CO₂，C₁，C₂ ⁺，C₈ ⁺，C₁₁ ⁺ 和C₂₃ ⁺，状态方程选择 Peng-Robinson，相对渗透率曲线如图2所示。

选用数值模拟软件 ECLIPSE 中的相态模拟分析软件 PVTi 对原油高压 PVT 实验数据进行对比计算，利用CO₂-原油体系高压界面张力测定一次接触混相压力约为 23.8 MPa，在参数优化过程中重点考虑对原油性质和流动性质影响较大的饱和压力、 CO₂注入实验、恒组成膨胀实验的拟合（图3）。

1.2 方案设计

根据所建立的低渗透油藏典型机理模型，分别进行以下研究方案的适应性分析，为保证累积产油量和 CO₂埋存量具有可对比性，不同注入方式的模拟运算时间统一为20 a。在模拟过程中保持生产井定液生产（日注入量为0.1 m³ /d），设置最小井底流压下限为 3 MPa，注入井定流量注入（CO₂连续注入时 CO₂日注入量为 39 m³ /d，水气交替注入时日注水量为 0.1 m³ /d），设置注入井最大注入压力上限为原始地层压力的1.5倍，即19.35 MPa，由于原始地层压力 （12.9 MPa）和最大注入压力上限（19.35 MPa）都远小于最小混相压力（23.8 MPa），因此以下 2 方面研究中的 3 种 CO₂注入方式（CGI，CWAG 和 TWAG）均为非混相驱：①研究 CO₂连续注入（CGI）、水气交替注入-气水段塞比恒定（CWAG）和水气交替注入-气水段塞比逐渐减小（TWAG）3 种注入方式在不同储层渗透率（0.1~50 mD）下对提高采收率和地质封存的适应性，对比渗透率对提高采收率（累积产油量） 和地质封存（CO₂埋存量）的影响。②在上述最佳优化目标对应的注入方式研究结果的基础上，进一步优化最优注入方式下的生产气油比关井界限，以缓解注气开发CO₂气窜的问题。

2 不同渗透率储层CO₂驱适应性分析

2.1 CO₂连续注入方式

对储层渗透率为 0.1，1，5，10 和 50 mD 的模型，分别以 CGI 注入方式模拟运算 20 a，其累积产油量和 CO₂埋存量的变化如图4 所示。从图4 中可以看出，累积产油量和 CO₂埋存量对不同渗透率储层存在最优的结果，即当储层渗透率为 1 mD 时，累积产油量和 CO₂埋存量均最优，因此无论从提高采收率角度还是 CO₂地质封存角度上来看，渗透率为 1 mD 的特低渗透油藏更适合于 CO₂连续注入项目，这与传统渗透率越大提高采收率效果越明显的认识不一致。另外，当储层渗透率约为 0.1 mD 时，虽然累积产油量最低，但CO₂埋存量较大（埋存量仅次于渗透率为1 mD的储层）。

从模拟 20 a 后不同渗透率下剩余油剖面分布 （图5）可以看出，当渗透率为 0.1 mD 时驱替前缘较规则但整体波及体积较小；当渗透率大于 1 mD 时，顶部剩余油动用较明显，这与 CO₂气体的重力超覆作用有关，渗透率越大，重力超覆现象越明显，但同时造成整体波及体积的减小。

2.2 水气交替注入-气水段塞比恒定

对储层渗透率为 0.1，1，5，10 和 50 mD 的模型，分别以 CWAG 注入方式模拟运算 20 a，其累积产油量和 CO₂埋存量的变化如图6 所示。从图6 中可以看出，CWAG 注入方式的累积产油量和 CO₂埋存量的变化与 CGI 注入方式类似，即当储层渗透率为 1 mD 时，累积产油量和 CO₂埋存量均最优，但相对于图4中的CGI注入方式模拟结果，CO₂埋存量的数值约为前者的一半，因此 CWAG注入方式可能更适合于提高采收率项目。

从模拟 20 a 后不同渗透率下剩余油剖面分布 （图7）可以看出，剩余油分布规律与 CGI 注入方式的模拟结果基本类似，但 CO₂的重力超覆现象相对于CGI注入方式有明显改善。因此CWAG注入在一定程度上缓解了气体沿着油藏顶部气窜的趋势，波及体积有所增大，整体采收率有所提高。

2.3 水气交替注入-气水段塞比逐渐减小

对储层渗透率为 0.1，1，5，10 和 50 mD 的模型，分别以 TWAG 注入方式模拟运算 20 a，其累积产油量和 CO₂埋存量的变化如图8 所示。从图8 中可以看出，TWAG 注入方式的累积产油量和 CO₂埋存量的变化与 CWAG 注入方式类似。不同之处在于 TWAG 注入方式的累积产油量比 CWAG 注入方式的更高，但CO₂埋存量却有所降低，因此这种注入方式比CWAG注入方式更适合于提高采收率。

从模拟 20 a 后不同渗透率下剩余油剖面分布 （图9）可以看出，剩余油分布规律与 CWAG 注入方式的模拟结果基本类似，但 CO₂的重力超覆现象相对于 CWAG注入方式有所改善，因此波及体积有所增大，整体采收率也有所提高。

当储层渗透率低到一定程度时，实际油田注水是较困难的，因此对渗透率为0.1 mD条件下的水气交替注入中注入水的状况进行分析。从表1可以看出，CWAG 注入方式和 TWAG 注入方式的平均日注水量基本一致，但均远低于设定的注入量（0.1 m³ / d），这说明 0.1 m³ /d的配注量存在注不进去的问题，从注入压力也可以看出已达到最大注入压力上限。由于 TWAG 注入方式相对于 CWAG 注入方式随着交替轮次的增多后期注入的 CO₂逐渐减少，因此最后的累积CO₂注入量偏低，累积注水量偏高，导致其 CO₂埋存量最低。

2.4 不同优化目标下对应的最优注入方式

根据不同开发方式对应的提高采收率和CO₂埋存量的统计结果，绘制的不同渗透率下不同注入方式累积产油量和 CO₂埋存量的对比（图10，图11）可以看出，不同渗透率下CO₂连续注入（CGI）方式下的 CO₂埋存量均最大，因此该注入方式最适合于CO₂地质封存项目；水气交替注入-气水段塞比逐渐减小 （TWAG）注入方式在不同渗透率下累积产油量最大，因此该注入方式最适合于CO₂提高采收率项目； 水气交替注入-气水段塞比恒定（CWAG）注入方式在不同渗透率下累积产油量和CO₂埋存量处于中等水平，因此更适合于 CO₂提高采收率和地质封存相结合的项目。

3 最优注入方式下的生产气油比关井界限适应性分析

选取当储层渗透率为1 mD时，优化生产气油比关井界限，生产气油比优化范围为最大生产气油比的 0.2~1倍，根据模拟结果可知，该注入方式下的最大生产气油比为1 407.27 m³ /m³，因此不同生产气油比界限模拟方案为 281.45，562.91，844.36，1 125.82 和1 407.27 m³ /m³，分别对应0.2，0.4，0.6，0.8和1.0倍最大生产气油比，当生产气油比超过界限值时，就关闭生产气油比最大的生产层位。

3.1 CO₂连续注入方式

由不同生产气油比下的累积产油量和CO₂埋存量（图12）可知：当生产气油比界限设置为 0.8 倍的最大生产气油比时，该生产制度约束下的累积产油量最高，CO₂埋存量最少；当生产气油比界限设置为 0.4 倍的最大生产气油比时，该生产制度约束下的 CO₂埋存量最多。根据不同优化目标下对应的最优注入方式研究结果表明，CGI注入方式最适合于CO₂地质封存项目，因此建议该方式下设置生产气油比界限为 0.4倍的最大生产气油比约束下的工作制度进行生产。

3.2 水气交替注入-气水段塞比恒定

由 CWAG 注入方式下不同生产气油比下的累积产油量和 CO₂埋存量（图13）可知：当生产气油比界限设置为 0.8 倍的最大生产气油比时，该生产制度约束下的累积产油量最高；当生产气油比界限设置为 0.2 倍的最大生产气油比时，该生产制度约束下的CO₂埋存量最多；当生产气油比界限设置为0.2 倍的最大生产气油比时，该生产制度约束下的累积产油量和CO₂埋存量之和最大。根据不同优化目标下对应的最优注入方式研究结果表明，CWAG 注入方式更适合于CO₂提高采收率和地质封存相结合的项目，因此建议该方式下设置生产气油比界限为0.2 倍的最大生产气油比约束下的工作制度进行生产。

3.3 水气交替注入-气水段塞比逐渐减小

由 TWAG 不同生产气油比下的累积产油量和 CO₂埋存量（图14）可知：当生产气油比界限设置为 0.6倍的最大生产气油比时，该生产制度约束下的累积产油量最高，但此时的CO₂埋存量中等；当生产气油比界限设置为 0.2 倍的最大生产气油比时，该生产制度约束下的CO₂埋存量最多。根据不同优化目标下对应的最优注入方式研究结果表明，TWAG 注入方式最适合于 CO₂提高采收率项目，因此建议该方式下设置生产气油比界限为 0.6倍的最大生产气油比约束下的工作制度进行生产。

4 结论

提高采收率、CO₂地质封存、不同 CO₂注入方式等对不同渗透率储层均存在最优结果。其中，渗透率为 1 mD 的特低渗透储层更适合 CO₂驱提高采收率和地质封存的项目。在不同的 CO₂注入方式下， CO₂气体的重力超覆作用会造成顶部剩余油动用较明显，且这种现象会随着渗透率的增大而变得更为显著，从而导致CO₂纵向波及系数的降低，但TWAG 注入方式对重力超覆现象的缓解最明显，因此提高采收率效果最好。

在CO₂驱中采用生产气油比约束的工作制度将有利于 CO₂驱油或埋存。CGI 注入方式最适合于 CO₂地质封存项目，建议在生产气油比界限为0.4倍的最大生产气油比约束下生产；CWAG 注入方式更适合于 CO₂提高采收率和地质封存相结合的项目，建议在生产气油比界限为 0.2倍的最大生产气油比约束下生产；TWAG 注入方式最适合于 CO₂提高采收率项目，建议在生产气油比界限为 0.6 倍的最大生产气油比约束下生产。

符号解释

$CMI{T}_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$——CO₂驱油和地质封存项目周期内累积注入 CO₂的量，kmol；

$CMP{T}_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$——CO₂驱油和地质封存项目周期内累积产出 CO₂的量，kmol；

K——渗透率，mD；

${SC}_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$ ——CO₂埋存量，t。

参考文献