3实验验证与讨论

为了验证动态预测数学模型计算结果的可靠性，设计了CO2驱并联实验。具体实验流程如下：

1）先测量岩心孔隙度、渗透率。

2）再次将岩心在相同温度条件下烘干10 d，抽真空饱和氘水。

3）进行核磁测试，由于核磁测试的信号为氢信号，因此检测不到氘水所占据空间，此时T2谱反映了原油在岩心孔隙中的分布。

4）将建立束缚水饱和的岩心老化240 d后，在60℃、19.25 MPa驱替压力和18.75 MPa回压的条件下对2块样单独进行CO2驱替。

5）重新饱和油，在相同温压条件下进行CO2并联驱替，记录实验数据。

核磁共振测试结果表明：C8-1孔隙度为10.54%，含油饱和度73.17%，单独进行CO2驱替残余油饱和度为30.1%，计算采收率58.86%，并联驱替后残余油饱和度59.8%，采收率18.19%；C8-2岩样孔隙度11.75%，含油饱和度84.31%，单独进行CO2驱采收率74.93%，并联驱替采收率可达73.54%。

以时间为节点，运用节点分析法计算任一驱替时刻前缘位置以及见气时间和驱替结束时间（图3）。选择时间步长为2 s，从驱替开始起算，在2 s的时间里部分CO2开始进入喉道内部的同时导致驱替压差发生变化，进一步导致CO2-原油体系的界面张力以及原油黏度发生改变。因此，将驱替进行2 s后的实际驱替压差以及对应的界面张力、黏度等参数代入第2个时间步参与计算，依次迭代，直至CO2驱过程结束。运用该方法，结合喉道大小及分布频率特征计算得到C8-1和C8-2岩心并联CO2驱替全过程生产动态（图4、图5）。由图3可知：见气时间与驱替结束时间随喉道半径的增大而缩短，且喉道越大缩短幅度越小。喉道半径越大，驱替结束时间与见气时间的差值越小，可以推断物性较好的油藏见气后气油比上升较快。

图4为并联CO2驱替C8-1样品采出程度和实验时间的关系曲线，由于并联实验结束时该样品并没有见气，因此并联驱替全过程气油比为0；图5为并联CO2驱替结束时C8-2样品采出程度、气油比与实验时间的关系曲线，该样品渗透率较大，并联驱替结束时采收率较高。驱替至18.5 min时首次见气，之后采出程度迅速增加，气油比缓慢增加；驱替至37.1 min时，采出程度增加趋势迅速减缓，而气油比增加趋势逐渐增大。由图4、图5可知实验得到的采出程度、气油比曲线与模型计算得到的曲线吻合较好。

总结以上分析认为，CO2驱生产动态规律为：在CO2驱替前缘未达到井口前采出端为纯油流，此阶段CO2-原油体系作用时间短，溶解降黏、萃取等作用效果不明显，因此采油速度小、单井产量低且油井不见气，如图6中的纯油区，该区域主要依靠CO2驱动力采油，采出程度曲线呈缓慢上升驱势。随着开发推进，CO2-原油体系作用时间增加，溶解降黏、萃取等作用逐渐占据主要作用，原油黏度减小，此时油井开始缓慢见气。如图6中的传质扩散区，油井产量增加，采油速度加快，采出程度曲线快速上升。在纯油区向传质扩散区过渡阶段，采出程度曲线上存在一切点（图6中A点），其对应的时间18.6 min为见气时间，对应的采出程度14.1%为纯油区推进至井口时的采出程度。随着CO2驱的持续进行，传质扩散区大部分已经推进至采油井附近，油井产气量迅速增大的同时产油量迅速减小，采出程度缓慢增加直至稳定。在传质扩散区采出的末段，采出程度曲线上存在一切点（图6中B点），该点所对应的时间37.5 min近似为驱油结束时间，此时对应的采出程度71.1%为传质扩散区推进至井口时的采出程度。此后气油比迅速增大，CO2驱油进入末期。

图6 CO2驱生产动态图版

注：A点为纯油区向传质扩散区过渡时的采出程度；B点为传质扩散区末段达到采油井附近时的采出程度。

4现场应用

H3试验区长8低渗透油藏采用菱形反9点法井网形式，井排距为480 m×220 m，2017年7月开始注CO2开发，注入压力为18.5 MPa，最小混相压力为17.56 MPa。选取Y29-101井组，井组中各井孔隙度、渗透率、含油饱和度、油层厚度等参数如表2所示。截至2024年5月底，Y30-100井、Y30-101井见气，其余生产井均未见气。其中，Y30-101井气油比达到383.6 m3/m3，分析原因为该井与注气井间连通部分渗透率相对较大，因此该井率先见气且气油比较大。

表2 Y29-101井组基本情况

运用主流喉道半径和渗透率之间的关系将渗透率换算为主流喉道半径用于计算，渗透率由研究区三维地质模型获得。图7为Y30-101井计算得到日产油量、气油比和实际生产数据，对比发现整体趋势较为吻合。按照目前开发制度，预计2024年8月日产油量达到2.86 m3，气油比达到907 m3/m3，随后日产油量急剧降低，气油比快速增加，开发人员可及时调整生产制度避免油井过早见气。

图7 Y30-101井生产动态预测

5结论

1）毛细管力、毛细管效应附加阻力与黏滞力一起构成了超临界CO2渗流阻力，喉道半径越大，渗流阻力越小，驱替前缘压力越大。随着喉道半径的增大，见气及驱替结束时间缩短，二者之间的差值逐渐减小，且缩短幅度趋于平缓。

2）注采井间可划分为纯CO2区、传质扩散区、纯油区。CO2驱开发动态预测模型与实验结果均表明：纯油区阶段采出程度缓慢增加，油井不产气，采收率为18.6%；当大喉道传质扩散区前缘到达采油井时，采出程度曲线上出现一切点，此后采出程度迅速增加，油井开始产气，采收率为71.1%；纯CO2区前缘到达采油井时，采出程度曲线增幅迅速减小直至趋于平稳，气油比迅速增加，采收率为74.6%。

3）模型预测H3区生产井开发动态与实际生产动态相符，预计Y30-101井在2024年8月日产油量达到2.86 m3，气油比达到907 m3/m3，随后日产油量急剧降低，气油比快速增加，开发人员可提前进行开发方案的制定与调整，防止气油比快速升高。