低渗透油藏CO2、水交替驱提高采收率及其影响因素分析

杜美馨，刘 刚

低渗透油藏CO2、水交替驱提高采收率及其影响因素分析

杜美馨，刘 刚

（西北大学 地质学系，陕西 西安 710069）

低渗透油藏储层致密，水驱后期，含水率逐渐增高，驱替效率也随之降低，剩余油潜力依然较大。应用CO2驱油技术，一方面可以较大幅度的提高采收率，同时也可将一部分的CO2封存在地下。通过室内CO2、水交替驱油实验以及实际生产，分析了采收率提高情况以及影响采收率提高的因素。结果表明：气水交替驱最终驱油效率51.2%~62.7%，平均58.7%，比水驱油平均高10.1%；尤其以渗透率大于1.0×10-3μm2的样品采收率提高比较显著；气水交替驱，不同渗透率岩样在注入0.5 PV的气体或者水时躯替效率提高最大；驱替压差与渗透率呈反比关系，随着驱替压差的减小驱油效率增大；低渗透油藏在实际注气生产过程中，应综合考量各类因素的影响，制定合理的注采方案。

CO2、水交替驱；采收率影响因素；躯替效率；

化石燃料是全球CO2排放的最大贡献者，碳捕集与封存被认为是一项减少碳排放、缓解温室效应的关键技术。CO2驱油技术为碳捕集与封存提供了巨大的潜力，在驱油过程中可以将一部分CO2永久地封存在地下，可以带来良好的社会和经济效益[1]。

鄂尔多斯盆地低渗透油藏，CO2驱油采收率的提高，依赖于宏观和微观的驱替效率。注气方式、注入压力、储层的物性、CO2在孔隙空间中的水岩所用等因素控制着驱油效率的提高。选择合适的注气方式以及注气过程中参数的合理选择对油田实际增产就显得非常重要。本文重点通过室内CO2驱油实验和实际生产整体揭示CO2驱对采收率的提高情况，同时对CO2驱替方式、气水转注时机、储层的物性以及注气后对物性的改造等因素对驱油效率的影响做初步的探索。

1 CO2驱油实验及影响因素分析

1.1 驱替方式对驱油效率的影响

实验表明，长6油层组CO2最小混相压力为22.4 MPa，注入区储层的地层破裂压力为24 MPa。受限于地层破裂压力、储层的低渗透能力以及较强的非均质性，采取了CO2非混相驱替的方式。而非混相驱容易形成气体通道，气体的波及效率低，相对于混相驱而言采收率低下[2-3]。气水交替驱油可以有效的控制气体的流动性，减少气体突破时间，有效延缓气窜，增大气水波及面。对于难以达到混相条件的，气水交替驱要优于注水和连续注气。实验表明，连续注气超过0.5 PV时，所有样品的驱油效率都表现出现增幅降低且趋于平缓的趋势，而在气水交替后，驱油效率表现比较大幅度的增高趋势。

1.2 渗透率对驱油效率的影响

在低渗透砂岩储层中，渗透率相对较大时，CO2气体在储层孔隙空间中运移相同位移所需的时间会缩短，气体突破所需的时间也会缩短，这有利于提高CO2气体在储层中的波及效率。水驱油能够采出储层中联通性较好的大、中孔隙空间中的原油，微小孔中的原油动用较少，水驱油后期，含水率较高的情况下，进行CO2驱，可以有效降低剩余油的粘度，改善原油与水的流度比，连通性较好孔隙空间中的油膜以及微小孔隙空间中的剩余油更容易被驱替出来，因此渗透率相对较高的储层气水交替驱会取得较好的效果。

图1 CO2、水交替驱不同阶段驱油效率变化

从图1可以看出，渗透率小于0.5×10-3μm2的岩样驱油效率最低，气驱平均提高采收率5.0%，最终驱油效率平均值约为53.6%；渗透率介于0.5×10-3μm2~1.0×10-3μm2的岩样最终平均驱油效率为59.63%，气驱平均提高采收率6.0%；渗透率大于1.0×10-3μm2的岩样，驱油效率提高值最大，气驱平均提高采收率10.85%，最终采收率为61.9%。

1.3 转注时机对驱油效率的影响

水、气交替转注时机的选择至关重要。随着驱替时间增加，水气交替驱最终驱油效率总体趋势是增加的。随着驱替时间不断延长，驱油效率增加幅度趋于平缓，驱油效率随时间不再增加时，为了确定最佳转注时机，需要分析驱油效率随注入孔隙体积倍数的变化。不同渗透率岩心在注气量为0.5 PV时，驱油效率提高值最大，一般提高2.5%~6.3%，随着注入孔隙体积倍数不断增加，驱油效率变化逐渐趋于平缓，气驱转水驱时，当注入量为0.5 PV时，驱油效率提高值亦为最大值（图2，图3）。随着注入孔隙体积加倍，驱油效率提高幅度也对应变缓。为了获得较高驱油效率，水气交替驱注入孔隙体积倍数应控制在0.5~1.0 PV范围内。

图2 水驱转气驱

图3 气驱转水驱

1.4 驱替压力对驱油效率的影响

气驱过程中，不同驱替压力的驱油效果也有所差异，实验表明驱替压差与渗透率呈反相关的关系。驱替压差小于1.4 MPa的岩样驱油效率最高，随着驱替压力的增大，岩样的驱油效率逐渐降低（图4）。实际注气生产初期，由于CO2气体在液体中的溶解效应以及气体进入到微小孔隙中，会出现压力降低的现象。注入压力恒定时，需要较小驱替压力的储层，气体的波及效率会更高一些，有利于驱油效率的提高；驱替压差较大的储层，在压力降比较明显的生产初期，驱替效果必然会受到影响。实际生产动态表明，在气水交替驱的过程中，地层压力若能恢复到12 MPa（地层压力），就可以获得较好的驱替效率。

图 4 注气阶段不同驱替压差的驱油效率变化

2 实际产量提高情况

靖边油田于2012年9月开始对45543-03井开始注气生产，2013年3月开始对45543-05井和45543井注气生产，截止2014年7月累计注入CO218 500 m3。图5 为注入区生产井产液量与产油量的变化情况。

图5 平均产液量与产油量变化

开始注气后产液量与产油量有了明显的提高，平均产油量比预测产量高出20%左右。2013年3月对45543-03井停止注气，在2013年9月恢复注气，恢复注气后的一个月时间里，平均单井产量增加45%。可以看出，在进行了气驱之后产量有大较大幅度的提高，在短时间之内CO2注入也可以较大幅度的提高产量[2]。

3 结 论

低渗透砂岩储层水驱后进行气驱可以较大幅度的提高采收率，实验表明：气水交替最终驱油效率51.2%~62.7%，平均58.7%，气水交替驱油最终驱油效率比水驱平均高10.1%，实际产量比预期产量高出20%左右。

在进行气水交替驱试验中，不同渗透率的岩心样品采收率的贡献值不一样。比较明显的趋势是渗透率大于1.0×10-3μm2的岩样，采收率的提高值较大；水驱转为气驱之后，在注入约0.5 PV气体后，采收率的增加幅度最大，随着后续气体的持续注入，采收率逐渐下降，气驱转水驱之后，同样在注入0.5 PV水左右，采收率的提高值最大，随着注水的进行，采收率逐渐下降。替压差与渗透率呈反相关的关系，随着驱替压差的逐渐减小，驱油效率有增高的趋势；CO2注入储层后会与地层发生相应的水岩反应，使孔隙度有一定程度的减小，渗透率变化不显著或者稍有增大。

［1］Henriksen D E, Ombudstvedt I. GHGT-12 CCS–What Does it Take? Necessary Framework to Succeed with CCS ☆[J]. Energy Procedia, 2014, 63:6730-6737.

［2］Jinfeng Ma, Xiangzeng Wang, et al. Jingbian CCS Project, China: Second Year of Injection, Measuurment, Monitoring and Verification. Energy Procedia. 2014，63：2921-1938.

［3］魏浩光, 岳湘安, 赵永攀, 等. 特低渗透油藏天然气非混相驱实验[J]. 石油学报, 2011, 02: 307-310．

Analysis on Factors of Enhancing Oil Recovery by CO2and Water Alternating Flooding in Low Permeability Reservoirs

（Department of Geology, Northwest University, Shaanxi Xi’an 710069，China）

The low permeability reservoir is tight. After water flooding, water content increases gradually and the water-oil displacement efficiency comes down while the potential of residual oil is still huge. CO2oil displacement technique can not only enhance oil recovery greatly, but also store partial CO2in the underground. In this article, the efficiency and related factors of CO2-water alternating EOR were analyzed by laboratory experiments and practical production. The results indicate that the final efficiency of CO2water alternating displacement is in the range of 51.2%~ 62.7%, with an average of 58.7%, which is 10.1%higher than that of water displacement. In particular, the recovery rate of samples with permeability greater than 1.0×10-3μm2increases significantly. The displacement efficiency of different samples with various permeability increases mostly when they are injected 0.5 PV gas or water in CO2water alternating displacement. In addition, the displacement differential pressure is inversely proportional to the permeability, and the oil displacement efficiency increases with the decrease of the displacement differential pressure. Above all, we should consider the impact of various factors in practical gas injection and production process of low permeability reservoirs.

CO2and water alternating flooding; factors of enhancing oil recovery; efficiency of EOR

TE 357

A

1004-0935（2017）04-0354-03

2017-03-08

杜美馨（1992-），女，硕士，陕西西安人。