二氧化碳驱油注入方式优选实验

2015-05-14王维波师庆三余华贵黄春霞陈龙龙

断块油气田 2015年4期

王维波，师庆三，余华贵，黄春霞，陈龙龙

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.新疆大学地质与矿业工程学院，新疆乌鲁木齐 830046）

0 引言

二氧化碳（CO2）驱油技术经过多年发展，已成为常见的气驱提高原油采收率的开采方式之一。在低渗透、特低渗透及非常规油藏中，由于储层渗透率低、流动形式复杂[1]、存在贾敏效应[2]、强非均质性[3]等原因，与简单地利用水驱方式相比，注CO2驱油适用性较好[4]。

CO2驱分为混相驱和非混相驱[5]，CO2混相驱也是目前规模化应用的气驱技术[6]。依据油藏构造，CO2注入方式分为水气交替注入和重力稳定注入。取决于储层性质的水气交替注入方法，又有连续注入、简单注入、锥形注入等方式[7]。按照作用机理，注入方式还有周期注气、CO2吞吐等。不同注入方式有着各自的优缺点，决定其效果的影响因素也不尽相同[8]。

室内岩心驱替实验结果表明，低渗透油藏采用CO2水气交替驱能提高驱油效率[9]。均质模型中，气驱后水气交替驱时，水段塞为主要驱油段塞；非均质模型中，气驱后水气交替驱时，气体段塞是主要驱油段塞[10]。而周期注气综合了连续注气、水气交替和注气吞吐的优点，能够增大CO2的波及系数，缓解层间矛盾[8]。数值模拟研究表明，超前注气、周期注气、注轻烃段塞、水平井注气4种措施相结合，可以有效地改善注CO2驱油的开发效果，提高油藏的采收率[11]。对于不同注气方式，例如水气交替，其驱油效率、注入特征、注入效果，目前已经开展了不少室内研究[12-15]，并进行了矿场实践[16]。

注CO2驱油过程中客观存在的气窜现象，大大降低了驱油效率。为改善驱油效果，有必要对注入方式、注入参数筛选优化。对连续注气、水气交替注入、周期注气3种方式的主要参数进行室内实验研究，并比较驱油效果，据此对注入方式方案进行优选。

1 实验方案

1.1 岩心参数

实验所用岩心参数见表1。

表1 岩心参数

1.2 连续注气实验方案

连续注气过程的主要参数为注气压力、速度，在实验过程中对其进行最优化，回压设定为10 MPa。具体方案如下：

1）注入压力实验。分别在注入压力为14，18，22，26，28 MPa下，连续注气 1.00 PV。

2）注入速度实验。分别在注入速度为0.3，0.6，1.2，1.8，2.4 cm3/min 下，连续注气 1.00 PV。

1.3 水气交替注入及周期注气实验方案

1）水/CO2交替。关键参数主要是水气交替比例与段塞大小。

——水气比例。分别按2∶1，1∶2，1∶1等3种水气比例实验。注入段塞为0.20 PV，注入速度为0.6 cm3/min。

——段塞大小。在水气比为1∶1的条件下，设计了5 种不同的注入段塞，分别为 0.05，0.10，0.20，0.30，0.40 PV。注入速度为0.6 cm3/min。

2）周期注气。假定关井时间和注气时间相同，只研究周期注气段塞大小这一关键参数。注气段塞实验每周期分别注入 0.01，0.03，0.05，0.10 PV 气体，注入速度为0.6 cm3/min。

2 连续注气实验及分析

2.1 不同注入压力实验结果

绘制不同驱替压力下各累计注入孔隙体积倍数对应的采出程度曲线（见图1）。

图1 不同驱替压力下的采出程度

从图1中可以看出：

1）不同驱替压力下CO2驱的采出程度差别较大，注入压力越高，最终采出程度越高。注入压力14 MPa时驱替的采出程度最低，为39.03%；注入压力28 MPa时驱替的采出程度最高，为67.84%。但26 MPa和28 MPa压力下驱替时，采出程度随累计注入孔隙体积倍数变化曲线基本重合，且最终采出程度差别不大；驱替压力达到26 MPa后继续增大注入压力，采出程度变化不大，表明该压力范围已经达到了混相状态。在地层条件下，压力越高，原油中溶解的CO2越多，原油黏度降低得越显著，从而使流度增加，增加了流动性；同时，高压力下CO2与原油之间的界面张力减小，并且压力越高，界面张力降低得越多，混相效应越明显，驱替阻力减小，毛细管数增加，采出程度更高。然而，现场实施中，注入压力越高，对设备的要求也越高，并受到地层破裂压力的限制。

2）随着注入气体孔隙体积倍数增加，采出程度曲线逐渐平缓。原因是，气体突破后形成了窜流通道，压力有所降低，气体与油相作用减弱，驱油效果变差。从采出程度来看，在气体突破前，驱替压力越大，采出程度越高。

2.2 不同注入速度实验结果

进行5组实验，连续注气1.00 PV，注入速度分别为 0.3，0.6，1.2，1.8，2.4 cm3/min。为分析不同注入速度的影响，分别从以下方面进行对比。

2.2.1 采出程度

绘制不同驱替速度下各累计注入孔隙体积倍数对应的采出程度曲线（见图2）。从图2可以看出：

1）随着注入速度的增加，采出程度增加。注入速度为0.3 cm3/min时，采出程度为53.54%；注入速度为1.2 cm3/min时，采出程度增加到63.94%。其原因是，在同样的注气量下，注入速度越大，注入压力升高越快，地层油中溶解CO2越多，黏度降低幅度越大，油气界面张力越低，而且越接近混相驱，采出程度越高。

2）注入速度为 1.2，1.8，2.4 cm3/min 时，其采出程度明显高于0.3，0.6 cm3/min注入速度的采出程度。这是因为，这些注入速度所保持的注入压力接近于混相压力，近混相效应明显。

图2 CO2驱采出程度曲线

2.2.2 换油率

绘制不同驱替速度下各累计注入孔隙体积倍数对应的换油率曲线（见图3）。

图3 CO2驱换油率曲线

从图3可以看出：初期，在不同注入速度下，换油率差别较大，注气速度越快，换油率越大，并且换油率随注入量增加而升高；后期，随着注入量增加，换油率的差别逐渐减小，如注入速度分别为0.3，1.2，2.4 cm3/min时，气体突破前平均换油率分别为0.23，0.25，0.36。其原因在于：注入的CO2会溶解于原油和地层水中，注入速度小，不利于发挥补充气体和改善流度比的作用；随着CO2注入量增加，注入的CO2暂时积累，地层内压力增加，从而产生了高压力效应；注入压力越高，越接近混相压力，改善流度比和降低界面张力的作用越明显，采出程度越高，并且采出程度增加的幅度大于CO2注入量的增加幅度。在后期气体突破后，气体驱油效果变差，各驱油速度下换油率会相应地大幅度减小。

3 水气交替注入实验及分析

3.1 水气交替比例筛选

水气比是指在水气交替注入过程中注入的水和气体在地层条件下的体积比。实验注入段塞为0.20 PV，注入速度为 0.6 cm3/min，水气比分别为 2∶1，1∶1，1∶2。

1）采出程度。由图4可见：随着水/CO2交替驱注入量增加，采出程度增加；在同样注入量下，随着水气比增加，采出程度有所下降。这是因为，在水气比增加的同时，岩心出口也易过早见水，反而降低了采出程度。

图4 水/CO2交替驱采出程度曲线

2）见水/见气时间。由于注入速度为恒定值，因此，注入量可以表示注入时间的长短。从表2看出：随着水气比增加，气体突破时间及见气采出程度存在波动，水突破时间缩短，见水采出程度降低；水气比为2∶1，1∶1时，水、气突破时间最为接近，但水气比为1∶1，水、气突破时，采出程度都比较高，最终采出程度最高。

综合考虑，水/CO2交替驱时，选择水气比1∶1，驱油效果最好。

表2 不同水气比交替驱实验结果

3.2 水气交替段塞筛选

在水气比为1∶1的条件下，设计了5种不同的注入段塞，分别为 0.05，0.10，0.20，0.30，0.40 PV，注入速度为0.6 cm3/min。

绘制不同段塞的采出程度曲线（见图5）。从图中可见：0.05，0.10，0.20 PV段塞注入时，最终采出程度分别为54.46%，71.03%，71.78%，即较小注入段塞时，随着段塞增加，最终采出程度增加；但当水气段塞达到0.30，0.40 PV后，最终采出程度分别为69.82%，52.48%，即随着段塞增加，最终采出程度开始降低。水气交替段塞为0.05，0.40 PV的采出程度，明显低于其他3个段塞，而段塞0.20 PV的最终采出程度最高。其原因在于：注入段塞过小，水形成连续相，不利于发挥控制流度的作用；段塞过大，注入气体容易过早突破。因此，在利用水气交替注气开发中，最佳段塞为0.20 PV。

图5 不同段塞水/CO2交替驱采出程度曲线

4 周期注气实验及分析

注气段塞实验每周期分别注入0.01，0.03，0.05，0.10 PV气体，注入速度为0.6 cm3/min。不同段塞周期注气实验见水/见气数据及采出程度数据见表3和图6。

表3 周期注气实验结果

从表3和图6可以看出：

1）周期注气最终采出程度随着注气段塞的增加而增大。周期注气段塞为0.01 PV时，最终采出程度为65.58%，此时注气1.42 PV；周期段塞为0.05 PV时，最终采出程度为70.65%，注气1.70 PV；周期段塞为0.10 PV时，最终采出程度为72.05%，注气2.90 PV。

2）随着周期注气段塞的增大，见气周期数减小。周期注入0.01 PV时，见气周期为第71周期；周期注入为0.10 PV时，见气周期为第4周期：这说明小周期注入量有利于推迟见气。周期注气量少，压力低，压力向生产井传播慢，同时油中溶解的气量少，降压采油阶段膨胀能比较小，因此见气比较晚。

3）见气时采出程度随着段塞增大呈现先增大后减小的趋势，周期注入0.03 PV时的见气采出程度最高。

图6 不同周期注气采出程度曲线

由此可见，周期注气最终采出程度随着注气段塞的增加而增大，但适当减小周期段塞有利于推迟见气，有利于提高见气采出程度。值得注意的是，虽然周期段塞为0.10 PV时的最终采出程度比0.05 PV段塞高出5%，但考虑到0.10 PV时注入气体孔隙体积倍数要远高于0.05 PV和0.01 PV，在矿场条件下，考虑到储层非均质性、生产制度和生产条件的影响，难以达到本实验中的2.90 PV注入气体量。从见气采出程度和最终采出程度综合考虑，选择周期注入段塞0.03 PV为佳。

5 结论

1）连续注气实验中，随着驱替压力及注入速度增加，见气采出程度和最终采出程度逐步增大后趋于稳定。最佳注入压力为26MP，最佳注入速度为2.4cm3/min。

2）水气交替水气比实验中，相同注入量情况下，随着水气比增加，最终采出程度及见水/气时间先增大后减小。水气比为1∶1时，最终采出程度最高，水、气突破时间较为接近。

3）水气交替段塞优选实验中，从最终采出程度看，最佳段塞为0.20 PV。

4）周期注气实验表明，周期注气最终采出程度随着注气段塞的增加而增大，并且小周期注入量有利于推迟见气。从见气采出程度和最终采出程度综合考虑，选择周期注入段塞0.03 PV为佳。

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