[发明专利]一种低渗透油藏CO2

摘要

本发明提供了一种低渗透油藏CO2混相驱极限井距计算方法。该方法包括：依据CO2混相驱过程中流体性质的变化划分的纯CO2渗流区、CO2浓度衰减区和纯油渗流区三个渗流区建立低渗透油藏CO2混相驱渗流物理模型；建立低渗透油藏CO2混相驱渗流数学模型；按照纯CO2渗流区、CO2浓度衰减区、纯油区的顺序依次求解低渗透油藏CO2混相驱数学模型；对关键算法的进行编程，根据油藏实际属性绘制低渗透油藏CO2混相驱理论图版。该方法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、流体物性变化等因素，计算模型与油藏实际属性更为相近，计算结果更为可靠，用于指导低渗透油藏的CO2混相驱开发。

主权项

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(MMP)、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；式中，G_o—油相启动压力梯度，MPa/m；μ_mix—混相波及区油气混合物的黏度，mPa·s；G_mix—混相波及区油气混合物启动压力梯度，MPa/m；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、流体物性变化等因素，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；步骤S4：对关键算法的进行编程，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。