水气交替微观驱油特征研究

2017-11-13王振华

石油知识 2017年5期

关键词：盲端波及水气

王振华

（中石化中原油田分公司科技处河南濮阳 457001）

水气交替微观驱油特征研究

王振华

（中石化中原油田分公司科技处河南濮阳 457001）

针对水气交替驱过程中CO2与水能否接触、对剩余油动用能力等问题，利用微观可视模型，研究了不同密度CO2驱后剩余油分布类型及挖潜对策，描述了水气交替微观封堵特征及对剩余油动用能力。实验结果表明，超临界CO2高密度的特征，可扩大CO2向油藏中下部的扩散运移；CO2驱后剩余油以油膜类、盲端类、等势点类、未波及区域为主，其中等势点及未波及区域是下步挖潜主要对象；水气交替的注水阶段与注气阶段呈现出不同的贾敏效应，其中注气阶段贾敏效应明显；水气交替可显著改善等势点类剩余油，但未波及区域动用程度不高。

CO2；微观驱替；剩余油；机理；水气交替

引言

二氧化碳（CO2）驱是目前广泛应用的三次采油方法，而CO2气窜已成为限制CO2驱进一步提高采收率的重要因素[1]，其中水气交替是现场实施最为经济且广泛采用的一种流度控制方法[2]。关于水气交替减缓气窜的研究，主要集中注入参数优化[3]，而超临界CO2具有高密度的特点，在油藏内CO2与水是否接触、如何形成水气交替贾敏效应、对剩余油动用能力研究较少。笔者以高温高压微观驱替设备为基础，研究了不同密度CO2驱油后的微观剩余油分布状态及挖潜措施，描述了水气交替微观封堵机理及其对不同类型剩余油的动用程度，研究结果为水气交替油藏选取及注入参数优化提供理论支持。

1 实验部分

1.1 实验设备

高温高压微观驱替装置主要由注采系统、可视高压釜、拍摄系统等组成，实验设备耐温150℃、耐压15MPa，实验流程如图1所示。

图1 高温高压微观可视化实验流程图

1.2 实验条件

为便于观察，实验选用航空煤油加入油溶性红色染色剂；水选用地层产出水，矿化度24×104mg/l，氯离子含量16×104mg/l，水型为CaCl2；实验模型为平板玻璃光刻蚀模型，其孔隙结构与储层岩石孔隙具有相似性。孔隙区域的尺寸为5cm×5cm，孔隙深度为100um，孔隙宽度为10～300um，孔隙体积约为1mL。为模拟密度差异对CO2波及范围影响，本文玻璃模型均采用垂向放置。

CO2驱实验条件如下。气态CO2驱实验条件：4MPa，60℃，CO2密度0.17g/cm3，煤油密度0.8g/cm3；低密度CO2驱实验条件：8MPa，60℃，CO2密度0.21g/cm3，煤油密度0.8g/cm3；高密度CO2驱实验条件：11MPa，60℃，CO2密度0.5g/cm3（与中原油田正开展CO2驱的濮城沙一下油藏82.5℃、20MPa对应CO2密度0.53g/cm3相近），煤油密度0.8g/cm3。

水气交替驱实验条件：11MPa，60℃。

1.3 实验步骤

CO2驱实验步骤：①将微观模型抽空饱和染色油；②以0.02mL/m英寸速度进行CO2驱油。

水气交替驱实验步骤：①将微观模型抽空饱和染色油；②以0.02mL/m英寸的速度进行水驱；③以0.02mL/m英寸的速度进行CO2驱；④重复步骤②、③。

2 CO2驱后剩余油富集类型及挖潜对策

2.1 不同密度CO2驱后宏观剩余油分布状态

超临界CO2最显著特征是“密度高、粘度低”，其中高密度对CO2波及范围影响较大。考虑CO2高密度特点，采用垂向放置玻璃模型模拟重力差异对CO2驱油影响。

图2 不同密度CO2驱后纵向波及范围图

选取了出口见气即气窜时刻，不同密度CO2驱后纵向波及范围，如图2所示。随着CO2密度升高，CO2驱的波及范围下移，其中图2-a气态CO2驱波及范围34%，图2-b低密度超临界CO2驱波及范围45%，图2-c高密度超临界CO2驱波及范围49%。因此对于N2或空气驱，注入气体密度随温度压力变化不大，波及范围以油藏顶部为主；对于密度变化大的CO2，应考虑油藏温度压力条件下对应的CO2密度，同时结合油藏厚度及剩余油分布，选取适宜的CO2注入段塞及流度控制时机。

2.2 CO2驱后微观剩余油分布状态

以高密度CO2驱实验为例，分析了CO2驱后微观剩余油分布特点。图中黄色箭头表明气驱方向。

（1）盲端区域

图3 盲端区域剩余油分布图

对于单流道盲端区域（图3-a），由于CO2驱替压差较小，CO2难以渗入此区域，因此单流道盲端区域剩余油较多。对于多流道盲端区域（图3-b），由于盲端为环路形，CO2在较低驱替压差下可进入并能驱替剩余油，残余油较少，因此单流道盲端是剩余油富集区域。对于单流道盲端剩余油可通过提高驱替压差，提高CO2渗入量以降低剩余油。

（2）膜状类剩余油

如图3-a中2号区域，CO2驱后存在油膜类剩余油，但此类型剩余油量较少，可通过多次冲刷减少剩余油量。

（3）等势点类剩余油

图4 流线两侧等势点类剩余油分布图

对于流线两侧，由于压力相近可定义为等势点。此类等势点形成的剩余油量较多，也是下步挖潜对象。此类区域可通过流度控制，改变CO2驱路线，以减少等势点剩余油。

（4）未波及区域

由于CO2波及范围以油藏中上部为主，对于油藏中下部是主要剩余油富集区，也是下步挖潜重要对象。此类区域可通过流度控制，以扩大CO2向中下部油藏扩散。

3 水气交替微观封窜特征

3.1 水气交替驱微观封窜机理

理论上，水气交替通过孔喉内水与气形成贾敏效应以减缓气相流度。在室内或现场水气交替中，注水阶段注入压力升高缓慢或略有降低，而注气阶段注入压力升高快。通过微观可视化实验发现可解释注入压力出现上述规律原因，在注水阶段表现为油藏内水多气少（如图5-a所示），贾敏效应较弱，但注气阶段油藏内气多水少（如图5-b所示），贾敏效应强；但是注水阶段和注气阶段均可实现贾敏效应封堵。

图5 水气交替驱不同阶段孔喉内流体分布图

3.2 水气交替驱后宏观剩余油分布特征

图6 水气交替驱不同阶段宏观波及范围图

由图6-a和图6-b可知第一轮次水驱初期，受重力影响，以波及油藏下部为主；在水驱末期随着不断注水开发，油藏剩余油降低，油藏底部基本被水驱过，相对顶部剩余油较多。

由图6-c可知第一轮次气驱初期，超临界CO2上浮，驱替顶部剩余油；在气驱末期（图6-d）超临界CO2波及范围以黄线上部为主。

在第二轮注水中，由于油藏内参与大量剩余气，受贾敏效应影响，注入水波及范围得到改善，逐渐向油藏顶部运移，如图6-e所示。微气泡分布于孔喉内，残余气与后续水形成贾敏效应，可扩大水驱向顶部扩散。第二轮注气后，CO2波及范围也得到有效改善，顶部剩余油较少，逐步波及到油藏底部，如图6-f所示。

3.3 水气交替驱后微观剩余油分布特征

图7 同一位置水气交替驱不同阶段剩余油分布图

（1）膜状类剩余油

经过水气交替不断冲刷，油藏孔喉表面的膜状类剩余油不断减少，如图7中1号区域，在水驱后残余油部分膜状剩余油，但CO2驱后基本不含膜状剩余油，其原因为CO2驱油效率高，同时水气交替改变气驱流线，提高了气驱冲刷次数。

（2）盲端类剩余油

水气交替通过贾敏效应可扩大气体波及范围，同时封堵形成的高压差可增加CO2对盲端的渗入量。如图7中2号区域，第二轮水驱后盲端剩余油基本未动用，而再次气驱后，剩余油量减少，说明水气交替可改善盲端类剩余油，但仍有部分剩余油。

（3）等势点剩余油

等势点剩余油是挖潜主要对象。水气交替通过贾敏效应可改变驱替介质流向，动用等势点类剩余油。图7-a中水驱沿水平方向为主（黑色箭头），图7-b中气驱呈多流向（黄色箭头），可有效动用等势点剩余油。

图8 水气交替后边角区域剩余油状态图

（4）边角区域性富集剩余油

边角区域是油藏剩余油主要富集区。但水气交替对本类剩余油动用程度不高，如图8所示，其主要有三方面原因，一是CO2密度低，大多集中于油藏中上部，难形成水气交替；二是贾敏效应属于一种阻力，其减缓了驱替前缘向下扩散；三是油藏中上部CO2沿已形成的通道产出，无法持续推动气体向边角区域扩散。因此，为改善边角区域性剩余油，需开展泡沫类等强封堵性措施，以扩大CO2向边角区域扩散量。