超低渗油藏CO2水气交替驱实验研究

周星泽， 廖新维， 赵晓亮， 高 建， 罗 彪

(中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)



超低渗油藏CO2水气交替驱实验研究

周星泽， 廖新维， 赵晓亮， 高 建， 罗 彪

(中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)

鄂尔多斯盆地超低渗、特低渗储量丰富，水驱开发产量递减快，中后期含水率高，效果不理想.CO2驱是提高采收率的主要技术之一，但该技术在我国运用存在多方面的问题.水气交替作为结合气驱和水驱优势的方法，具有较高的适用性.开展物理实验模拟鄂尔多斯盆地安塞油田超低渗A区水气交替驱油效果，分析注入压力、注入速度、段塞大小、气水段塞比值对驱油效率的影响.结果表明保持较高压力、中等注入速度、段塞0.2 PV、气水比1∶1循环注入，驱油效率高，CO2注入量少.研究结果对超低渗油藏实施CO2水气交替工艺技术以及增加CO2驱在我国的适用性有参考价值.

CO2驱； 水气交替； 注采参数； 提高采收率； 超低渗

0 引言

鄂尔多斯盆地低渗透油藏储量丰富，以水驱作为主要开发方式，存在注不进，见水快，采收率低的现象[1].以鄂尔多斯盆地安塞油田A区低渗储层为例，通过岩心分析统计，其平均有效孔隙度为12.48%，平均气测渗透率为1.98 mD，其中部分区块达到超低渗级别，地层压力9.85 MPa，地层温度49.8 ℃.A区油层目前无水期驱油效率23.34%，含水95%驱油效率39.71%，含水98%驱油效率45.32%.目前含水率较高，采油速度低，需要实施提采措施.CO2驱作为一种提高采收率技术在美国得到广泛应用[2,3].同时CO2驱油后进行地质埋存被认为是减少温室气体的有效手段[4-6].CO2驱油与埋存是一套双赢的技术.我国在大庆油田、江苏油田、胜利油田、延长油田，都开展了矿场试验，但是由于我国CO2资源匮乏，矿场试验气窜严重等问题，CO2驱替技术应用没有得到广泛应用[7-9].

提高CO2驱技术在我国的实用性，是该项技术在我国发展的前提.目前，限制我国CO2驱技术的主要问题有：CO2资源少；混相压力较高；储层非均质性强；气窜严重；管线设备腐蚀等[10].水气交替驱作为一种水驱和气驱交替进行的CO2驱方式，将CO2驱降低原油粘度、减小界面张力、减弱粘性指进、增加弹性能的优势与水驱地层能量上升快的特点结合，使水气交替的适用性大大增强[11-14]，可以一定程度弥补CO2供应不足、成本高、容易气窜的问题.

CO2水气交替驱开发效果与注采参数关系密切，本文以实际油田样本为例，通过室内实验研究注入压力、注入速度、段塞大小、气水段塞比，对驱油效率的影响进行分析，并优化注采参数，以获得最佳开发效果，这项研究对矿场实际开发具有指导作用[15].

1 实验部分

1.1 实验样品

实验用油为该油田A区A61-21 井脱气原油，脱气油密度为0.837 1 g/cm3，粘度为6.43 mPa·s，实验前根据生产气油比，用标准气配制饱和原油.实验用水为A区A61-21井产出水，地层水总矿化度为81.91 g/L，pH值为5.8，水型以CaCl2型为主.CO2气体纯度为99.95%.

短岩心存在严重的出口末端效应[16]，超低渗条件下，微观非均质性导致的指进现象严重，实验效果误差较大.超低渗长岩心驱替压差过大，实验过程难以进行[17].因此，本实验从目标地层岩心中筛选渗透率接近的短岩心拼接起来以完善实验效果,两组岩心数据如表1和表2所示.

表1 第一组岩心数据

表2 第二组岩心数据

岩心在饱和地层流体时，先将储样装置中抽真空，真空度达到-0.1 MPa后，连接地层水储存样品容器进行自吸水饱和，再用地层油样品进行小流量(0.03 mL/min)驱替饱和，计量出口端的产水量(扣除管线残留)，即为饱和油体积.饱和后的岩心要进行老化处理，尽量模拟地层条件下润湿性.

1.2 实验设备

实验装置主要由驱替系统、岩心夹持器、储样容器、回压系统和计量装置组成[18].超低渗岩心驱替实验，对泵和夹持器的要求较高.本实验采用ISCO-DX100高压柱塞泵可以提供精准、可预设的流速和压力控制，不存在脉冲或流动异常等情况.岩心夹持器套筒和储样密封圈一律使用耐CO2腐蚀橡胶.

1.3 实验步骤

1.3.1 水驱/气驱

水驱和连续气驱实验作为基本对照组.恒温箱50 ℃，水驱/气驱实验出口压力设定为10 MPa，驱替速度0.03 mL/min，直到驱替出口出油量为0(水驱最终注入1.5倍孔隙体积地层水，气驱最终注入2.5倍孔隙体积纯CO2气体).

1.3.2 水气交替

将水气交替实验分为：注入压力、注入速度、循环段塞大小和气水段塞比四组，进行对比实验，研究不同参数对驱替效果的影响[19]，水气交替实验参数如表3所示.实验编号1-4组为压力实验组；编号1、5、6为注入速度实验组；编号1、7、8为循环段塞大小实验组；编号1、9、10为气水段塞比实验组.

超低渗岩心实验由于孔隙度小、渗透率低，实验结果的准确测量对结果的精确性影响很大.因此在本次实验过程中，考虑到了管线中的残留问题.通过测定驱替装置中管线的体积，在计算驱油效率过程中扣除管线的体积，可增加结果的精确性.

表3 水气交替实验参数

2 结果与讨论

2.1 水驱

岩心渗透率较低，在水驱过程当中，压力上升快，平均压差14 MPa，注入能力弱，有效渗透率0.019 5 mD, 驱替0.59 PV后见水，无水采收率为10.70%，驱替0.9 PV以后，含水率100%，最终驱油效率为22.62%，如图1所示.这种难注入、见水快、驱油效率低的现象是超低渗透油藏水驱的典型特征.

图1 水驱驱油效率和压差与注入量关系图

2.2 气驱

通过细管实验测量该区块原油最小混相压力为16.3 MPa，本次实验出口回压10 MPa，为非混相驱替.CO2在原油中溶解，0.6 PV前压力上升较慢，之后保持在平均压差4.3 MPa，CO2注入能力强，有效渗透率0.067 7 mD ，驱替1.5 PV后进入快速出油阶段，驱替2.2 PV后气窜，最终驱油效率为53.25%，如图2所示.与水驱结果对比，CO2连续气驱注入能力明显增强，驱油效率提高30.63%，但是根据我国的矿场实践结果，气窜是影响采收率的重要因素，因此需要调整CO2方式，优化注采参数.

图2 气驱驱油效率和压差与注入量关系图

2.3 水气交替

2.3.1 压力实验组

通过调整出口回压控制压力变化，实验结果见表4.出口回压的变化主要影响CO2在原油中的溶解量，压力升高，CO2在原油中的溶解度增加，原油流动性变好，甚至达到混相状态，使平均压差降低，注入能力变强，气驱驱油效率增加(如图3所示)，同时达到最终驱油效率CO2总注入量增加(如图4所示).

表4 压力实验组实验结果

图3 不同出口压力下驱油效率与注入量关系图

图4 驱油效率和有效注入量与压力的关系

2.3.2 注入速度实验组

调整驱替泵流量控制注入速度，实验结果见表5.增加注入速度，提高了注入端压力，对驱油效率影响不明显，如图5所示.但注入速度过快会减少CO2与原油接触时间，增加水驱前缘突进速度，使波及效率变小，水窜气窜更严重.注入速度增加，压力上升快，平均压差增大，达到最终驱油效率总CO2注入量增加，如图6所示.

表5 注入速度实验组实验结果

图5 不同注入速度下驱油效率与注入量关系图

图6 不同注入速度下压差与注入量关系图

2.3.3 段塞大小实验组

根据循环注入段塞大小计算相应的驱替时间进行实验.改变段塞大小，即就是调整水驱和气驱时间，实验结果见表6.增大段塞，增加驱替介质与原油之间的作用效果，能够增强CO2驱降低原油粘度、降低界面张力、增加原油体积、增强水驱提升地层压力的作用.但段塞过大，易造成窜流，尤其在非均质性强的储层，会减小波及系数.段塞过小，气驱段塞时CO2与原油接触量少，溶解量小，气驱效果不充分；水驱时注水时间短，压力上升慢，采油速度低.实验结果表明，循环段塞大小为0.2 PV时，效果最好，总注入量少，驱油效率高，如图7所示.

表6 段塞大小实验组实验结果

图7 不同段塞大小、段塞比条件驱油效率与注入量关系图

2.3.4 段塞比实验组

根据段塞比计算相应的水气段塞大小进行实验.改变段塞比，即就是调整水驱和气驱相对作用强弱.实验结果见表7.增大气水比，增强气驱作用，驱油效率增加，但总注入量增大，容易气窜.减小气水比，压力上升快，初期出油量大，气体总注入量小，但最终驱油效率低.实验结果表明，气水段塞等比例驱替效果最好，能够保证较高的驱油效率，同时能够减少总注入量，缩短驱替周期.

表7 段塞比实验组实验结果

实验结果表明，安塞油田A区水气交替CO2驱比水驱，连续气驱具有更高的驱油效率，CO2水气交替驱对超低渗油藏具有更好的适用性.通过注采参数优化实验发现，提高地层压力(达到混相最佳)，采用适中注气速度，段塞大小为0.2 PV，气水比为1∶1，能够保证较高驱油效率，减少CO2注入量，降低成本.

3 结论

(1)安塞油田A区超低渗油藏CO2驱和水气交替驱最终驱油效率较高，水驱驱油效率低.水气交替驱在较高压力、合理注入速度、循环注入段塞0.2 PV、气水比为1∶1的条件下，更优于CO2驱，能够减缓气窜，缩短生产周期，减少CO2用量，降低开发成本.

(2)水气交替驱随着注入压力升高，注入能力增强，气驱效果好(甚至达到混相)，驱油效率提高.在地层条件和经济效益允许的范围内，提高地层压力，能达到混相最优.

(3)水气交替驱，驱替速度过大，会导致驱替介质窜流严重，波及效率降低，注入压差大.需要根据油藏条件选择合适的注入速度.

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【责任编辑：蒋亚儒】

Laboratory investigation of miscible CO2WAG process in extra-low permeability reservoir

ZHOU Xing-ze， LIAO Xin-wei， ZHAO Xiao-liang, GAO Jian, LUO Biao

(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China)

Ordos basin has billion tons of extra-low permeability oil resources.Using conventional water flooding caused the rapid decline in output,high moisture content,which is difficult to enhance oil recovery.CO2flooding has become the main technology of enhanced oil recovery in the United States, but the technology has a variety of problems in Chinese oil field. Water-alternating-gas process as a way of combining advantages of gas flooding and water flooding has higher applicability.Analyze the different parameters′ influence on recovery efficiency.By changing the injection pressure,injection rate,slug size,gas,water slug ratio study the changing rule of the oil displacement efficiency,pressure and influx.The results of the study of extra-low permeability reservoirs CO2WAG technology increase the applicability of the CO2flooding in our country and have a reference value of implementation of the technology.

CO2flooding; water-gas alternating flooding; flooding parameters; enhanced oil recovery; extra-low permeability

2016-08-17

国家973科技计划项目(2011CB707302)； 国家自然科学基金项目(U1262101); 国家重点基础发展研究计划项目(2015CB250905)

周星泽(1991-)，男，河北南宫人，在读硕士研究生，研究方向:油气田开发工程

1000-5811(2016)06-0120-05

TE341

A