低渗透油藏CO2驱技术界限研究

2015-07-02庄永涛杨怀军王雪茹

石油地质与工程 2015年3期

关键词：气驱气水采收率

庄永涛，杨怀军，王雪茹

(1.中国石油大港油田分公司采油工艺研究院，天津大港 300280；2.中国石油管道局第六工程公司)

低渗透油藏CO2驱技术界限研究

庄永涛1，杨怀军1，王雪茹2

(1.中国石油大港油田分公司采油工艺研究院，天津大港 300280；2.中国石油管道局第六工程公司)

为了确定低渗透油藏CO2驱技术界限，在室内进行了多组长岩心驱替实验。结果表明：在驱替压力较低时高渗岩心采收率较高，驱替压力较高时低渗岩心采收率较高；在低渗与特低渗范围内岩心气水交替驱效果好于连续气驱，超低渗范围内连续气驱效果好于气水交替驱；高渗岩心选择气水交替驱时要注意防止气段塞过大加快气窜，低渗岩心选择气水交替驱时要适当增加气段塞比例大小。

低渗透油藏；岩心驱替；CO2驱；技术界限

近年来，国内发现的油藏多以低渗、特低渗透为主，常规的注水开发存在启动压力高、注水受效慢等特点，开发效果较差[1-3]。而注汽开发技术已成为提高低渗透油藏采收率的重要手段，其中CO2作为主要的注入气体，其混相压力较低，容易使原油体积膨胀，能够有效降低原油黏度和界面张力，提高驱油效率等优势，已受到油田的普遍重视[4-5]。

关于CO2驱在低渗透油田的应用，很多学者进行了不同方面的研究，吴忠宝等[6]对吉林大情字油田黑59井区二氧化碳混相驱进行了数值模拟的研究，并与水驱开发效果进行对比，得出最终采收率可提高14.9%；张烈辉等[7]针对PUNQ-S3低渗透油藏，通过建立目标函数，对不同注采方案进行对比研究，得出气水交替驱较连续气驱相比，采收率较高；何应付[8]采用油藏工程与数值模拟相结合的方法对大庆外围扶杨油层二氧化碳驱井网模式研究得出，五点井网与七点井网和九点井网相比，单井产量和换油率较高；Dacun[9]通过对斯卡莱德(Schrader)低黏、低温油藏气水交替驱的研究认为，低气水比和大段塞有利于提高该油田采出程度。

但针对低渗透油藏CO2驱技术界限研究报道还较少，本文选取低渗、特低渗和超低渗岩心进行了CO2驱室内实验，对注采参数进行优化和对比，并结合部分国内外已实施CO2驱区块的技术指标，总结出一套适用于不同类型低渗透油藏CO2驱的技术界限，旨在为实际区块选择CO2驱提供一定的参考。

1 实验材料和方法

1.1 实验材料

岩心取自东部某低渗油田天然岩心。为了方便对比，分别选取低渗、特低渗和超低渗三块不同渗透率的岩心，具体物性参数见表1。实验用油为航空煤油与地层原油按照一定的比例配制而成，原油取自井口，经过脱水以后去除杂质，实验用油基本特征参数为：饱和压力5.4 MPa，单次脱气气油比为42 m3/m3，单次脱气地层原油体积系数为1.125 m3/m3，地层原油和脱气原油密度分别为0.847g/m3和0.914 g/m3，压缩系数为1.08×10-3MPa-1，黏度值为20.13 mPa·s。实验所用饱和水为地层采出水，水型为NaHCO3型，总矿化度为5 325 mg/L，其中K++Na+为1 980 mg/L，Ca2+为98 mg/L，Mg2+为42 mg/L，SO42-为1 880 mg/L，HCO3-为279 mg/L，Cl-为1 046 mg/L；注入水取自注水站注入水，实验前去除杂质。

实验装置使用加拿大HYCAL岩心驱替设备(图1)，其中长岩心夹持器为实验的关键部分，在恒温箱中放置。

1.2 实验方法

(1)将各天然岩心抽提、烘干后，放入岩心夹持器，加环压，测定空气渗透率。

(2)岩心抽空24 h，测试岩心孔隙体积和水相渗透率，将恒温箱升温至油藏温度下，恒温24 h后，将饱和水的岩心注入油，进行油驱水，直至岩心出口端没有水流出为止，计算束缚水饱和度。

表1 实验用岩心物性

图1 岩心驱替实验装置

(3)调节注入泵注入压力，分别完成三块岩心水驱、气驱和气水交替驱实验，在此过程中精确计量注入量、产油、产水、产气以及驱替压差等。

2 实验结果及分析

2.1 不同驱替压力的采收率

为了研究压力变化对CO2驱采收率的影响，在不同驱替压力下分别注入2 PV CO2，此时采收率已基本不再变化，记录采出油量，计算采收率，如图2所示。由图2可以看出，三种岩心的采收率都随驱替压力的升高而升高，但变化幅度不同。在驱替压力较低时，渗透率越高，最终采收率越高；在驱替压力较高时，渗透率越低，最终采收率越高。这主要是因为在较低压力下，渗透率越低，CO2在岩心中的波及系数和驱油效率较低，在高压下CO2与原油达到混相，渗透率越低，CO2与原油溶解越充分，采收率越高。

2.2 不同驱替方式采收率

为了对比不同驱替方式下三种岩心的采收率变化，在25 MPa压力下累计注入2 PV水或CO2，分别进行了连续水驱、连续气驱和气水交替驱，其中气水交替驱气水段塞大小都为0.2 PV，记录采出油量，计算采收率，如图3、图4和图5所示。

可以看出，随着注入量的增加，不同驱替方式下三种岩心采收率都在增加，但增加幅度不同；在H-1和H-2中，气水交替驱效果先是低于连续气驱，后逐渐超过连续气驱，且渗透率越低，结束时两种驱替方式采收率差值越小；在H-3中，连续气驱效果始终好于气水交替驱。这主要是因为渗透率过低时，气水交替时水段塞注入困难，气水交替优势很难体现；在连续气驱中，注入气体突破后采收率基本不再增加，突破时注入量约为0.8～1.2 PV，且渗透率越低，突破时注入量越大。

图2 不同驱替压力下各岩心采收率

图3 不同驱替方式H-1岩心采收率变化

图4 不同驱替方式H-2岩心采收率变化

图5 不同驱替方式H-3岩心采收率变化

2.3 不同段塞比的采收率

为了对比气水段塞大小变化对驱替效果的影响，以H-1、H-2为例，通过改变不同段塞大小，交替累计注入2 PV时结束，记录采出油量，计算采收率，如表2所示。

表2 不同段塞下H-1、H-2气水交替驱效果

由表2 可以看出，H-1岩心中气段塞0.15 PV、水段塞0.1 PV时采收率最高，气段塞比例过小或者过大都会降低采收率。气段塞比例过小时，注气量低，采收率降低，如气段塞0.1 PV、水段塞0.2 PV；气段塞比例过大时，气窜严重，采收率降低，如气段塞0.2 PV、水段塞0.1 PV。H-2岩心中气段塞0.2 PV、水段塞0.1 PV时采收率最高，且气段塞相对比例越大，采收率越高。

对比H-1、H-2最优段塞大小比例发现，H1最优段塞比中注气量相对较少，H-2最优段塞比中注气量相对较多。这主要是因为在此压力下注气时属于非混相驱替，CO2利用率相对较低，渗透率越高，气窜越严重，因此，在渗透率较高区块进行气水交替驱段塞比例选择时，要注意防止气段塞比例过大；在渗透率较低区块进行气水交替驱段塞比选择时，要注意保证充足的注气量。