裂缝性致密油藏CO2定容混相驱实验研究及应用

王 萍

(中国石化华北油气分公司 石油工程技术研究院，河南 郑州 450006)



裂缝性致密油藏CO2定容混相驱实验研究及应用

王 萍

(中国石化华北油气分公司 石油工程技术研究院，河南 郑州 450006)

针对红河油田长8油藏注水开发过程中主向井裂缝性水淹特征严重、侧向井无水驱受效特征、影响油藏采收率的问题，为实现裂缝性致密油藏有效动用，建立了裂缝、基质双重介质条件下CO2定容混相驱评价模型，并开展红河油田CO2定容混相驱室内实验研究，分析了CO2定容混相驱驱替压力传递规律和驱油效果。结果表明：CO2定容混相驱利用裂缝通道为基质孔隙增能，能够有效提高CO2和基质孔隙原油的混相程度，比常规驱替方式提高基质驱油效率0.91%～10.11%。CO2定容混相驱技术在红河油田应用效果良好，井组累计增油1 089.5 t，能够有效提高裂缝性致密油藏基质原油的动用程度。

裂缝性致密油藏；定容混相驱；CO2气窜；驱油效率

红河油田长8油藏位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部，平均渗透率0.4×10-3μm2，平均孔隙度10.8%，局部天然裂缝发育，为裂缝性致密油藏。在前期注水开发过程中地层能量衰减快，受天然裂缝和人工裂缝影响，注入水方向性强，注水效果差。由于目前没有成熟的防止大裂缝通道水窜的有效工艺技术，急需开展裂缝性致密油藏提高采收率技术研究。CO2驱油技术在低渗透油田开采方面有着无法比拟的优势，在多数油田有很好的应用前景[1-5]，但对于裂缝性致密油藏，注入CO2容易沿着裂缝通道窜流到油井，大幅度降低注气效果[6-8]。显然，如何做到既有效利用裂缝通道，又要避免过早气窜问题，就成了提高这类油藏采收率的关键。借鉴单井CO2吞吐措施的增产机理，创新提出“CO2定容混相驱” 技术，即注CO2初期井组油井全部关井，注入CO2优先进入裂缝使裂缝压力升高，当裂缝增压至一定程度时，CO2进入基质储层不断与地层原油发生混相接触，最后油井全部开井生产。为论证CO2定容混相驱技术在裂缝性致密油藏应用的技术可行性，笔者结合红河油田实际条件，开展了裂缝、基质并存条件下CO2定容混相驱油评价实验， 为裂缝性致密油藏开展矿场试验提供依据。

1 CO2定容混相驱实验方案设计

为定量评价裂缝性致密油藏CO2定容混相驱油效果，建立了裂缝、基质并存条件下CO2定容混相驱替评价模型。将红河油田长8油藏实际岩心人工压开，并充填不同厚度垫片模拟不同宽度裂缝，岩心抽真空饱和地层水，确定孔隙体积。将裂缝岩心与基质岩心并联，按照实验流程连接好(图1)，水测渗透率并分别饱和油，记录基质岩心和裂缝岩心的出水量。关闭岩心下游开关，以一定压力在岩心上游注气蹩压，憋压过程中记录岩心入口、出口压力，绘制定容憋压过程中岩心上、下游两端压力变化曲线，分析裂缝、基质岩心并存条件下压力传递规律；当裂缝岩心出口压力和基质岩心出口压力相等时打开下游开关进行边注边采，此时记录裂缝岩心与基质岩心出油量及压力变化，计算裂缝岩心、基质岩心的驱油效率。将实验结果与常规注采方式进行对比，定量评价CO2定容混相驱油效果。

本次实验共设计6种并联组合模型进行实验，基质岩心渗透率分别是0.900×10-3μm2、0.559 ×10-3μm2、0.305 ×10-3μm2(见表1)；裂缝岩心有两种(见表2)，一是岩心造缝后不加垫片模拟天然缝，二是岩心造缝后加1 mm、2 mm垫片模拟不同宽度裂缝。实验温度65 ℃。

表1 基质岩心基本参数

表2 裂缝岩心基本参数

2 CO2定容混相驱实验结果

2.1 CO2定容混相驱二级驱替压力传递规律

通过岩心并联驱替实验，在CO2只注不采形成定容混相的情况下，绘制了不同裂缝宽度岩心与不同渗透率基质岩心并联时的上、下游压力变化曲线如图2所示。从图2可以看出，基质、裂缝并联条件下CO2定容混相时，裂缝岩心出口端压力上升较快，达到最大压差以后，驱替压差迅速下降形成优势窜流通道；对于基质岩心来说，受致密性影响入口端压力传递速度较慢，导致出口端压力上升慢，最终入口压力、裂缝岩心出口压力、基质岩心出口压力三者达到平衡，驱替系统两端压差为0，将此时的压力定义为CO2定容混相驱平衡压力。

不同岩心组合方式下的CO2定容混相驱平衡压力见图3。从图3可以看出，定容混相驱平衡压力值的大小受基质岩心渗透率、裂缝宽度综合影响。当裂缝宽度一定时，基质渗透率降低，定容混相驱平衡压力值就越大，分析原因为基质岩心渗透率越低，CO2进入基质孔隙的阻力就越大，对注入压力的要求就越高，但基质岩心渗透率对平衡压力值影响较小；对于相同渗透率基质岩心，随裂缝宽度增加，裂缝和基质平衡需要的压力也有所降低。实验结果显示：天然微裂缝发育时，定容混相驱平衡压力值为29 MPa～30 MPa；裂缝宽度≥1 mm时，定容混相驱平衡压力值稳定在23 MPa～24 MPa。

2.2 CO2定容混相驱油效果评价

由裂缝与基质岩心并联条件下CO2定容混相驱油实验结果见表3。

表3 不同注采方式下驱油效率对比结果

从表3可以看出，裂缝与基质岩心并联条件下采用CO2定容憋压后注采同步的方式，裂缝中的油基本全部被采出，驱油效率高达96%以上，而基质岩心驱油效率只有不到12%。主要原因是裂缝岩心气窜后，裂缝成为主要的气流通道，驱替压差迅速减小，基质岩心波及体积较小，导致基质驱油效率低。裂缝宽度越大，基质岩心驱油效率越低；裂缝宽度一定时，随基质岩心渗透率降低，裂缝岩心驱油效率不变，基质岩心驱油效率降低；说明裂缝与基质岩心的渗透率极差越大，基质岩心驱油效率就越低。

并联岩心的渗透率级差不同，CO2定容混相驱二级驱替压力变化特征也有差别。仅存在微裂缝时，在CO2沿裂缝窜通前基质岩心出口压力有一定程度提高，采用注采同步方式可驱出部分基质孔隙中的原油(见图2a))；地层中存在大的裂缝通道时，裂缝岩心首先发生气窜，基质岩心出口压力不变，采用注采同步方式根本无法驱动基质孔隙中的原油(见图2b))。为进一步定量评价CO2定容混相驱提高基质驱油效率程度，对比分析红河油田长8油藏CO2定容混相驱与常规注采同步方式的驱替实验结果。可以看出：采用哪种注采方式，对裂缝岩心的驱油效率影响不大，驱油效率均在96%以上；而注采方式对基质岩心驱油效率影响较大，与常规注采同步方式相比，定容混相驱能够提高基质岩心驱油效率0.91%～10.11%。充分说明对于裂缝性致密油藏来说，初期采用CO2定容憋压混相不仅能给基质孔隙增压，还有利于提高后期注采同步阶段中基质孔隙原油的动用程度，从而大幅提高油藏采收率。

3 现场试验情况

HH156井组位于红河油田12井区北部，为一注四采CO2驱先导试验井组。注气前水平井全部投产，滞后能量补充8个月。试验井组于2013年6月25日进行CO2注气，注气10 d后，主应力方向油井HH12P72井发生气窜，CO2含量监测值高达27.48%。2013年7月9日，HH12P72关井停止生产，井组形成近似“CO2定容混相”驱替。随着HH12P72关井压力上升，注入CO2

发生转向。定容憋压1个月后，侧向油井HH12P152见效反应特征明显(见图4)，含水由86%下降至76%，产油量由0.08 t/d上升到0.31 t/d，最高日产油1.19 t/d，截至2013年底井组累计增油1 089.5 t，定容混相驱增油效果明显。

4 结论

1)建立了裂缝、基质并存条件下CO2定容混相驱评价模型，裂缝气窜时机是影响裂缝性致密储层中基质孔隙原油动用程度的关键因素。

2)CO2定容混相驱利用裂缝通道为基质增能，能够有效提高CO2和基质孔隙原油的混相程度，与常规驱替方式相比能够提高基质孔隙驱油效率0.91%～10.11%。

3)CO2定容混相驱技术在红河油田裂缝性致密油藏应用效果良好，增油效果明显，为其它同类油田提高采收率提供了新方向。

[1] 曹学良,郭平,杨学峰,等.低渗透油藏注气提高采收率前景分析[J].天然气工业,2006,26(3):100-102.

[2] 何艳青,张焕芝.CO2提高采收率技术的应用与发展[J].石油科技论坛,2008(3):24-26.

[3] 高慧梅,何应付,周锡生,等.注二氧化碳提高原油采收率技术研究进展[J].特种油气藏,2009,16(2):6-12.

[4] 徐怀颖,张宝生.注入伴生CO2以提高北部湾油田采收率[J].新疆石油地质,2011,32(6):627-629.

[5] 胡滨,胡文瑞,李秀生,等.老油田二次开发与CO2驱油技术研究[J].新疆石油地质,2013,34(4):436-440.

[6] 高树生,胡志明,侯吉瑞,等.低渗透油藏二氧化碳驱油防窜实验研究[J].特种油气藏,2013,20(6):105-108.

[7] 刘必心,侯吉瑞,李本高,等.二氧化碳驱特低渗油藏的封窜体系性能评价[J].特种油气藏,2014,21(3):128-131.

[8] 彭松水.胜利正理庄油田特低渗透油藏CO2驱气窜规律研究[J].石油天然气学报,2013,35(3):147-149.

Experimental Study and Application of Carbon Dioxide Constant Volume Miscible-flooding in Fractured-tight Reservoir

WANG Ping

(Engineering Research Institute, North China Company, SINOPEC, Zhengzhou 450006, Henan, China)

In view of the serious water flooding of main direction well, invalid water-driving of lateral well, and finally influencing the reservoir recovery in Honghe Oilfield, the evaluation model of CO2constant volume miscible displacement is established under the condition of double media of fracture and matrix to achieve effective utilization of fractured tight reservoir in this paper. And experiment study of miscible flooding was carried out in Honghe Oilfield. At the same time, the rules of pressure transfer and oil displacement effect of CO2constant volume miscible displacement were analyzed. The results show that carbon dioxide constant volume miscible-flooding can effectively improve the mixed phase between the carbon dioxide and matrix porosity of crude oil, increasing the matrix pore with fracture channel. Matrix displacement efficiency was improved by 0.91%～10.11%, compared with the conventional flooding method. Carbon dioxide constant volume miscible-flooding technique has a good application effect in Honghe Oilfield with group total increasing-oil effect about 1089.5t. Carbon dioxide constant volume miscible-flooding can effectively enhance producing degree of matrix of crude oil in fractured-tight reservoir.

fractured-tight reservoir; constant volume miscible-flooding; CO2gas channeling; displacing efficiency

中国石化科技部项目(致密砂岩油藏有效开采关键技术应用研究):P14076

2016-07-11

王萍(1984-)，女，河北衡水人，工程师，硕士研究生，主要从事采油气及提高采收率技术研究，E-mail:wang1ping2@163.com。

TE122

B

1008-9446(2017)01-0010-04