[发明专利]一种低渗透油藏CO2

权利要求书

1.一种低渗透油藏CO₂混相驱极限井距计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S1：建立低渗透油藏CO₂混相驱渗流物理模型；

所述渗流物理模型包括三个渗流区域：纯CO₂渗流区、CO₂浓度衰减区，纯油渗流区；所述渗流区域依据CO₂混相驱过程中流体性质的变化划分；

步骤S2：建立低渗透油藏CO₂混相驱渗流数学模型；

假设储层为低渗透非均质油藏、渗流符合油气两相等温非达西渗流、假设注采系统为直线井排、地层压力高于最小混相压力、考虑CO₂对原油的降粘作用、考虑油相启动压力梯度的变化，同时考虑CO₂混相驱过程中，气体与油层的溶解作用和离子传质作用以及吸附作用建立一维对流—扩散—吸附方程；采用矿场岩心启动压力梯度实验数据回归油相启动压力梯度G_o，确定混相波及区内油气混合物粘度为μ_mix，确定混相波及区内油气混合物启动压力梯度可以修正为G_mix；

步骤S3：求解所述低渗透油藏CO₂混相驱渗流数学模型；

以混相前缘推进距离和生产井压力波及范围作为依据来计算极限井距，考虑混相渗流阻力、预期产量、流体物性变化因素，确定低渗透油藏CO₂混相驱极限井距计算方法；按照纯CO₂渗流区、CO₂浓度衰减区、纯油区的顺序依次求解所述低渗透油藏CO₂混相驱渗流数学模型；所述按照纯CO₂渗流区、CO₂浓度衰减区、纯油区的顺序依次求解所述低渗透油藏CO₂混相驱渗流数学模型包括：计算纯CO₂渗流区内压差损耗和长度变化；计算CO₂浓度衰减区内CO₂浓度分布、压差损耗和长度变化；计算纯油区内压差损耗和长度变化；所述计算纯CO₂渗流区内压差损耗和长度变化的方法为：

首先计算储层中的渗流速度：

计算混相波及区内真实速度：

C/C₀＝0.5相对浓度点以速度u向前移动，经过时间t，平移距离为l_0.5＝ut，设纯CO₂渗流区长度为l₁，CO₂浓度衰减区长度为l₂，CO₂浓度衰减区半长度为0.5l₂，则C/C₀＝0.5相对浓度点平移距离：l_0.5＝l₁+0.5l₂；

纯CO₂渗流区长度：l₁＝l_0.5-0.5l₂；

纯CO₂渗流区流体渗流是符合达西定律的平面线性流，通过任意一截面的流量方程为：

式中，p_iwf为注气井底压力，p₁为纯CO₂渗流区中任一点压力，

压力分布方程为：

根据所述流量方程和所述压力分布方程可以得到：

消耗的压差Δp_g为：

式中，v—注入CO₂的渗流速度，m·s^-1；A—渗流截面积，m²；q—通过任一渗流截面的流量，m³/d；u—注入CO₂的真实速度，m·s^-1；φ—孔隙度，无量纲，取值0-1；S_or—残余油饱和度，无量纲，取值0-1；S_wc—束缚水饱和度，无量纲，取值0-1；l_0.5—C/C₀＝0.5相对浓度点以速度u经过时间t的平移距离，m；l₁—纯CO₂渗流区长度，m；l₂—CO₂浓度衰减区长度，m；0.5l₂—CO₂浓度衰减区半长度，m；K—绝对渗透率，10^－3μm²；μ_g—CO₂的黏度，mPa·s；x—CO₂气驱前缘推进距离，m；dp—油藏中任意一点处的压力微元，MPa；dx—距离微元，m；p₁—纯CO₂渗流区中任意一点处的压力，MPa；p_iwf—注气井底压力，MPa；p(x)—压力分布函数，MPa；Δp_g—消耗的压差，MPa；

所述计算CO₂浓度衰减区内CO₂浓度分布、压差损耗和长度变化的计算方法为：

CO₂浓度衰减区内CO₂浓度连续降低，油气混合物粘度及油相启动压力梯度连续上升，将CO₂浓度衰减区等分为n个网格，考虑每个网格内流体物性一致，使用方程计算每个网格内的CO₂浓度、使用方程计算每个网格内的原油粘度、使用方程计算每个网格内的油气混合物启动压力梯度，假设混相前缘CO₂浓度为C_f，时间步长为Δt，距离步长为Δx，计算不同时刻CO₂浓度衰减区长度l₂＝ΣΔx，运移时间T＝ΣΔt；

通过任意一截面的流量方程为：

压力梯度方程为：

压差可由压力梯度方程积分得到：

式中，C(x,t)—CO₂浓度函数，kg·m^-3，C₀—初始CO₂浓度，kg·m^-3，x—CO₂气驱前缘位置与CO₂浓度衰减区起始点之间的距离，m；v—注入CO₂的渗流速度，m·s^-1；t—CO₂注入的时间，s；D—CO₂在原油中的综合扩散系数，m²·s^-1；θ—微粒被捕集的速度系数，m^-1；erfc()—互补误差函数，无量纲；u—注入CO₂的真实速度，m·s^-1；β—微粒在岩石表面的吸附速度系数，1·s^-1；μ_mix—混相波及区油气混合物的黏度，mPa·s；μ_o—原油的黏度，mPa·s；μ_g—CO₂的黏度，mPa·s；C—注入CO₂浓度，kg·m^-3；G_mix—混相波及区油气混合物启动压力梯度，MPa/m；K—绝对渗透率，10^-3μm²；C_f—混相前缘CO₂浓度，kg·m^-3；Δt—时间步长，s；Δx—距离步长，m；T—传质运移时间，s；l₂—CO₂浓度衰减区长度，m；q—通过任一渗流截面的流量，m³/d；A—渗流截面积，m²；dp—油藏中任意一点处的压力微元，MPa；dx—距离微元，m；Δp_mix—CO₂浓度衰减区消耗压差，MPa；x_g-mix—CO₂浓度衰减区起始点坐标，m；x_mix-o—CO₂浓度衰减区末端点坐标，m；

所述计算纯油区内压差损耗和长度变化的计算方法为：

纯油区内，通过任意一截面的流量方程为：

压差方程为：

纯油区的长度l₃即纯油区的泄油半径为：

实际计算中，p_mix-o是与平均地层压力p_ε很接近的值，误差是由数值计算导致的，当混相前缘处的压力p_mix-o下降到平均地层压力p_ε时，注采井距恰好达到满足某一产量q的极限井距L，是纯CO₂渗流区、CO₂浓度衰减区、纯油区三个长度之和，即：L＝l₁+l₂+l₃；

式中，q—通过任一渗流截面的流量，m³/d；K—绝对渗透率，10^-3μm²；A—渗流截面积，m²；dp—油藏中任意一点处的压力微元，MPa；dx—距离微元，m；μ_o—原油的黏度，mPa·s；G_o—油相启动压力梯度，MPa/m；Δp_o—纯油区消耗的压差，MPa；x_mix-o—CO₂浓度衰减区末端点坐标，m；x_o—纯油区末端点坐标，m；l₁—纯CO₂渗流区长度，m；l₂—CO₂浓度衰减区长度，m；l₃—纯油区长度，m；p_mix-o—CO₂浓度衰减区末端点处油藏压力，MPa；p_gf—生产井井底流压，MPa；p_ε—平均地层压力，MPa；L—极限井距，m；

步骤S4：对关键算法的进行编程，关键算法的编程方法为：采用C#编程语言编程，①先求出真实速度，纯CO₂渗流区使用单相渗流公式求解；②划分网格，计算CO₂浓度衰减区内CO₂浓度分布、压差损耗和长度变化，采用试算法迭代求解计算主函数；③纯油渗流区压力由油气两相渗流区末端压力开始递减，用单相渗流公式计算，得到压差损耗和长度变化；④判断压差条件是否满足：Δp_g+Δp_mix|≤|p_iwf-p_ε|或Cⁱ(x,t)C_f两条件之一；根据油藏实际属性绘制低渗透油藏CO₂混相驱理论图版，计算井底流压对CO₂混相驱极限井距的影响、分析CO₂混相驱过程中不同参数的变化规律以及建立CO₂浓度衰减曲线的分布规律；所述的不同参数包括CO₂浓度、原油粘度和压力。