CO的灵敏度分析及多目标优化₂裂缝性致密油天然油藏水驱后的吞服过程

抽象的

的有限公司₂Huff-N-Puff是一种有效的替代技术，以进一步提高水淹水后自然骨折储物储层的储存，以实现其高偏移效率和优越的注射。的有限公司₂吞吐过程受混相程度、复杂缝网、生产方案等多种因素的影响。更糟糕的是，这些影响因素相互影响，使得这个过程更加复杂。许多学者集中研究CO的作用机理和单灵敏度分析₂但很少有人在综合考虑各种影响因素和多目标的情况下对该工艺进行优化，以获得较好的性能。考虑CO的影响，建立了以混相度、采收率、气油置换率为指标的多目标体系₂水浸特性、技术效果和经济可行性分别为。以元284致密油区块为例，首先进行了敏感性分析，然后对CO进行了优化₂使用正交实验设计的Huff-N-Paff工艺与多目标和多目标。优化结果显示有限公司₂与水驱相比，吞吐法可以显著提高8.87%的原始原地油采收率，这为现场作业提供了指导。

1.介绍

对于具有天然裂缝的致密油油藏，由于天然裂缝的影响，其开发性能存在差异。对天然裂缝进行水驱是可行的，可以提供一个高渗透率的流动通道[1]。然而，自然骨折也为后期发育阶段带来不利影响。注入的水沿着天然骨折流动，早期破裂，严重降低了水洪水的扫描效率。更具注射的水变无效，并且在没有有效恢复的情况下留下更多的油。使用垂直孔代替多个断裂水平孔（MFHW），因为一旦MFHW遭受水突破，就难以进行水堵塞[2]。

为了进一步提高水驱后的采收率，CO₂huff-n-puff提出。这是因为CO₂Huff-N-Puff可以采取自然骨折的优点，避免其效果不佳。CO.₂Huff-n-Puff充分利用自然界骨折提供的巨大区域，以接触油，只有在含有CO的注射井周围提取油₂连续驱发生气窜[3.]。学习元284块富含自然骨折[4.那5.];基于上述事实，CO₂为了进一步提高原油采收率，提出了采用蒸汽吞吐作为水驱后的替代技术。

一氧化碳的原油回收₂huffn -pull受多种因素的影响;更糟糕的是，多种因素相互影响，使这个过程更加复杂。现场试验结果有好有坏，工艺优化已成为亟待解决的问题。许多学者对CO的作用机理和单灵敏度进行了研究₂文学中的Huff-N-Puff过程。

裂缝密度和裂缝几何形状显著影响通气性能，因为裂缝提供CO₂具有高导电流动路径和具有油的巨大接触区域[6.-8.]。裂缝也会损害CO₂和油的混相程度通过影响压力维持[9.那10]。混相度通过提高驱油效率来提高采收率，因此注入压力需要高于最小混相压力(MMP) [11]。CO.₂在CO过程中，分子扩散对提高采收率起着重要作用₂浸泡时间对CO的混合有促进作用₂用基质油溶胀油体积，降低油粘度[9.]。CO.₂分子扩散需要足够的浸泡时间来充分发挥其作用，但浸泡时间不越越好，而且有一个最佳点[12那13]。复采井底压力通过影响驱动机制对采收率有显著影响。发现CO₂由于低底孔压力，解决方案驱动比CO更重要地发挥作用更重要的作用₂具有高底部孔压力的可混溶司机[14]。其他研究人员也调查了多因素的相互作用，发现初级耗竭时间，CO₂注入时间与重新开采时间相互影响明显[15]。

不幸的是，很少有优化的公司₂综合考虑了多种因素的影响及其相互作用。本研究以长庆油田元284区块为例，首先进行单因素敏感性分析，研究其对吞吐动态的影响规律。建立了以混相度、采收率、气代油率为指标的多目标模型。它充分考虑了CO₂水浸的特殊性、技术效果和经济可行性。正交试验设计是一种应用广泛的多因素优化方法，它可以在不计算所有可能方案的情况下选择最优方案，减少了计算方案数量和计算成本[16那17]。基于正交实验设计方法，CO₂优化了多因素影响、多目标的抽气工艺，为现场处理提供了指导。

2.储层模型描述

介绍了元284区块中试储层模型，包括几何模型、流体模型、相对渗透率曲线和历史拟合。为进一步的灵敏度分析和多目标优化提供了基本的仿真模型。

元284区块平均渗透率和孔隙度分别为0.41 mD和11.08%，属于致密油储层。目标储层埋深2100 m，储层温度70.6℃，初始压力15.1 MPa。目标储层有4个井组，均为倒九点菱形井网。2012年8月产量和注水量的气泡图如图所示1。结果表明，该储层具有严重的非均质性，其中几口井的含水率极高。的有限公司₂为了进一步提高采收率，提出了huffn -pull法。各井组中心注水井为原井，其他生产井为CO₂Huff-N-Lugl井正在考虑水库压力维护和剩余的油分布。

对于具有自然骨折的这个目标储层，天然骨折的模拟非常重要，我们使用高渗透通道来模仿自然骨折。通过历史匹配确定的高渗透通道，即我们修改了高渗透通道，直到历史数据和计算的数据实现了良好的匹配，并且历史匹配之前和之后的分布如图所示2。经历史拟合后，油水总产量与实际数据拟合良好，如图所示3.，因为通过改变的高渗透通道适当地模拟自然骨折。

我们使用组分流体模型来描述CO的复杂相互作用₂和原油。为了提高计算效率，我们对CO的所有成分进行了分组₂和油流体系统中的9个伪组件1，根据成分的性质和专家经验。我们用RP3-EOS描述CO的相行为₂为进一步的流体模拟，确定了状态方程参数。通过对模拟结果和实验结果的拟合，确定了RP3-EOS参数。确定的EOS参数如表所示1。更重要的是，MMP也通过切割管实验确定，当压力高于MMP 16.8MPa时，实现了可混溶条件，并且该过程得到了有利的位移效率。

采用岩心驱替实验，根据达西定律测量了考虑储层流体与岩石介质动态相互作用的相对渗透率曲线，如图所示4.所示。水驱残余油饱和度为0.31，水驱的理想驱油效率仅为44.7% OOIP，远低于CO₂泛滥的位移效率，这是CO的主要原因₂洪水被提出为水洪水后的大量EOR技术。

3.敏感性分析

我们研究了CO₂注射体积，注射时间，浸泡时间，生产底部孔压力，重新开放生产时间，以及油回收率上的跳动循环循环编号。基本模型的参数如下：一个周期CO₂抽气过程包括10天的CO₂注入时间，5天浸泡时间，200天重新生产时间。一个循环的CO₂注射体积为988.5 T，生产底部孔压力为7 MPa，总循环数为5.当我们研究单个因素对储油的影响时，其他因素保持与基本模型集相同。

我们首先调查了CO的效果₂采油时的注入量。如图5(一个)显示溢油量增加，注射量增加到197.7 T至988.5 T，增加了CO₂注射量增加了CO的数量₂溶解在基质油中，并且更多的油膨胀并且容易流出以降低粘度。更重要的是，增加了CO₂体积增加注入井周围的压力，从而改善CO₂和油可混溶程度和位移效率明显。然而，在一点之后，储存从988.5 t增加到1383.9 t的增加，甚至随着注射量增加到1383.9 t到1779.3 t的增加，因为过度注射了₂没有充分利用，甚至将油从井中排出，影响了重新开采量。

数字5 (b)显示储油随着CO增加的增加而增加₂注入时间，表明CO₂注入速度有利于采油。这是因为注入的二氧化碳₂较低的注入速率，有更多的时间向前传播和与油混合，增加了接触油量，获得了较好的混合效果。

数字6(一)结果表明，原油采收率随均热时间的增加而增加，但在某一点后随均热时间的增加略有下降。这是因为致密油储层的渗透率极低₂分子扩散与基质油的混合需要一定的时间才能达到较好的效果。但保温时间过长会导致CO重分离₂裂缝中有油，导致采收率略有下降。

数字6 (b)显示出油回收率随着底部孔压力降低而显着增加。降低的底部孔压力增加了溶解的CO的潜力₂从石油中释放，增加二氧化碳₂解决方案司机比例。但是，它减少了CO₂和石油可混溶程度和排量效率，而且有限公司₂可混溶的驱动比例减少。它说明了CO₂抽吸法，一氧化碳₂解决方案驱动器贡献比CO的石油恢复更多₂混相驱动。

数字7(一)表明，从7.75％ooip从7.75％的ooip增加到14.63％的ooip，水恢复显着增加。这说明了增加重新开放的生产时间导致有利的储油，因为它完全挖掘注射的有限公司的潜力₂在河夫过程中。

数字7 (b)结果表明，采收率随着吞吐次数的增加而增加，而气代油率随着循环次数的增加而降低。这是因为吞吐井周围更多的石油是通过注入CO来提取的₂随着循环次数的增加，采收率也随之增加。然而，随着循环次数的增加，吞吐井周围的含油饱和度逐渐降低₂效率降低，导致替代油速率降低。

4.多目标优化

为有限公司₂吹气工艺优化，优化目标的确定非常重要。优化目标应综合考虑CO的各个方面₂水浸的特殊性、技术效果和经济可行性。本研究采用混相度、采收率、油气置换率等多指标综合描述这些方面。由于混相度受压力的影响较大，为方便起见，采用平均压力来描述混相度。采用正交试验设计方法对CO₂考虑多因素影响和多目标目标的Huff-N-Puff流程。

节3.，我们调查了单一因素对石油回收的影响。然而，优化设计过程不能通过敏感性分析来确定，因为储油是多种因素的影响。我们选择了CO.₂影响因素为注入量、注入时间、浸泡时间、生产井底压力、重开生产时间、循环次数，每个影响因素分为5个等级。如果采用全试验设计方法，则需要对所有可能的方案7776进行试验优化，计算代价非常高。为避免这一缺点，提出了正交试验设计，从所有可能的方案中只选取一定的代表性样本，实验设计明显减少到25个方案。具体设计指标和仿真结果见表2。

进行多目标优化设计，将三个客观指标转化为一个综合指标进行评价。综合客观得分按公式计算(1)。乘法权重由专家经验和研究目标决定。综合客观得分计算结果见表2。它表明第七方案获得57的最大得分，是最佳设计。

在哪里是综合客观得分，是石油回收，汽油是否更换油速度，和是水库的平均压力。

平均得分的范围代表了各因素对目标目标的影响程度，多因素的影响程度排序为:重开生产时间、循环次数、注入时间、井底压力、注入量、浸泡时间。重开生产时间对综合目标的影响最为明显。均热时间影响CO的采收率₂关井期间的分子扩散机制，但在整个生产期间，分子扩散机制的影响相对于其他因素的影响最小。

基于这些上述研究确定了最佳方案，元284块的最佳因子组合是一个周期有限公司₂进样量为197.70 t, CO₂注液时间6天，均热时间15天，复产时间400天，生产井底压力6mpa，循环次数7次，总生产时间约8年。必威2490

计算了所选的最优方案，得到了CO的平均油层压力和采油速率₂吸气-吸气过程如图所示8.。对于最优CO₂Huff-N-Puff工艺，平均水库压力和石油生产率保持在高水平。平均压力和石油生产率在每个周期内具有相同的变化趋势，并且随着循环数增加逐渐减少。8年的加油回收有限公司₂抽气驱和水驱的OOIP分别为19.07%和10.20%。最优有限公司₂与水驱相比，吞吐法可显著提高采收率8.87%。

计算了所选的最优方案，计算了CO的平均油层压力和采油速率₂吸气-吸气过程如图所示8.。对于最优CO₂Huff-N-Puff工艺，平均水库压力和石油生产率保持在高水平。平均压力和石油生产率在每个周期内具有相同的变化趋势，并且随着循环数增加逐渐减少。8年的加油回收有限公司₂抽气驱和水驱的OOIP分别为19.07%和10.20%。最优有限公司₂与水驱相比，吞吐法可显著提高采收率8.87%。

数字9.显示了CO前后的剩余油饱和度分布₂Huff-n-puff和水洪水。比较在测量之前和在测量之前和之后的剩余油饱和度，CO后的剩余油饱和度₂蒸汽吞吐比水淹后要少得多。这明显地说明了CO的置换效率₂蒸汽吞吐法优于水驱法，这是导致CO₂采用吞吐法。

的有限公司₂该工艺也取得了较好的扫气效率，这也是该工艺性能良好的原因之一。我们使用有限公司₂饱和分布，近似说明波及效率程度，如图所示10。随着CO的增加₂吸气-吸气循环，一氧化碳₂饱和程度增加，但增加程度减小。然而,有限公司₂仅集中分布在吞吐生产井周围，并在远离生产井的地方大幅度减少。这表明CO₂Huff-N-Puff工艺只能在生产中实现良好的扫描效率，剩下的油丰富。由于CO的卓越扫描效率₂发脾气的过程，生产井周围的油井达到了高油回收。

5.结论

CO的灵敏度分析及多目标优化₂本研究采用了huffi -n-puff工艺，得到以下结论:

进行了单因素敏感性分析，得到了影响规律。井底压力降低导致采收率提高。这表明CO₂具有低底部孔压力的溶液驱动有助于更多的油回收，而不是具有高底部孔压力的可混溶驱动₂huff-n-puff过程。

单因素影响程度排名是基于范围分数确定的：重新开放生产时间，循环编号，CO₂注入时间，井底压力，CO₂注射量和浸泡时间。与其他因素相比，浸泡时间对整个生产周期的贡献最小，但可以提高CO的采收率₂闭井期分子扩散机制明显。

最优有限公司₂采用多因素影响、多目标正交试验设计，确定了吞吐方案，与水驱相比，吞吐方案可显著提高8.87%的采收率。

数据可用性

用于支持本研究结果的数据包括在文章中。

的利益冲突

我们声明，我们没有与其他人或组织的财务和个人关系，这些人可以不恰当地影响我们的工作;任何产品，服务和/或公司都没有专业或其他个人兴趣，可以解释为影响授权的手稿的核查或审查所展示的职位。

致谢

基金资助:国家自然科学基金“特低渗透油藏渗流规律与高效开发关键科学问题”(no . U1762210);国家科技重大专项“低渗透致密油藏高效开采新技术”(no . 2017ZX05009004)。

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