非均质岩心模型中水-CO2交替驱油特征研究

奥洋洋，方艳梅，龚建涛，刘高红，邓南涛

（1. 陕西延长石油（集团）研究院，陕西 西安 710075； 2. 长安大学地球科学与资源学院，陕西 西安 710054；3. 陕西省延长油田股份有限公司，陕西 咸阳 711300）

非均质岩心模型中水-CO2交替驱油特征研究

奥洋洋1，方艳梅2，龚建涛3，刘高红3，邓南涛1

（1. 陕西延长石油（集团）研究院，陕西 西安 710075； 2. 长安大学地球科学与资源学院，陕西 西安 710054；3. 陕西省延长油田股份有限公司，陕西 咸阳 711300）

针对非均质油藏中水-CO2交替注入中各个段塞所发挥的作用无法确定等问题，在非均质岩心模中设计了水-CO2交替驱油和不同注气方式后水-CO2交替驱油四组对比实验进行研究。结果表明，水-CO2交替、续注气、间歇注采和周期注气提高采收率幅度分别为78%、41.9%、32.2%、42.3%，然后在后三种注气方式基础上进行水-CO2交替驱油，分别再提高采收率9.5%、43.7%和16.6%。在非均质岩心模型中，水-CO2交替驱能够在其他开发方式基础上增大压力梯度、扩大波及体积并提高采收率；CO2段塞是驱替残余原油的主要段塞，水段塞主要起增加CO2段塞渗流阻力的作用。

非均质岩心；水-CO2交替驱；驱油特征；压力梯度；波及体积

已有研究表明水气交替注入能够较好地抑制气驱油过程中的气窜问题[1-5]。均质长岩心模型中水气交替注入段塞尺寸、水气比以及气体种类对气驱油效率的影响研究相对较多[6-11]。非均质模型中水气交替注入也有部分研究，但相对较少，且在水气交替实际应用中仍存在注入压力过高、注入段塞扩大波及体积规律不明确、水段塞和气体段塞在水气交替驱油中各自发挥的作用无法确定等问题。

针对上述问题，利用非均质岩心模型，在固定水气段塞尺寸和水气比条件下，进行了CO2气体水气交替、连续注气-水气交替、间歇注采-水气交替、周期注气-水气交替驱油实验；对比实验结果，考察了水气交替与其他三种注气方式提高采收率特征的差异，研究了水气交替注入过程中注入压力特征，分析了水气交替中水、气段塞扩大波及体积能力随注入周期的变化，明确了水气交替注入中水、气段塞各自的作用。

1 实验方法

1.1 实验材料及条件

实验用气为纯度99.99%的CO2气体；用油为国内某油田原油，组成如表1所示（粘度4.2 mPa·s）；实验用三层非均质模型尺寸为30 cm×4.5 cm×4.5 cm（三层厚度均为1.5 cm），液测渗透率分别为840、152、27（1×10-3μm2）。

1.2 实验方案

实验中驱替速度设定为0.6 mL·min-1，回压为15 MPa（非混相），温度108 ℃。水气交替注入过程中固定水气段塞比1:1，段塞大小0.1 PV。具体实验方案如表1所示。

表1 驱替实验方案Table 1 Flooding experiments plan

2 实验结果与讨论

2.1 水气交替驱采收率特征

驱油实验采收率数据如表2所示。作为一次驱油方式水气交替、连续注气、间歇注采和周期注气采收率分别为78%、41.9%、32.2%、42.3%；而在2～4组实验中，水气交替分别可在原驱替方式基础上提高原油采收率9.5%、43.7%和16.6%；可见，非均质条件下水气交替提高原油采收率的幅度远大于其他几种注气方式，且其可在其他几种注气方式基础上大幅提高原油采收率。从水气交替注入的时机看，直接水气交替驱总采收率最高，且用气量最少。

表2 采收率数据Table 2 The data of oil recovery efficiency

图1 各组驱油实验采收率和驱替压力梯度动态Fig.1 Oil recovery efficiency and pressure gradient of experiments

2.2 水气交替驱压力特征

图1(b～d)中连续注气、间歇注采和周期注气后期，驱替压力梯度保持平稳，对应原油采收率基本趋于稳定；后续水气交替驱时，驱替压力梯度大幅增长，原油采收率在原有基础上开始逐渐增大；驱替压力梯度达到最大值后逐渐降低，原油采收率增长速度开始减缓；随驱替压力梯度的进一步降低，原油采收率逐渐趋于稳定。图1(a)中直接水气交替驱后期驱替压力梯度与采收率的变化存在相似变化趋势。

可见，驱替压力梯度高于气驱压力梯度，整体上表现为先逐渐增大，达到最大值后逐渐减小的趋势；并且在驱替压力梯度增大过程中，采收率增长速度较大，而在驱替压力梯度减小过程中，采收率增长速度相对较小；驱替压力梯度变化能够显著影响采收率的增长速度。

2.3 水气交替驱波及体积特征

以连续注气-水气交替驱油实验为例，考察了随水气交替注入周期的增大，水、气段塞波及体积的变化，如图2所示。其中，连续注气波及体积为该阶段驱出油量与孔隙体积的比值来表征，后续水气交替波及体积用各段塞采出完毕时对应注入PV数与注入完毕时对应注入PV数的差值来表征。

图2 连续注气后水气交替波及体积随注入周期的变化Fig.2 Changes of the swept volume in the WAG process after the continuous gas injection flooding

由图2可见，连续注气后水气交替驱过程中，各水气交替周期内，水、气段塞的波及体积在0.5 PV以上，最大可达0.59 PV，而连续注气阶段气体波及体积仅为0.42 PV；表明，水气交替注入波及体积大于初始连续注气波及体积，并且随着水气交替注入周期的增加，水、气段塞的波及体积先增大后减小。

2.4 水气交替驱采出动态特征

由图3可见，连续注气后水气交替与间歇注采后水气交替驱中，出气速度增加，对应出油速度也逐渐增大，出气速度减小，出油速度随之逐渐减小，出油速度和出气速度的变化规律一致；而当出水速度增大时，出油速度减小，出水速度减小时，出油速度增大，出油速度与出水速度变化规律明显相反。表明，非均质模型中气驱后水气交替驱时，气体段塞驱替残余原油的能力高于水段塞，是驱替残余油的主要段塞，而水段塞主要起增大气体段塞渗流阻力的作用。

综上，驱替压力梯度增大导致气体段塞波及体积的扩大是非均质油藏中水气交替注入提高原油采收率的主要机理。

3 结 论

（1）水气交替驱采收率远高于连续注气、间歇注采和周期注气，并且其可在以上三种注气方式基础上提高原油采收率。

（2）非均质模型中，直接水气交替驱采收率高于气驱-水气交替驱，且用气量最少。

（3）气驱后水气交替驱时，气体段塞驱替压力梯度增加，导致气体段塞波及体积的扩大，这是非均质油藏中水气交替注入提高原油采收率的主要机理。

图3 连续注气后水气交替和间歇注采后水气交替采出动态Fig.3 Dynamic of the WAG after the continuous gas injection and the intermittent gas injection flooding

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Research on Characteristics of Water-CO2Alternate Flooding in Heterogeneous Cores

AO Yang-yang1, FANG Yan-mei2, GONG Jian-tao3, LIU Gao-hong3, DENG Nan-tao1
（1. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group), Shaanxi Xi’an 710075, China; 2. School of Earth Science and Resource, Chang’an University, Shaanxi Xi’an 710054, China; 3. Shaanxi Yanchang Oilfield Limited Company, Shaanxi Xianyang 711300, China)

Aimed at the problem that cannot make sure each slug’s function during water-CO2alternate flooding in heterogeneous reservoirs, in heterogeneous core model, four contrast experiments for studying water-CO2alternate flooding and water-CO2alternate flooding after gas injection with different patterns were carried out. The results indicate that the water-CO2alternate flooding, continuous gas injection, intermittent injection-production, cyclic gas injection can increase the recovery by 78%, 41.9%, 32.2%, 42.3%. And the water-CO2alternate flooding after carrying out the last three gas injection patterns can increase the flooding recovery by 9.5%,43.7% and 16.6% again. In heterogeneous core model,water-CO2alternate flooding can increase pressure gradient，expand swept volume and enhance oil recovery;CO2slug is main slug to displace residual oil, water slug play a major role in increasing CO2slug flow resistance.

Heterogeneous core; Water-CO2alternate flooding; Displacement characteristics; Pressure gradient; Swept volume

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）11-2517-03

复杂油气田地质与提高采收率技术基金项目，项目号：2011ZX05009-004。

2015-06-03

第一作者姓名（1986-），男，陕西省渭南市人，助理工程师，研究生，2014年毕业于中国石油大学（北京）学校石油与天然气开发工程专业，研究方向：提高采收率。E-mail：aoyang2000@163.com。