本申请属于油藏开发技术领域，具体地说，涉及一种高饱和压力油藏的co2混相驱油方法。
背景技术：
提高油藏开发采收率的气驱技术可分为非混相驱和混相驱，以混相驱效果最好，理论上混相驱的驱油效率能够达到100％。在混相驱技术中又以co2混相驱的采油效果最突出，最具吸引力，它可以使最终采收率达到90％以上。
要实现co2混相驱，最关键的因素就是施工压力或地层压力大于或等于co2与地层原油的最小混相压力。然而，根据目前对我国高饱和压力油藏原油与co2最小混相压力测试结果显示，我国绝大部分油藏由于原油粘度较高，不能实现co2混相驱。虽然在注入co2中加入部分液化石油汽能提高co2与地层原油的混相能力，但成本高，用量大，无法大面积推广。
技术实现要素：
有鉴于此，本申请所要解决的技术问题是提供一种高饱和压力油藏的co2混相驱油方法，以提高高饱和压力油藏的采收率，并节约生产成本。
为了解决上述技术问题，本申请公开了一种高饱和压力油藏的co2混相驱油方法。方法包括：
选择储层带有倾角且饱和压力大于原始油藏压力的80％的油藏；
在油藏构造的中高部位钻一口产油井，对油藏进行降压开采；当油藏压力降低至饱和压力时，天然气开始从原油中释放出来并形成气油界面，随着原油生产，当气油界面下降至距离产油井最上部的射孔位置到设定的高度值时，产油井停止生产；
在油藏构造的高部位形成的气顶处钻一口产气井，生产天然气，使油藏压力进一步降低至设定的压力值，产气井停止生产；
在油藏构造的低部位钻一口注入井，注入co2，同时打开产油井进行生产，co2与原油达到混相状态，实现混相驱油。
如上所述的方法，优选地，在co2与原油达到混相状态，实现混相驱油后，还包括：
计算原始地层条件下的co2-原油混相压力；
计算不同降压幅度下，脱气原油与co2的混相压力，并与降压后油藏压力进行对比，确定能够实现混相或近混相的油藏压力下降幅度；
分析气油界面下降的速度多大时，有利于利用重力分异作用，充分分离气水；
分析气水界面与产油井上部射孔的高度差多大时，不会产生水锥。
本申请的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法包括：选择储层带有倾角且饱和压力大于原始油藏压力的80％的油藏；在油藏构造的中高部位钻一口产油井，对油藏进行降压开采；当油藏压力降低至饱和压力时，天然气开始从原油中释放出来并形成气油界面，随着原油生产，当气油界面下降至距离产油井最上部的射孔位置到设定的高度值时，产油井停止生产；在油藏构造的高部位形成的气顶处钻一口产气井，生产天然气，使油藏压力进一步降低至设定的压力值，产气井停止生产；在油藏构造的低部位钻一口注入井，注入co2，同时打开产油井进行生产，co2与原油达到混相状态，实现混相驱油。本申请提供的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法可以提高高饱和压力油藏的采收率，并节约生产成本。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本申请的进一步理解，构成本申请的一部分，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：
图1是本申请实施例的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法的流程图；
图2是本申请实施例的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法的示意图；
图3是本申请实施例一的co2-原油混相压力状态示意图；
图4是本申请实施例二的co2-原油混相压力状态示意图；
图5是本申请实施例三的co2-原油混相压力状态示意图。
具体实施方式
以下将配合附图及中原油田分公司某区块实施例来详细说明本申请的实施方式，藉此对本申请如何应用技术手段来解决技术问题并达成技术功效的实现过程能充分理解并据以实施。
图1是本申请实施例的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法的流程图，图2是本申请实施例的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法的示意图图。参考图1和图2所示，本实施例的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法包括以下内容。
s101、选择储层带有倾角且饱和压力大于原始油藏压力的80％的油藏。
其中，储层带有倾角的油藏，可以是单斜构造、背斜构造油藏。
s102、在油藏构造的中高部位钻一口产油井，对油藏进行降压开采；当油藏压力降低至饱和压力时，天然气开始从原油中释放出来并形成气油界面，随着原油生产，当气油界面下降至距离产油井最上部的射孔位置到设定的高度值时，产油井停止生产。
上述高度值是油藏降压开采最后形成的气油稳定界面与产油井最上部射孔的高度差，在具体应用中，上述高度值应根据正常生产时形成的压降漏斗和避免气锥形成来确定。对油藏进行降压开采时，采油速率不能过快，尤其当油藏压力低于饱和压力、天然气开始从原油中分离出来时，应控制气油界面缓慢下降，充分发挥低采油速率下的重力分异作用，使气油充分分离，在上部气顶处形成的残余油最少，在下部油层中滞留的天然气泡最少。
s103、在油藏构造的高部位形成的气顶处钻一口产气井，生产天然气，使油藏压力进一步降低至设定的压力值，产气井停止生产。
在油藏构造的高部钻一口产气井生产气顶气的目的是，使更多的天然气从原油中释放出来，原油中的轻质组分含量降低，有利于实现混相。在具体应用中，上述压力值可以根据油藏构造和原油特性预先设定，在生产过程中进行适当调整。
s104、在油藏构造的低部位钻一口注入井，注入co2，同时打开产油井进行生产，co2与原油达到混相状态，实现混相驱油。
当油藏压力降低至合理水平时，要满足油藏压力下可以实现co2与原油混相，或油藏压力不低于co2-原油混相压力的80％，即处于近混相状态，此外，气顶气的生产会进一步导致气油界面下降，但应保证后续产油井开井生产时不会发生气锥。
注采井同时工作时，要求保持注采平衡或注入大于产出，气油界面稳定或缓慢上升，不会导致产油井中发生气锥现象。
图3是本申请实施例的co2-原油混相压力状态示意图。参考图3所示，在co2与原油达到混相状态，实现混相驱油后，还包括：
计算原始地层条件下的co2-原油混相压力；
计算不同降压幅度下，脱气原油与co2的混相压力，并与降压后油藏压力进行对比，确定能够实现混相或近混相的油藏压力下降幅度；
分析气油界面下降的速度多大时，有利于利用重力分异作用，充分分离气水；
分析气水界面与产油井上部射孔的高度差多大时，不会产生水锥。
高饱和压力油藏降压开采过程中，co2-原油最小混相压力与油藏压力的相对大小可能出现三种变化情况，分别如图3、图4、图5所示。图3是本申请实施例一的co2-原油混相压力状态示意图。参考图3所示，油藏降压开采过程中co2-原油最小混相压力降低速率远大于油藏压力降低速率，当油藏压力降低到某一值时，co2-原油最小混相压力低于油藏压力。图4是本申请实施例二的co2-原油混相压力状态示意图。参考图4所示，油藏降压开采过程中co2-原油最小混相压力降低速率大于油藏压力降低速率，但co2-原油最小混相压力始终大于油藏压力。图5是本申请实施例三的co2-原油混相压力状态示意图。参考图5所示，油藏降压开采过程中co2-原油最小混相压力降低速率小于油藏压力降低速率，随油藏开发，最小混相压力与地层压力之差越来越大，最终无法实现混相或近混相。
对于以上三种情况，本申请提出两种解决方案：如果在油藏降压开采过程中，在油藏压力降低至8mpa之前，油藏压力能够达到co2-原油最小混相压力的80％以上，则可以实现混相驱或近混相驱。如果油藏压力低于co2-原油最小混相压力的80％，则在co2注入之前，先进行注水或注入co2，提高油藏压力至co2-原油最小混相压力的80％以上，从而实现后续co2混相或近混相驱油。
综上所述，本申请的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法包括：选择储层带有倾角且饱和压力大于原始油藏压力的80％的油藏；在油藏构造的中高部位钻一口产油井，对油藏进行降压开采；当油藏压力降低至饱和压力时，天然气开始从原油中释放出来并形成气油界面，随着原油生产，当气油界面下降至距离产油井最上部的射孔位置到设定的高度值时，产油井停止生产；在油藏构造的高部位形成的气顶处钻一口产气井，生产天然气，使油藏压力进一步降低至设定的压力值，产气井停止生产；在油藏构造的低部位钻一口注入井，注入co2，同时打开产油井进行生产，co2与原油达到混相状态，实现混相驱油。本申请提供的高饱和压力油藏的co2混相驱油方法可以提高高饱和压力油藏的采收率，并节约生产成本。
上述说明示出并描述了本申请的若干优选实施例，但如前所述，应当理解本申请并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除，而可用于各种其他组合、修改，并能够在本申请构想范围内，通过上述教导或相关领域的技术或知识进行改动。而本领域人员所进行的改动和变化不脱离本申请的精神和范围，则都应在本申请所附权利要求的保护范围内。