水驱废弃油藏注二氧化碳驱室内试验研究

李中超 成都理工大学沉积地质研究院，四川 成都610059 中石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南 濮阳457000

杜 利，王进安，聂法健 （中石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南 濮阳457000）

水驱废弃油藏注二氧化碳驱室内试验研究

李中超 成都理工大学沉积地质研究院，四川 成都610059 中石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南 濮阳457000

杜 利，王进安，聂法健 （中石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南 濮阳457000）

为探讨进一步提高高温、高盐水驱废弃油藏采收率潜力，以河南濮城沙一下亚段油藏为目标，开展了注入CO2流体性质变化、细管驱替、长岩心驱替室内试验。试验验证了注入CO2可改善原油流动性、有效增加地层能量和可动油等驱油机理；油藏原油性质好，混相压力低，目前油藏条件可达到混相；优选CO2/水交替驱为最佳注入方式；优化了注入段塞组合；组分检测分析认为CO2/水交替驱波及到了水波及不到的原油。研究结果为濮城沙一下亚段油藏CO2驱矿场试验提供了技术支持，并对其他特高含水期油藏注CO2进一步提高采收率同样具有借鉴意义。

二氧化碳驱；气水交替驱；水驱废弃油藏；提高采收率；长岩心

CO2提高采收率技术已广泛应用于各类油藏，但国内外的研究主要集中在低渗透油藏，对于中高渗水驱废弃油藏CO2驱提高采收率机理的研究较少涉及［1～4］。

河南濮城沙一下亚段油藏经过20多年的高速开发，面临着剩余油高度分散、挖潜难度大、水驱经济效益低等问题，为高含水（98%）高采出（51.3%）的水驱废弃油藏。同时油藏高温、高盐特性也限制了化学驱、微生物驱等三次采油技术的应用。但油藏地层压力高、原油粘度低，有利于气驱提高采收率。

为此，笔者以CO2驱提高水驱废弃油藏采收率为目的，通过注CO2膨胀、细管驱替、长岩心驱替试验，开展了中高渗水驱废弃油藏CO2/水交替驱机理研究，确定了濮城沙一下亚段油藏最小混相压力，分析了不同注入方式、注入参数对驱替效果的影响，通过产出物分析确认了驱替剩余油类型，研究结果为水驱废弃油藏CO2驱提高采收率提供了理论基础。

1 流体物性变化驱油机理

开展了濮城沙一下亚段地层原油注入CO2流体性质变化试验，结果表明，由于CO2注入原油后降低了原油粘度和密度，从而改善了原油流动性；注入CO2使地层原油膨胀，从而有效地增加了地层能量和可动油含量。

1.1 注入CO2可改善原油流动性

试验数据（图1）表明，注入CO2可大幅度降低地层原油粘度，有利于原油开采，在地层条件下原油粘度降低为1.21mPa·s。开始注入CO2时脱气原油密度逐渐增大，注入一定量后逐渐降低，在地层压力条件下，原油密度为0.861g/cm3。

1.2 注入CO2可有效增加地层能量和可动油

CO2注入过程中，随着注入CO2的增加，溶解在原油中的CO2也在增加，饱和压力也随着上升。随着压力的上升，原油饱和压力下的膨胀系数呈逐渐增大的趋势（图2），在地层压力条件下，原油膨胀系数为1.3。能起到膨胀地层原油，有效增加地层能量和可动油含量的作用。随着CO2的注入，体系的原油溶解气油比逐渐增加。

图1 注入CO2对粘度和密度的影响

图2 地层油体积膨胀系数与CO2溶解度的关系曲线图

2 细管试验研究

为了准确测定濮城沙一下亚段地层原油注CO2的最小混相压力［5］，在内径为0.47cm、长12.5m装有140～230目的有孔玻璃砂（孔隙体积112cm3、渗透率约为5μm2、孔隙度为35%）模型中，进行了2次混相和3次非混相驱替试验研究。结果表明，在82.5℃条件下的最小混相压力约为18.42MPa。沙一下亚段目前地层压力为20.2MPa，注入CO2可实现混相驱（见图3），可获得很高的采收率。

图3 细管试验注入压力与采出程度的关系

3 注采方式及注入段塞优化研究

试验步骤为［6，7］：①将长岩心抽空饱和地层水，然后饱和模拟油；②以适当的速度进行水驱油，直至含水达到98%；③分别进行继续注水、持续注CO2、CO2水气交替驱试验（2组段塞），记录驱替过程数据；④对驱替过程数据进行分析。

物理模拟是在温度82.5℃、压力20MPa（油藏条件）下，采用模拟地层原油、地层水和注入水（地层水和注入水的总矿化度为196975mg/L，水型 CaCl2型），在直径2.5cm、长度197.4cm、渗透率245.5×10－3μm2的试验模型上进行的。

图4 持续注水驱替开采时注入孔隙体积倍数与采收率及含水率的关系

3.1 注入方式优选

当注入1.64HPV（含烃孔隙体积）水时，含水达到98%，采出程度为57.56%，在此基础上开展持续注水、持续注CO2、CO2水气交替驱试验。

1）水驱至含水98%后持续注水。如图4所示，水驱至含水98%后继续注水至8.78HPV时，最终采收率可高达63.70%，比含水98%时采收率提高6.14个百分点。

2）水驱至含水98%后持续注CO2。如图5所示，水驱至含水98%后，转注CO2，当注入0.68HPV时，CO2突破，气油比最高可达17000m3/t，导致注入CO2利用率低。最终累计注入CO2为1.48HPV，原油采收率达88.51%，比注水开采高31.08个百分点。

3）水驱至含水98%后CO2/水交替注入。开展段塞为0.1HPV（共4个CO2段塞，总注入量为0.4HPV）的CO2/水交替注入，最终原油采收率高于93%，比注水开采高35.8个百分点（图6）。

图5 水驱后持续注CO2开采时注入孔隙体积倍数与采出程度及生产气油比的关系

图6 水气交替驱替开采时注入孔隙体积倍数与采出程度及生产气油比的关系

综合分析认为，水驱含水超过98%之后，再持续注水提高采收率幅度不大。水驱后持续注气，采收率比水驱采收率大，但注气量高，CO2利用率低。水驱后气/水交替注入提高采收率幅度最高，且注入CO2量少。

3.2 注入段塞优化

对于CO2/水交替驱而言，注入CO2段塞大小是非常重要的优化指标，不同的CO2注入段塞会产生不同的开发效果，影响CO2的驱油效率。针对性地开展了长岩心水驱至含水98%后，2组不同CO2/水交替驱段塞试验：①注入段塞为0.1HPV（共4个CO2段塞，总注入量为0.4HPV）；②注入段塞为0.02HPV（共7个CO2段塞，总注入量为0.15HPV）。

如图7、8所示，采用大段塞（0.1HPV）注入时，CO2驱见效快，含水下降漏斗明显，试验观察含水最高下降到0%；但气水交替驱过程中CO2突破快，突破后压力迅速下降，不利于提高注入CO2的波及体积，利用效率较低。相比大段塞注入，采用小段塞时，CO2驱见效略晚，含水漏斗小；但小段塞CO2注入可增加驱替阻力，提高注入压力，扩大波及体积，提高CO2利用效率（图9、10）。综合分析认为，要充分利用气段塞在微观上的驱油效率和水驱动气段塞在宏观上的波及效率，在CO2/水交替驱中，应将2种驱替段塞复合应用：首段塞采用大段塞，保证混相效果；后续采用小段塞，控制气体突破，扩大波及体积。

4 产出物组分变化检测

油田经历较长时期的注水开发后，注入水溶解轻烃、苯系物等，使其含量减少，造成原油轻烃组分含量降低。通过检测长岩心试验产出物组分前后变化后发现同样的现象，如图11所示，轻烃摩尔分数由最初的40%逐步降低到30%。注入CO2后，轻烃含量逐步恢复（图12），摩尔分数由水驱后的30%升高到了40%，这说明气水交替驱波及到了水驱波及不到的原油。

图7 段塞为0.1HPV时注入孔隙体积倍数与采出程度及含水率的变化关系

图8 段塞为0.1HPV时注入孔隙体积倍数与采出程度及生产压差的变化关系

图9 段塞为0.02HPV时注入孔隙体积倍数与采出程度及含水率的变化关系

图10 段塞为0.02HPV时注入孔隙体积倍数与采出程度及生产压差的变化关系

图11 水驱过程中注入孔隙体积倍数与产出物组分的关系

图12 CO2/水交替注入过程中注入孔隙体积倍数与产出物组分的关系

5 结 论

CO2注入原油后可降低原油粘度和密度改善原油流动性，膨胀地层原油有效增加地层能量和可动油含量。濮城沙一下亚段油藏最小混相压力为18.42MPa，在目前地层条件下注入CO2可实现混相驱，采用CO2驱可大幅提高采收率。水驱结束后（含水98%），与继续注水，持续注CO2相比，在水驱废弃油藏采用CO2/水交替驱，注入CO2量少，提高采收率幅度大。CO2/水交替驱应用复合段塞驱替效果好，首段塞采用大段塞，保证混相效果；后续采用小段塞，控制气体突破，扩大波及体积。长岩心试验产出物组分检测表明，轻烃含量逐步恢复到注水开发前水平，说明气水交替驱波及到了水驱波及不到的原油。

［1］耿宏章，陈建文，孙仁远，等.二氧化碳溶解气对原油粘度的影响 ［J］.石油大学学报（自然科学版），2004，28（4）：78～80.

［2］李孟涛，单文文，刘先贵，等.超临界二氧化碳混相驱油机理试验研究 ［J］.石油学报，2006，27（3）：80～83.

［3］李菊花，姜涛，高文君，等.气水交替驱油藏注入能力分析及优化 ［J］.西南石油大学学报，2008，30（6）：121～125.

［4］郭平，孙良田，李士伦，等，CO2注入对原油高压物性影响的理论模拟和试验研究 ［J］.天然气工业，2000，20（2）：76～79.

［5］毛振强，陈凤莲.CO2混相驱最小混相压力确定方法研究 ［J］.成都理工大学学报（自然科学版），2005，32（1）：61～64.

［6］Fishlock T P，Probert C J.Waterflooding of gas-condensate reservoirs ［J］.SPERE，1996，11（3）：245～251.

［7］Prieditis J，Brugman R J.Effects of recent relative permeability data on CO2flood modeling［J］.SPE26650，1993.

Laboratory Experiment of CO2Injection in the Water-flooded and Abandoned Reservoirs

LI Zhong-chao，DU Li，WANG Jin-an，NIE Fa-jian（First Author's Address：Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu610059，Sichuan，China；Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Puyang457000，Henan，China）

In order to further improve the potential water-flooded and abandoned reservoirs with high temperature and high salt to enhanced oil recovery，by taking the Es1reservoir in Pucheng Oilfield as a goal for laboratory experiments on fluid property，the slime-tube driving and long core displacement by using CO2injection.It was verified experimentally that the flooding mechanism of injected CO2could improve oil fluidity，increase the formation energy and mobile oil；the reservoir had good oil properties and low miscibility pressure，the current reservoir conditions were miscible；CO2/water flooding was the best way for flooding；and slug combination was optimized.Composition analysis indicated that CO2/water flooding swept the residual oil after water flooding.The result provides technical support for the field test of Es1reservoirs in Pucheng Oilfield and provides reference for enhancing oil recovery of CO2injection in other similar reservoirs.

CO2flooding；CO2/water flooding；water flooding in abandoned reservoir；EOR；long core

TE357.45

A

1000-9752（2012）04-0131-05

2011-10-14

李中超（1971-），男，1993年成都理工大学毕业，高级工程师，博士生，现主要从事沉积学、油气田开发、提高采收率等方面的研究。

［编辑］ 萧 雨