非均质性气窜对CO2驱油影响量化实验研究

杨 红， 余华贵， 江绍静， 黄春霞， 南宇峰

(1. 延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075； 2. 中国石油北京油气调控中心，北京 100000)



非均质性气窜对CO2驱油影响量化实验研究

杨 红1， 余华贵1， 江绍静1， 黄春霞1， 南宇峰2

(1. 延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075； 2. 中国石油北京油气调控中心，北京 100000)

针对延长油田乔家洼区块203井区CO2驱过程中，CO2沿储层高渗条带方向发生气窜的问题，采用均质和非均质人造岩心开展CO2非混相和混相驱油实验，引入非均质性气窜系数和驱油效率降低幅度两个评价参数，以量化研究非均质性对CO2气窜的影响程度，并分析渗透率级差和CO2驱油相态对非均质性气窜的影响。结果表明，渗透率级差对非均质性气窜影响明显，且非均质性气窜对岩心渗透率级差存在一定的敏感界限，该界限渗透率级差值为15。当渗透率级差小于15时为敏感区，非均质性气窜系数和驱油效率降低幅度随渗透率级差的增大迅速增大；渗透率级差大于15时为非敏感区。指进气窜和非均质性气窜的相对强弱以渗透率级差值K(3

非均质性； 气窜； CO2； 气窜系数

随着我国油气田勘探开发的不断深入，CO2气驱因其具有改善油水流度比、溶解膨胀、降低油水界面张力等作用备受关注[1-3]。在开展CO2气驱提高采收率的过程中，由于注入气与地层原油性质差异[4-6]、储层渗透率级差和裂缝发育等因素引起的CO2气窜是影响其驱油效果的关键因素[7-9]，其形式一般分为指进气窜、非均质性气窜和裂缝气窜[10-12]。在以往研究中，针对上述几类气窜对CO2驱油的影响中大多以定性为主，量化研究却较为少见。

延长油田乔家洼区块203井区主力产油层非均质性严重，单井渗透率级差为9.6～91.9，平均渗透率级差为32.1。该井区于2012年9月已开展CO2注入气试验，从现场驱油试验效果来看，一线53口受益井已初步见效，其中6口生产井均不同程度的发生气窜，且早期岩心资料显示发生气窜方向为储层高渗条带方向，但目前针对气窜的治理还处于探索研究阶段。为此，量化研究了非均质性气窜对CO2驱油的影响程度，分析了渗透率级差和CO2驱油相态对非均质性气窜的影响强弱，这有助于目标井区调整注气方案和采取进一步的气窜防治措施。

1 实验部分

1.1 实验岩心及仪器

实验岩心：尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm的人造岩心，其中均质岩心渗透率分别为10、30、100、200、1 800 mD，非均质岩心参数如表1所示。

表1 非均质岩心参数

实验仪器：100DX型恒速恒压泵，美国ISCO；TY-4型岩心夹持器，江苏海安仪器公司；气液计量系统，自制；JYB-3151压力测量系统，北京昆仑海岸传感器技术有限公司；ZR型高压中间容器，江苏海安仪器公司；恒温箱，江苏海安仪器公司；YC-4型回压阀，江苏海安仪器公司。

1.2 量化非均质性气窜思路

非均质岩心中，CO2气窜形式主要包括指进气窜和非均质性气窜，其对CO2驱油的影响可认为是上述两类气窜对CO2驱油的综合影响，故非均质岩心中非均质性气窜对CO2驱油的影响程度等于两类气窜对CO2驱油的综合影响程度去除指进气窜对CO2驱油的影响程度，而非均质岩心中指进气窜对CO2驱油的影响程度相当于均质岩心中高渗层和低渗层单独开采时两者影响程度的平均值。

气窜对CO2驱油的影响用气窜系数和驱油效率降低幅度进行评价。其中，气窜系数是指驱油实验中采出端含气率变化曲线与横轴气体注入量所围成的面积与气体总注入量的比值，气窜系数越大，表示气窜越严重。

1.3 实验方案

主要包括两部分实验：① CO2非混相驱油实验(实验压力为15 MPa)，量化非均质性气窜对CO2驱油的影响和渗透率级差对非均质性气窜的影响；② CO2混相驱油实验(实验压力为30 MPa)，量化相态对非均质性气窜的影响。上述实验流速均为0.6 mL/min，每部分驱油实验所用岩心包括均质和非均质岩心两部分。

2 结果与讨论

2.1 量化非均质性气窜对CO2驱油影响

图1为均质模型不同渗透率下CO2驱油动态。从图1中可以看出，在均质岩心中，指进气窜对岩心渗透率存在一定的敏感界限，该界限渗透率约为200 mD。在渗透率小于200 mD区域为敏感区，指进气窜系数随岩心渗透率增大急剧增大，指进气窜迅速增强；在渗透率大于200 mD区域为不敏感区，指进气窜系数随岩心渗透率增大增加缓慢，指进气窜变化不明显。

图1 均质模型不同渗透率下CO2驱油动态

Fig.1 CO2flooding dynamic of homogeneous cores at different permeability

CO2驱油过程(不受非均质性气窜影响)由于受指进气窜影响，其驱油效率与岩心渗透率也存在相同的敏感界限。当岩心渗透率在敏感区从10 mD增大至200 mD时，CO2驱油效率由94.4%降至82.1%；当岩心渗透率在不敏感区从200 mD增至1 800 mD时，CO2驱油效率仅变化2.2%。

表2为非均质模型气窜系数与驱油效率变化情况。表2中各模型指进系数和驱油效率分别为高渗层和低渗层对应值的平均值，各模型非均质气窜系数和驱油效率(综合影响)为通过开展非均质模型CO2驱油实验获得，各模型非均质性气窜系数和驱油效率降低幅度(非均质性气窜影响)为上述两者对应参数的差值。

表2 非均质模型气窜系数与驱油效率

2.2 非均质性气窜影响因素分析

2.2.1 非均质性影响 图2为非均质模型不同渗透率级差下CO2驱油动态。从图2中可以看出，非均质性气窜对模型渗透率级差存在一定的敏感界限，该界限渗透率级差为15。在渗透率级差小于15时，为敏感区，非均质性气窜系数随渗透率级差的增大迅速增大，非均质性气窜迅速增强；在渗透率级差大于15时，为不敏感区，非均质性气窜系数随渗透率级差的增大幅度较小，非均质性气窜变化较弱。

图2 非均质模型不同渗透率级差下CO2驱油动态

Fig.2 CO2flooding dynamic in heterogeneous cores at different permeability ratio

在非均质模型CO2驱油过程中，受非均质性气窜影响的驱油效率降低幅度对渗透率级差也存在相同的敏感性。当模型渗透率级差在敏感区从0增大到15时，CO2驱油效率降低47.8%；当模型渗透率级差在不敏感区从15增大至200时，CO2驱油效率降低幅度增加16.2%。

气窜系数比为非均质性气窜系数与指进气窜系数的比值。图3为不同渗透率级差下气窜系数比。从图3中可以看出，当渗透率级差小于K值(3

图3 不同渗透率级差下气窜系数比

Fig.3 Gas channeling coefficient ratio at different permeability ratio

当渗透率级差介于K和15之间时，非均质性气窜强于指进气窜，受非均质性影响的驱油效率降低幅度较大，且由于非均质性气窜系数在该渗透率级差范围内较为敏感，可以采取常规调剖的方式有效降低产层渗透率级差以较大幅度降低非均质性气窜对CO2驱油的影响；当渗透率级差大于15时(目标井区平均渗透率级差远大于15)，受非均质性影响的驱油效率降低幅度较小，且非均质性气窜系数对储层渗透率级差不敏感，常规调剖方式此时调剖能力有限，应采用强堵剂对高渗层或微裂缝进行强有效的封堵，以大幅度的降低产层渗透率级差，减弱非均质性气窜对CO2驱油的影响。

2.2.2 相态影响 图4中比较了相态对非均质性气窜的影响。图5为不同渗透率级差下非混相和混相驱指进气窜系数。从图4(a)中可以看出，不同渗透率级差下，非混相驱非均质性气窜系数较混相驱略高，在渗透率级差为200时，两种相态下非均质性气窜系数相同，说明CO2相态对非均质性气窜的影响很小。从图4(b)中可以看出，在不同渗透率级差下，非混相驱驱油效率降低幅度较混相驱大。这主要是由于在两者非均质性气窜程度相当的情况下，混相驱在驱油过程中对原油的萃取主要是由于非混相驱指进气窜较混相驱严重(见图5)，另外混相驱在驱油过程中对原油的萃取作用更强造成的。

图4 相态对非均质性气窜的影响

Fig.4 Phase impact on heterogeneous gas channeling

图5 不同渗透率级差下非混相和混相驱指进气窜系数

Fig.5 Gas channeling coefficient in the form of fingering at different permeability ratio under different phase

3 结论

(1) 非均质性气窜对CO2驱油影响明显。在渗透率级差为3、15、200条件下，非均质性气窜系数分别为0.29、0.37、0.52，驱油效率降低幅度分别为32.7%、47.8%、64.0%。

(2) 非均质性气窜系数和驱油效率降低幅度对岩心渗透率级差均存在一定的敏感界限，该渗透率级差值约为15。在渗透率级差小于15时，为敏感区，非均质性气窜系数和驱油效率降低幅度随着渗透率级差的增大均迅速增大；在渗透率级差大于15时，为不敏感区。CO2驱油相态对非均质性气窜影响较小。

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(编辑 宋官龙)

Quantitative Study of the Influence of Heterogeneity Gas Channeling on CO2Flooding

Yang Hong1, Yu Huagui1, Jiang Shaojing1, Huang Chunxia1, Nan Yufeng2

(1.Research Institute of Yanchang Petroleum Group Co. Ltd., Xi'an Shaanxi 710075, China;2.PetroChinaOilandGasControlCenterinBeijing,Beijing100000,China)

For the problem of CO2channeling along the fracture direction in 203 well area of Qiaojiawa block, Yanchang oilfield, CO2flooding experiment under immiscible and miscible condition is carried out with homogeneous and heterogeneous artificial core. Meanwhile, heterogeneous gas channeling coefficient and oil displacement efficiency lower amplitude are introduced to study the influence of heterogeneity gas channeling on CO2flooding quantitatively and analyse the influence of permeability differential and phase behavior on heterogeneity gas channeling. The experiment results show that the influence of permeability differential on heterogeneity gas channeling is obvious and there is a certain sensitive boundary. The sensitive boundary of permeability differential is about 15. It is sensitive when the permeability differential is lower than 15, and heterogeneous gas channeling coefficient and oil displacement efficiency decrease rapidly with the increasing of permeability differential. It is nonsensitive when the permeability differential is greater than 15. The relative strength of fingering gas channeling and heterogeneity gas channeling is bounded to permeability differential ofK(3

Heterogeneity; Gas channeling; CO2; Gas channeling coefficient

1006-396X(2015)05-0055-05

2015-03-04

2015-03-30

国家科技支撑计划项目“CO2埋存与提高采收率技术”(2012BAC26B03)。

杨红(1986-)，男，硕士，助理工程师，从事提高采收率方面的研究；E-mail：yh_cup2011@sina.com。

TE357.7

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.05.011