低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法技术领域
本发明涉及油田开发注采井距计算方法，特别是涉及到一种低渗透油藏CO2驱技术极
限井距确定方法。
背景技术
随着勘探开发技术的不断进步，低渗透油藏无论其储量和产量在我国石油开发中的
重要地位日益明显，但受油藏条件的限制，开发效果比较差，而二氧化碳作为一种优越
的驱油剂，用于驱油可大幅度提高该类油藏的动用率和采收率，使其开发效果得到显著
改善。
井网井距是二氧化碳驱方案设计的关键，特别是注采井距对开发效果具有重要的影
响。室内实验研究表明，由于低渗透油藏渗透率低，二氧化碳驱存在启动压力梯度，注
采井间驱替压力梯度只有大于启动压力梯度，才能实现有效驱替，因而存在极限注采井
距。注采井距过小，容易造成过早气窜，影响开发效果；注采井距过大，注采井间无法
实现驱替，生产井为弹性开发，采收率低。同时，二氧化碳在注采井间受压力影响，会
存在混相、混相与非混相工程、非混相三种状态，这三种状态的启动压力梯度和技术极
限井距存在较大差距。
为确定合理的二氧化碳驱注采井距，以大幅度提高低渗透油藏二氧化碳驱的采收率，
迫切需要寻找二氧化碳驱极限井距确定方法，为此我们发明了一种新的低渗透油藏CO2驱
技术极限井距确定方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种解决二氧化碳驱注采井距计算存在的难题，实现了二氧化
碳驱方案设计中井距的确定的低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法，
该低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法包括:步骤1，通过长细管驱替实验，确定CO2
与原油最小混相压力；步骤2，通过岩心驱替实验，结合原油最小混相压力，确定混相与
非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式；步骤3，利用油藏工程方法，建立CO2驱技
术极限供油半径计算公式；步骤4，通过现场测试或油藏数值模拟方法，获得地层压力分
布情况，确定混相区域与非混相区域，计算出混相驱系数；以及步骤5，利用CO2驱技术极
限井距计算公式计算得到地层目前条件下技术极限井距。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，选取多个不同驱替压力，开展长细管驱替实验，先在地层温度和驱替压
力下饱和复配地层原油，控制回压为实验所需的压力，待体系平衡后，以9.00cm3/h的速
度注入CO2气进行驱替，驱替过程中计量产出的油、气流体，观察流体相态和颜色的变化，
直到注入1.2PVCO2后停止实验，对多个驱替压力下注入1.2PVCO2后的最终采收率进行对
比，确定CO2与地层油的最小混相压力。
在步骤1中，通过长细管驱替实验，得到采收率与驱替压力的关系曲线，找到采收率
与驱替压力的关系曲线中曲线出现突变性转折的点，当驱替压力小于该点的驱替压力时，
采收率较低，为非混相或近混相驱替过程，驱替效率随驱替压力的增加而增大；而当驱
替压力大于该点的驱替压力后，采收率提高，这时的驱油机理已转变为混相驱替，继续
增大驱替压力，采收率只有很小的增加，曲线呈现平台，根据长细管驱替实验结果和混
相判断标准，确定该点的驱替压力为CO2与原油发生多次接触混相的原油最小混相压力。
在步骤2中，通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原
油粘度下CO2驱最小启动压力梯度，得到混相条件下启动压力梯度随流度变化曲线，对曲
线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式，如公式1：
ΔP
L
=
a
1
·
(
K
g
μ
o
1
)
b
1
]]>(公式1)
式中：ΔP为驱替压差，MPa；L为驱替长度，cm；Kg为气测渗透率，10-3μm2；μo1为
混相条件下原油粘度，mPa·s；a1、b1为混相驱常数；
同理，可得到非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式，如公式2：
ΔP
L
=
a
2
·
(
K
g
μ
o
2
)
b
2
]]>(公式2)
式中：μo2为非混相条件下原油粘度，mPa·s，a2、b2非混相驱为常数。
在步骤3中，假设混相带长度为l1，CO2驱技术极限井距为![]()
且![]()
混相处
压力为![]()
则根据启动压力梯度随流度变化关系式的关系式得：
(
p
l
1
-
p
w
r
CO
2
-
l
1
)
=
a
2
(
k
g
μ
o
2
)
b
2
]]>(公式3)
(
p
e
-
p
l
1
l
1
)
=
a
1
(
k
g
μ
o
1
)
b
1
]]>(公式4)
将![]()
带入公式3和公式4得：
(
p
e
-
p
w
l
1
)
=
(
α
-
1
)
×
a
2
(
k
g
μ
o
2
)
b
2
+
a
1
(
k
g
μ
o
1
)
b
1
]]>(公式5)
再根据混相带长度与CO2驱技术极限井距的关系![]()
得到CO2驱技术极限井距计
算公式如公式6：
r
CO
2
=
α
×
p
e
-
p
w
a
1
·
(
k
g
μ
o
1
)
b
1
+
(
α
-
1
)
×
a
2
·
(
k
g
μ
o
2
)
b
2
]]>(公式6)
式中：α为混相带系数，即混相带占地层流体可流动半径的比例；pe为注入井附近
地层压力，MPa；pw为生产井附近地层压力，MPa。
该低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法还包括，在步骤3之后，通过CO2与原油的
相特性实验，确定混相条件下原油粘度μo1和非混相条件下原油粘度μo2；通过岩心驱替实
验，确定公式1、公式2的常数项a1、b1、a2、b2。
在步骤4中，确定混相区域与非混相区域，给定一个注采井距的初始值，计算出混相
驱系数，也就是注采井距间混相区长度占注采井距长度的比值。
在步骤5中，确定注入井附近最大压力Pe、生产井附近最小压力Pw或注采压差
(Pe-Pw)，利用公式6计算出CO2驱技术极限供油半径，判断计算的技术极限井距与初始
设置的注采井距的误差，若大于误差值，则重新回到步骤4。
本发明中的低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法，建立了CO2驱技术极限井距计算
公式；其次通过室内实验，确定CO2与原油的最小混相压力及计算公式的常数项；再次利
用数值模拟技术确定油藏压力分布，进而确定混相区域与非混相区域，计算出二者的比
例系数；最后利用CO2驱技术极限井距计算确定CO2驱的井距。该方法可以在低渗透油藏CO2
驱开发方案的设计，为油田进一步挖掘油田潜力，努力增加经济可采储量，强化开发资
源基础，进一步提高原油采收率。该发明推广应用前景广阔，经济社会效益显著。
附图说明
图1为本发明的低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中采收率与驱替压力的关系曲线图；
图3为本发明的一具体实施例中启动压力梯度随流度变化曲线(30MPa)；
图4为本发明的一具体实施例中CO2驱驱替方式分布示意图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，
并配合所附图式，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法的一具体实施例
的流程图。
在步骤101，选取5不同驱替压力，开展长细管驱替实验，先将细管模型在地层温度
和驱替压力下饱和复配地层原油，用回压阀控制回压为实验所需的压力。待体系平衡后，
以9.00cm3/h的速度注入CO2气进行驱替，驱替过程中计量产出的油、气流体，通过观察窗
观察流体相态和颜色的变化，直到注入1.2PVCO2后停止实验。对5个驱替压力下注入1.2PV
CO2后的最终采收率进行对比，确定CO2与地层油的最小混相压力(MMP)。
从图2可看到，采收率与驱替压力的关系曲线在压力等于28.94MPa处出现突变性的转
折，当驱替压力小于28.94MPa时，采收率较低，为非混相或近混相驱替过程，驱替效率
随驱替压力的增加而增大；而当驱替压力大于28.94MPa后，采收率很高(>95％)，这时
的驱油机理已转变为混相驱替，继续增大驱替压力，采收率只有很小的增加，曲线呈现
平台。根据细管实验结果和混相判断标准，可以确定CO2与地层原油发生多次接触混相的
最小混相压力(MMP)为28.94MPa。
在步骤102，通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原
油粘度下CO2驱最小启动压力梯度，图3为混相条件下启动压力梯度随流度变化曲线，对曲
线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式，如公式1：
ΔP
L
=
a
1
·
(
K
g
μ
o
1
)
b
1
]]>(公式1)
式中：ΔP为驱替压差，MPa；L为驱替长度，cm；Kg为气测渗透率，10-3μm2；μo1为
混相条件下原油粘度，mPa·s；a1、b1为混相驱常数，本实验中a1＝0.0046、b1＝-0.883。
同理，可得到非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式，如公式2：
ΔP
L
=
a
2
·
(
K
g
μ
o
2
)
b
2
]]>(公式2)
式中：μo2为非混相条件下原油粘度，mPa·s，a2、b2非混相驱为常数。流程进入
到步骤103。
在步骤103，利用非达西渗流理论，建立CO2驱极限供油半径计算公式。向地层中注入
CO2气体时，由于CO2与地层原油相互作用，受地层压力影响，可能存在混相驱和非混相驱
两种驱替方式，导致地层流体由原有粘度μo降低到μo1(混相)、μo2(非混相)。图4为一
典型低渗透油藏CO2驱驱替方式分布示意图，注入井附近地层压力高，为混相驱，随着注
入井向生产井压力逐渐降低，CO2的驱替方式会由混相驱变为非混相驱，造成地层存在混
相带(混相区域)和非混相带(非混相区域)。
假设混相带长度为l1，CO2驱技术极限井距为![]()
且![]()
混相处压力为![]()
则根据最小启动压力梯度与地层流体流度的关系式得：
(
p
l
1
-
p
w
r
CO
2
-
l
1
)
=
a
2
(
k
g
μ
o
2
)
b
2
]]>(公式3)
(
p
e
-
p
l
1
l
1
)
=
a
1
(
k
g
μ
o
1
)
b
1
]]>(公式4)
将![]()
带入式(3、4)得：
(
p
e
-
p
w
l
1
)
=
(
α
-
1
)
×
a
2
(
k
g
μ
o
2
)
b
2
+
a
1
(
k
g
μ
o
1
)
b
1
]]>(公式5)
再根据混相带长度与CO2驱技术极限井距的关系![]()
得到CO2驱时的技术极限井
距如公式6：
r
CO
2
=
α
×
p
e
-
p
w
a
1
·
(
k
g
μ
o
1
)
b
1
+
(
α
-
1
)
×
a
2
·
(
k
g
μ
o
2
)
b
2
]]>(公式6)
式中：α为混相带系数，即混相带占地层流体可流动半径的比例；pe为注入井附近
地层压力，MPa；pw为生产井附近地层压力，MPa。流程进入到步骤104。
在步骤104，针对具体CO2驱目标区块，通过CO2与原油的相特性实验，确定混相和非
混相条件下原油的粘度μo1(混相)、μo2(非混相)；通过岩心驱替实验，确定公式1、公
式2的常数项(a1、b1、a2、b2)。流程进入到步骤105。
在步骤105，通过现场测试或油藏数值模拟方法，确定油藏压力分布，进而确定混相
区域与非混相区域，给定一个注采井距的初始值，计算出混相驱系数(注采井距间混相
区长度占注采井距长度的比值)。流程进入到步骤106。
在步骤106，确定注入井附近最大压力Pe、生产井附近最小压力Pw或注采压差
(Pe-Pw)，利用公式6即可计算出CO2驱的技术极限井距，判断计算的技术极限井距与初
始设置的注采井距的误差，若大于误差值，则重新回到步骤105，否则流程结束。