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CO_2驱相对渗透率测试方法研究

董驰  
【摘要】:我国有丰富的低渗透油层资源,目前已探明的原油地质储量达70多亿吨,但由于低渗透油田具有低渗、低孔、自然产能低,储层物性差、层间非均质性强、流体的流动具有非达西流等特征,水驱开发效果差。受目前理论与技术发展的限制,采收率只能达到20%左右,远低于中、高渗透层水驱—化学驱后采收率,可见,低渗透油层有巨大的采油潜力。经过实践和研究证明,以CO_2作为驱油剂注入油藏,可以大幅度地提高低渗透油田的原油采收率。 国内外对CO_2驱提高油气采收率技术进行了大量的研究,其中相对渗透率曲线对研究流体分布具有很重要的作用。正确认识CO_2在混相和非混相驱条件下的驱油特征,得到准确的相对渗透率曲线,是研究CO_2的波及体积、驱油效果、精细油藏描述、方案优化设计的基础。经过调研发现,目前国内对CO_2非混相驱相渗曲线测试的通用方法为非稳态法,但是,考虑的影响因素不够全面;而对CO_2混相驱相渗曲线的测试方法研究较少。 本文在对CO_2驱提高原油采收率机理和CO_2驱相渗曲线形态影响因素理论分析的基础上,利用室内实验方法对低渗透岩心CO_2非混相驱和混相驱的相渗曲线测定方法进行了研究。完善了CO_2非混相驱相渗曲线测试方法,并用稳态法对CO_2混相驱相渗曲线进行了测试。对得到的相渗曲线对比分析可知:CO_2驱时低渗透岩心启动压力、气体滑脱效应、CO_2溶解度以及流体粘度变化均对测试结果存在影响。其中,低渗透岩心启动压力主要影响油相相对渗透率值,气体滑脱效应主要对气相相对渗透率值有一定的影响,在不考虑这两个因素的情况下得到的相渗曲线值均偏高;CO_2溶解度主要对岩心含气饱和度的计算结果产生影响;流体粘度随着CO_2含量的变化是不断变化的,计算过程中不考虑该因素会导致曲线形态存在一定偏差。CO_2混相驱时与非混相驱相比,两相驱跨度较大,气相相对渗透率端点较大。


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