CO2驱开发后期防气窜综合治理方法研究

陈祖华，汤勇，王海妹，陈雨菡

（1.中国石油化工股份有限公司华东分公司，南京210011；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500）

CO2驱开发后期防气窜综合治理方法研究

陈祖华1，汤勇2，王海妹1，陈雨菡1

（1.中国石油化工股份有限公司华东分公司，南京210011；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500）

室内实验得到的CO2混相驱油效率往往可达90%以上，但现场却难以达到室内实验的驱油效果。限制采收率提高的主要原因是CO2的黏性指进、重力超覆和油层的非均质性等因素对注入CO2波及效率的影响。针对注CO2驱开发后期油藏气窜现象逐渐加重、开发矛盾不断加剧等问题，从开发层系、注采结构、注入方式以及注入剖面4个方面开展了改善CO2驱开发效果的研究，并提出了细分层系、高部位注气、水气交替注入、聚合物调剖及CO2+泡沫驱防气窜等技术对策。现场实施结果显示，油藏整体气油比从2 733.1 m3/m3下降到63.84 m3/m3，日产油从注气前的30.72 t上升到注气后的81.68 t。该项防气窜综合治理技术及经验可为类似油藏注气驱开发方案设计和后期防气窜提供借鉴。

CO2驱；开发后期；防气窜方法；黏性指进；重力超覆

0 引言

随着温室气体减排和地质埋存日益受到全世界的关注，CO2驱油技术在国内越来越受到重视，CO2驱油及埋存工业化推广的步伐也逐渐加快［1-2］。制约CO2驱的主要因素为黏性指进和重力超覆，国外在这方面做了大量的研究工作，值得借鉴。CO2驱流速的空间变化不仅是由于渗透率的变化和井网部署等固定的几何因素造成，还由于驱替前缘的不稳定性等渗流特性所引起［3-4］。由于CO2的黏度低，驱替前缘对黏性指进很敏感，黏性指进使注入的CO2绕过被驱替的油相而发生窜流。当压力梯度相同时，CO2比油和水的移动速度快。因此，黏性指进不仅降低了波及效率，引起过早突破和过早产出CO2，而且在一定程度上影响了混相前缘的形成［5］。

CS油藏位于苏北盆地溱潼凹陷断阶带，油藏埋藏深度为2 900～3 050 m，自上而下可以划分为Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ共3个油组14个小层，主要发育滨湖相冲积扇—河流相超覆沉积。Ⅱ，Ⅲ油组砂岩厚度为50～70 m，属于低孔、低渗储层，平均孔隙度为13.21%，平均渗透率为24.77 mD，非均质性很强，渗透率级差达10倍以上，渗透率变异系数为0.98。地面原油密度为0.856 8～0.910 0 g/cm3，黏度为11.20～335.23 mPa·s［6］。该油藏从2005年7月开始实施注CO2驱油先导试验，采用不规则面积井网注气方式，先后有5口井投注CO2。随着注入CO2体积的不断增加，油藏呈现出产量增加及动液面上升的良好势头。至2011年，对应23口采油井全部见效，但随之而来的气油比不断上升，导致沿主河道方向发生大面积气窜，使得CO2驱开发矛盾不断加剧［7］。CO2驱开发后期的关键是要做好防气窜。笔者围绕这个关键问题，提出对CS油藏开发层系、注采结构、注入方式以及注入剖面进行调整等一系列以防气窜为目标的综合治理对策。

1 开发层系调整

划分开发层系的目的是为了合理开发，防止层间干扰，从而提高采油速度和采收率，同时也便于生产管理。开发层系的划分通常需要油藏具备以下5个条件：一定的经济可采储量、良好的隔层、相近的物性和构造形态、油水分布压力系统及原油性质［8］。

就地质条件而言，CS油藏油气主要富集在Ⅱ，Ⅲ油组，单井钻遇油层平均有效厚度达37 m。该油藏各油层的渗透率变异系数、构造形态、油水边界、压力系统和原油性质也基本接近，且具有较稳定的生产能力，具备层系细分的物质基础。CS油藏Ⅱ，Ⅲ油组之间泥质夹层薄，尤其是向东部油藏高部位减薄，使局部地区隔层分布不稳定，加之断层错开了相邻断块的厚油层，并错层连通，因此，水驱时对断层的封闭性和连通性的描述不够准确，致使分层系开发的难度增加（图1）。此外，注气工艺条件的约束，也使注气初期分层系开发受到了限制。

图1 CS油藏Ⅲ油组顶面构造简图（a）及W—E方向油藏剖面（b）Fig.1The top structure of oil groupⅢ（a）and reservoir profile of W-E direction（b）of CS reservoir

到注气后期，CO2驱开发的矛盾日趋显现。平面上，与水驱开发特征相类似，水窜的方向也是气窜的方向，即主河道方向；纵向上，由于流体间的密度差引起驱替中产生重力舌进现象，因此，在注入井和生产井之间的油藏顶部比底部更具有CO2驱的优势［9-10］。CS油藏后期密闭取心结果也进一步证明了上述现象，从岩心标本可明显观察到，油藏顶部比底部的清洗程度高，残余油相对较低。从CS油藏密闭取心井水淹剖面图（图2）可以看出：该井整体水淹均匀，但层内与层间水淹仍有差异，层内非均质性较层间非均质性强，相对均质的厚层顶部气驱油效率高，剩余油饱和度低；物性相对较好的Ⅱ油组2和3小层，由于顶部受气驱影响，驱油效率高，达到50%左右，而底部水淹相对较轻，驱油效率约35%；紧邻夹层的下部，如Ⅲ油组3小层，受气驱影响，驱油效率相对较低；受注采关系影响，层间驱油效率差异大。Ⅱ油组整体动用程度高，Ⅲ油组整体动用程度低，剩余油相对富集。

图2 CS油藏密闭取心井水淹剖面Fig.2Water flooding profile of sealed core hole in CS reservoir

根据密闭取心研究成果，结合动态分析，综合判断CS油藏注气开发后期剩余油主要富集在油层底部，即Ⅱ油组3小层底部、夹层下部和Ⅲ油组底部。因此，发生气窜后，将Ⅱ，Ⅲ油组细分为2套开发层系，对CS油藏南部断层附近油层厚度较大、产能较高且剩余油相对富集的区域进行了分注分采，重新调整了高部位井组的注采层位，以减少储层非均质性造成的层间干扰，使CO2更多地进入到低渗层，从而更好地动用剩余油饱和度高的油层。

2 注采结构调整

国内外文献调研认为，倾斜油层中注气效果比水平油层要好很多，而且美国和加拿大等国家有许多倾斜油层有效实施注气的成功实例［11］。因此，可以从构造的上倾部位注气，并保持低速生产，使重力足以保持密度较小的CO2与原油混相，从而有效抑制CO2的指进，提高波及体积［12］。

利用数模手段，建立不同倾角一注一采典型模型，研究地层倾角分别为0°，5°，10°，15°，20°，25°，30°和35°时的CO2驱采出程度、剩余油分布和CO2波及情况。模拟结果表明：随着地层倾角的增加，采出程度增加（表1）；油藏高部位剩余油饱和度降低，同时高部位的CO2含量增加，形成小的气顶，更有利于气驱油；地层倾角越大，采用高部位注气开发的效果就越好（图3）。

表1 不同倾角下预测期末采出程度Table 1The degree of reserve recovery at different dip angles

图3 不同倾角时预测期末剩余油分布Fig.3Remaining oil distribution at different dip angles

CS油藏地层倾角为15°，利用重力改善驱替效率和原油采收率的效果比水平油藏更为显著。气窜发生后，在CS油藏构造高部位南中Ⅱ断块和南中Ⅲ断块南部断层附近各调整了一口采油井转注气，利用重力分异和改变液流方向来改善驱替效果，有效地抑制CO2因重力超覆带来的危害，降低气油比，减少CO2的损失和无效的注气［13］。

3 注入方式调整

CO2是非黏稠、高流动性的流体。窜流的CO2会从油的侧面绕流，可能会指进或窜入生产井，特别是在垂向渗透率较高的油藏中，由于受流体压力梯度以及孔隙间的浮力和毛管力的影响，可使流体产生明显的垂向窜流［14］。降低油藏水平窜流和垂向窜流程度最常用的方法是交替注入水和CO2，此方法可以降低CO2流度，并减少流体的垂向窜流，这是因为引入的另一流动相改变了流体的相对渗透率［15-16］。

国外研究表明，在倾斜油藏中，对下倾方向采用水气交替驱比对上倾方向采用气驱更为有效。对互相连通的层状油藏，采用水气交替注入更具优越性，这也是国内外防止气窜的一种有效方式。尽管与连续注气相比，在水气交替注入过程中发生异常现象（如气锁等）的可能性会明显地增加，但这仍不失为一种现场操作性强又比较经济的防气窜方法［17］。

为此，开展了CS油藏水气交替注入方式研究，设计了水气交替10个段塞的注入方案，并预测了提高采收率的幅度。与单一段塞CO2驱方案和水驱方案进行了对比，在相同CO2注入量条件下，15年评价期内，水气交替注入方案比CO2单一驱替提高采收率3.2%（图4），含水下降也更为显著（图5）。

图4 CS油藏不同驱替方案累积产油曲线对比Fig.4Comparison of accumulate oil production curve between WAG plan and CO2flooding plan

图5 CS油藏不同驱替方案含水率变化对比Fig.5Comparison of water cut change between WAG plan and CO2flooding plan

注气后期CS油藏沿主河道方向发生气窜后，按照上述水气交替方案，在气窜较严重的C5井实施水气交替注入。方案实施后C5井对应的2口生产井气油比明显下降，产量上升。其中生产井S198井产油量从4.3 t/d上升到5.9 t/d，含水基本稳定［图6（a）］；另一口生产井S195井产油量从3.2 t/d上升到7.3 t/d［图6（b）］。注入水有效地改变了流体的相对渗透性，水气交替驱见效明显。

图6 水气交替注入前后生产曲线Fig.6The production curves before and after water alternating gas injection

4 注入剖面调整

CS油藏CO2驱后期，气体流动性较好并因重力超覆向油层顶部指进，使油层纵向上非均质性有进一步加剧的趋势，造成采油井在Ⅱ油组顶部和Ⅲ油组顶部的层位过早见气，进而降低了CO2驱油的有效性，影响了注气开采的效果。利用调剖手段可减缓层间和层内矛盾，控制气体的窜流。

由于CS油藏埋藏较深，温度较高，选择高温耐盐的驱剂调整剖面具有一定的难度。针对气窜较严重的C5井，选用聚合物调堵防气窜和CO2+泡沫驱防气窜2种方法进行剖面调整［18］。

现场对C5井实施调剖，54天累计注入堵剂3 482 m3。从调驱施工前后的压降曲线（图7）可以看出：注水启动压力明显提高，从11.58 MPa上升到20.66 MPa；调剖前关井压力下降较快，短时间内压力就降到最低，反映出地层具有较明显的大孔道吸水特征；调剖后关井压力缓慢下降，压降曲线较平缓，表明深部调剖已经起到了对大孔道的封堵作用。

CO2+泡沫驱室内实验筛选了适应CO2泡沫驱油的YFP-2起泡剂，界面张力达到0.16 mN/m，泡沫质量分数大于75%，具有一定的抗盐能力。在CS油藏注入污水条件下，YFP-2起泡剂与回注污水的配伍性较好，起泡体积达到52 mL，半衰期较长，界面清楚。CO2与表面活性剂溶液混合形成的泡沫可使CO2流度降低50%以上［19-20］。

图7 C5井调驱前后压降曲线Fig.7The pressure fall off curve of C5 well before and after profile controlling and flooding

5 防气窜综合治理效果

2011—2013年通过对CS油藏开发层系、注采结构、注入方式以及注入剖面4个方面的调整，明显控制了气窜。油藏气油比从2 733.10 m3/m3下降到63.84 m3/m3，增油效果也进一步扩大，超过了数模预测的日产油高峰值和含水降幅指标，并维持在数模预测的见效高峰平台。日产油从注气前的30.72 t上升到注气后的81.68 t，达到峰值。提高采收率7.9%，吨气换油率为2.25 t CO2/t油。

6 结论

（1）CS油藏注气开发后期剩余油主要富集在油层底部。发生气窜后，对油层厚度相对较大、产能相对较高且剩余油相对富集的区域进行了分注分采，以减少储层非均质性造成的层间干扰，使CO2更多地进入到低渗层，从而更好地动用剩余油饱和度高的油层。

（2）气窜发生后，在CS油藏构造高部位调整了2口采油井转注气，利用重力分异和改变液流方向来改善驱替效果，有效地抑制了CO2因重力超覆造成的气油比增加。

（3）CS油藏主河道方向发生气窜后，设计了水气交替注入方案，对气窜较严重的井实施注水，有效改变了流体的相对渗透性，水气交替驱效果明显。

（4）CO2与表面活性剂溶液混合形成的泡沫可使CO2流度降低50%以上。

（5）CO2驱开发后期油藏工程设计的关键是做好防气窜综合治理。CS油藏经注气综合治理，油藏气油比从2 733.10 m3/m3下降到63.84 m3/m3，日产油从注气前的30.72 t上升到注气后的81.68 t，取得明显效果。

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（本文编辑：王会玲）

Comprehensive treatment of gas channeling at the later stage of CO2flooding

CHEN Zuhua1，TANG Yong2，WANG Haimei1，CHEN Yuhan1
（1.Sinopec Huadong Branch Company，Nanjing 210011，China；2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China）

It is difficult for the field to achieve the CO2miscible flooding efficiency of indoor experiments which could reach more than 90%.Recovery factor is limited mainly by several aspects,namely,CO2viscous fingering,gravity overlap and reservoir heterogeneity,which exert negative influence on CO2sweep efficiency.On the other hand,gas channeling aggravates gradually and development conflicts intensify continuously at the later stage of production.This paper analyzed development effect of CO2flooding,regarding layer series of development,injection-production structure, way of injection and injection profile,moreover,proposed technologies of strata subdivision,injection in the top,water alternating gas（WAG）,polymer profile control and CO2+foam flooding.Good response has been observed after the onsite implementation.Reservoir overall gas-oil ratio decreased from 2 733.1 m3/m3to 63.84 m3/m3,and daily oil production increased from 30.72 t（before gas injection）to 81.68 t（after gas injection）.Generally,this anti-gas channeling comprehensive technology is of great significance for similar reservoir scenario design and gas channeling prevention.

CO2flooding；later stage ofproduction；anti-gas channelingmethods；viscous fingering；gravityoverlap

TE341

：A

2014-05-21；

2014-06-18

中国石油创新

“近混相驱相态和渗流表征”（编号：2012D-5006-0201-CO2）资助

陈祖华（1969-），女，高级工程师。主要从事油田开发和注CO2驱提高采收率等方面的研究工作。地址：（210011）江苏省南京市热河南路37号华杨大厦。电话：（025）58611020。E-mail：zuhuachen@tom.com。

1673-8926（2014）05-0102-05