低渗透油藏水驱后注CO2驱提高采收率影响因素分析

李 剑，段景杰，姚振杰，李 娜，陈芳萍，赵永攀，赵 洋.

(陕西延长石油(集团)责任公司研究院，陕西西安 710075)

低渗透油藏水驱后注CO2驱提高采收率影响因素分析

李 剑，段景杰，姚振杰，李 娜，陈芳萍，赵永攀，赵 洋.*

(陕西延长石油(集团)责任公司研究院，陕西西安 710075)

CO2驱油是一项成熟的采油技术，国内外已获得较好的现场应用效果，可在水驱的基础进一步提高石油采收率，同时有效解决低渗油藏注水开发难的问题。本文在研究CO2驱油机理的基础上，以油沟油田长4+5油藏为目标，通过岩心物理模拟试验，在储层非均质性、注入方式、注入参数、注入时机等方面对水驱后注CO2驱油的效果影响因素进行了研究，并对各影响因素进行分析和评价。试验结果表明：在非均质储层渗透率级差为10～30时，水驱后连续CO2驱可提高采收率8.43～10.13个百分点；当水驱至含水率为90%时，水气交替注入为最佳注入时机，此时最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.50 mL/min、0.1 PV和1∶1，可提高采出程度20.95个百分点。

低渗透油藏；CO2驱油；非均质储层；渗透率级差；采收率；影响因素

实践证明，CO2驱油在国内外已成为成熟的提高采收率的技术，是改善低渗透油藏开发效果的最佳方法之一[1-4]，能有效解决低渗油藏注水开发困难的问题，同时可提高原油采收率7%～15%[1,5-7]。Horton等[8]于1952年利用CO2采油以来，注CO2提高石油采收率的工作不断开展，在美国、加拿大、苏联等国开展了大量驱油室内与现场试验，并已经成为一项重要且成熟的提高原油采收率的方法[2-3,8]；国内对CO2采油方法的研究起步较晚，在大庆油田、胜利油田、大港油田、吉林油田、江苏油田以及中原油田等相继开展CO2驱油现场试验，已取得了一定成效。低渗、特低渗油藏投入开发后暴露出许多矛盾，而注水补充能量因油藏地质条件的限制而受到很大制约，因此采收率均较低[4-5]。但从国外CO2驱油技术的应用情况来看，CO2在国内石油开采中有着巨大的潜力。

延长油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部边缘中南段，为国内外典型的低孔、低渗—特低渗透性油藏，其主力含油层位为三叠系延长组长2～长10等多个具有工业价值的油层，储层平均渗透率为0.1～10 mD，石油地质储量约25×108t，渗透率小于1 mD的储层占总储量的70%。近年来，油田在注水开发中普遍存在注水启动压力高、油层吸水能力差、生产井能量恢复慢、见效困难、油井产量低、递减快、水驱采收率低等一系列问题[4-5,7]。

采用CO2驱油，具有降低原油黏度、使原油体积膨胀、改善油水流度比、降低界面张力、萃取和汽化、提高地层渗透率等多功能作用，从而提高了驱油效率[9-11]。但是，不同区域油藏的特点及开发方式对CO2驱提高采收率幅度有差异，影响驱油效果的因素诸多[12-13]，主要分为储层参数、地层流体性质以及注气方式3大类[14-16]。本次以油沟油田长4+5油藏为研究对象，选取与研究区油藏基质平均渗透率相接近的天然露头岩心、不同渗透率级差的人造非均质岩心，在水驱的基础上开展CO2驱油试验，考虑储层非均质性、注入方式、注入参数、注入时机等因素进行研究评价，优化比选适合于研究区合理提高采收率的最佳注入方式、注入参数以及注入时机等因素，为延长低渗透油藏开展现场驱油试验提供技术指导。

1 试验方法与步骤

1.1 试验目的

(1)非均质性对CO2驱油效果的影响；

(2)注入方式对CO2驱油效果的影响；

(3)水气交替注入参数对CO2驱油效果的影响；

(4)注入时机对CO2驱油效果的影响。

1.2 试验材料选取

(1)试验岩心选取与研究区油藏基质平均渗透率相接近的天然露头岩心、不同渗透率级差(10、30、50、100、裂缝)的人造非均质方岩心，规格：4.5 cm×4.5 cm×30 cm；

(2)试验用油选用研究区油藏脱气脱水原油与煤油配制的模拟油，地层温度下(60℃)模拟油黏度为2.38 MPa·s；

(3)地层水及注入水为研究区油藏地层水，总矿化度为80063.14 mg/L，硬度为4905.79 mg/L。

1.3 试验方法

将上述不同渗透率级差非均质岩心先水驱至目前采出程度(含水率为90%)的基础上，再进行连续气驱、水气交替注入试验，研究不同储层渗透率级差下，连续气驱、水气交替(WAG)以及WAG注入时的注入速度、段塞尺寸、气水比等注入参数、注入时机条件下CO2的驱油效果及影响因素。

2 试验结果与影响因素分析评价

2.1 非均质性对CO2驱油效果的影响因素分析

2.1.1 均质岩心CO2驱油效果评价

由试验结果(表1)可看出，当水驱注入量为0.35 PV时，含水率达到90%，水驱采出程度为33.61%；CO2驱后可再提高采出程度23.25个百分点，最终采出程度为56.86%。均质岩心CO2驱的注入压力较为稳定，注水压力随着注入量的增加而增加。由图1可知，CO2驱油过程中，含水率先上升至100%，此阶段采出程度增加甚微。当总注入量为0.45 PV时，含水率开始下降，含水率最低可降至60%；此阶段内注入气见效，出口端见油，采出程度增加。当注入量大于0.53 PV时，含水率再次下降，此时出口端开始见气，为油、气、水三相流体同产阶段；该阶段是CO2驱提高采收率的关键阶段，采出程度迅速增加，增油效果明显。当总注入量大于0.66 PV时，生产气油比迅速增加，含水率降为0；此阶段为油、气同产阶段，采出程度增幅明显变缓。当总注入量为1.68 PV时，生产气油比达到3673.7 m3/m3，最终采出程度为56.86%。试验结果表明，CO2能够有效地提高均质岩心的采出程度，改善特低渗透油藏CO2驱的驱油效果。

表1 均质岩心驱油试验结果Table 1 Experimental results of homogeneous core flooding

图1 均质岩心CO2驱油动态曲线Fig.1 Dynamic curves of CO2 flooding in homogeneous cores

2.1.2 非均质性对CO2驱油效果评价

试验结果(表2)表明，当渗透率级差为10时，水驱采出程度低于30%，气驱提高采出程度10.13个百分点，仅为均质岩心的1/2，最终采出程度为37.59%；当渗透率级差为30时，气驱提高采出程度仅为8.43个百分点，最终采出程度为31.77%；当渗透率级差为100时，气驱提高采出程度仅为5.53个百分点，最终采出程度为25.32%；当岩心中存在裂缝时，注入水仅能采出裂缝中的原油，注入CO2气体后，气体沿裂缝突进，无法驱替基质中的原油，气驱提高采出程度仅为0.21个百分点。

表2 变渗透率级差CO2驱油试验结果Table 2 Change of permeability of CO2 flooding experiments

由图2可知，均质岩心CO2驱的注入压力明显高于非均质岩心。均质岩心气驱的注采压差为2 MPa，非均质岩心的注采压差在1 MPa之内，且随着非均质性的增加，注入压力随之降低。由图3可知，非均质性越大，气窜时间越早，气窜现象越严重；对于含有裂缝的岩心，注入气体即发生气窜，气驱采出程度小于1%。由此可见，储层的非均质性对CO2驱油效果的影响巨大。因此，控制流度比、改善非均质性、提高气驱波及体积等因素成为CO2驱改善特低渗透油藏驱油效果的关键。

图2 不同渗透率级差下CO2驱注入压力曲线Fig.2 The injection pressure curves of different permeability of CO2 flooding

图3 不同渗透率级差下CO2驱生产气油比曲线Fig.3 Different permeability of CO2 flooding in oil and gas production curves

2.2 注入方式对CO2驱油效果的影响因素分析

试验结果表明，对连续气驱与WAG两种注入方式，无论对于均质岩心还是非均质岩心，WAG注入提高的采出程度值均高于连续气驱提高的采出程度值，说明WAG注入能够有效地提高采出程度，改善特低渗透油藏的驱油效果。

由表3可以看出，不同渗透率级差下ΔR与渗透率级差存在相关性，随着渗透率级差的增加，ΔR先增加后减少，即WAG注入存在一个最佳的渗透率级差范围。在渗透率级差为30时，试验组连续气驱与WAG注入两组试验的水驱采出程度分别为23.33%、23.75%，连续气驱提高采出程度8.43个百分点，最终采出程度为31.77%；WAG注入提高了20.95个百分点，最终采出程度为44.70%，比连续气驱的采出程度多提高了12.52个百分点。非均质岩心要比均质岩心提高的采出程度要高，这是由于非均质存在高渗通道，注入气体很容易沿高渗透层突进，且非均质性越强，气体窜逸现象越严重，在这种情况下，WAG注入控制气窜的作用更加明显，气水段塞的交替注入能够调整注入流体剖面，使得注入流体更多地启动低渗透层，从而改善非均质岩心的驱油效果。然而，当渗透率级差大于100时，水段塞则无法有效地控制气体，注入流体无法波及低渗透层，WAG注入与连续气驱相比已无明显优势；对于裂缝性油藏，由于注入气体沿裂缝窜逸，无法波及基质中的原油，采收率小于1%，WAG注入技术更是无法实施。

表3 不同渗透率级差下连续气驱与WAG驱油试验结果Table 3 The results of oil displacement experiments with WAG continuous gas permeability under different flooding

注：ΔR=RWAG-R连续气驱，其中RWAG为水气交替注入提高采出程度，R连续气驱为CO2连续气驱提高采出程度。

由图4可以看出，无论是连续气驱还是WAG注入，注入气体均能有效地降低含水率。当CO2气体窜逸后，连续气驱含水率可降至0；WAG注入含水率曲线呈现波动状态，大致在50%～90%范围内波动，含水率最低可降至53.33%。

图4 连续气驱与水气交替注入采出程度和含水率曲线(渗透率级差为30)Fig.4 Continuous gas injection flooding and recovery degree and water content curves of WAG (the permeability graduation is 30)

由图5可以看出，WAG注入的压力略高于连续气驱时的压力。由于交替地注入气水段塞，WAG的注采压差为0.5 MPa，而连续气驱的注采压差为0.4 MPa。当注入量为0.4 PV时，连续气驱即开始见气，生产气油比迅速增加；当注入量为0.75 PV时，生产气油比达到3000 m3/m3，气驱已无经济效益；WAG注入的生产气油比曲线能够在0.8 PV较大范围内维持较低的生产气油比。可见，WAG注入能够有效地控制气窜，极大地延缓气窜时间，同时还能够调整流体剖面，使得流体更多地进入低渗透层，提高非均质岩心的采出程度。

2.3 WAG注入参数对CO2驱油效果的影响因素分析

2.3.1 注气速度对CO2驱油效果的影响评价

图5 连续气驱与水气交替注入注入压力与生产气油比曲线(渗透率级差为30)Fig.5 Continuous gas flooding and WAG injection pressure and production gas-oil ratio curves (the permeability graduation is 30)

选取3组渗透率级差为30的人造非均质岩心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)进行WAG注入试验，改变注气速度为30 mL/min、50 mL/min和80 mL/min(地面标准状况下)，对应的地层注入速度分别为0.436 mL/min、0.727 mL/min和1.163 mL/min，段塞尺寸为0.1 PV，气水比为1∶1，总注入量控制在1.1～1.2 PV，试验结果见表4。由表4可知，在水驱采出程度大致接近的情况下，WAG注气速度为50 mL/min(地面标况下)的试验组最终采出程度最高，此时的注采压差为0.5 MPa，提高采出程度20.95个百分点，最终采出程度为44.70%。

表4 不同注入速度下水气交替驱油试验结果Table 4 Experimental results of water vapor alternate flooding at different injection rates

从理论上分析，随着注气速度的增加，毛管数增加，残余油饱和度降低，采出程度增加[9,11-16]。然而对于非均质岩心，过高的注气速度会导致气体过早气窜，使采出程度降低。从图6可以看出，随着CO2注气速度的增加，气体气窜的时间变早，30 mL/min试验组气窜现象发生最晚，气体直至总注入量为1.15 PV时才发生气窜；50 mL/min试验组的气窜时间为1.05 PV；80 mL/min试验组早在总注入量为0.8 PV时即大量见气，最后一个注入周期内的采收率仅为0.34%。当注入气体发生气窜时，采出程度增加的幅度甚微，WAG注入方式已无法有效地抑制气窜，采出程度较低。

图6 不同注入速度下采出程度和生产气油比曲线Fig.6 The degree of recovery and production gas-oil ratio curves under different injection rates

2.3.2 段塞尺寸对CO2驱油效果的影响评价

选取3组渗透率级差为30的非均质人造岩心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)进行WAG注入试验，改变单一段塞尺寸分别为0.10 PV、0.15 PV、0.20 PV，注气速度为50 mL/min，气水比为1∶1，总注入量控制在1.1～1.2 PV，试验结果见表5。由表5可知，水驱后再进行WAG注入，最终采出程度随着段塞尺寸的增加而降低，0.10 PV段塞时的最终采收率最高，可提高采出程度20.98个百分点；注入0.15 PV和0.20 PV的采出程度比较接近。各组试验的注入压力大致相近，注入压力为6.5 MPa左右，注采压差为0.5 MPa。

表5 不同段塞尺寸下水气交替驱油试验结果Table 5 Experimental results of water vapor alternate displacement under different slug sizes

由图7可以看出，0.10 PV段塞试验组的生产气油比能够长时间地维持在较低水平，直至总注入量大于1 PV时才发生气窜，最终采出程度较高；0.15 PV段塞试验组在总注入量为0.5 PV后即开始见气，最高可达687.8 m3/m3，总注入量为1.02 PV时CO2窜逸，生产气油比大于3000 m3/m3，采出程度较低；0.20 PV段塞试验组由于注入的段塞较大，气窜现象最为严重，采出程度最低，在注入第一个气段塞末段即大量见气，注入水段塞后才稍稍抑制了气窜，气油比下降。可见，较小的段塞尺寸不仅能够提高非均质油藏的采出程度，还能够有效地控制气窜，改善CO2的驱油效果。

图7 不同段塞尺寸下采出程度和生产气油比曲线Fig.7 The degree of recovery and production gas-oil ratio curves under different slug sizes

2.3.3 气水比对CO2驱油效果的影响评价

选取3组渗透率级差为30的非均质人造岩心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)进行WAG注入试验，改变气水比分别为2∶1、1∶1、1∶2，注气速度为50 mL/min，段塞尺寸为0.10 PV，总注入量控制在1.1～1.2 PV，试验结果见表6。由表6可知，WAG注入时，气水比为1∶1的试验组采出程度最高，在水驱基础上可提高采出程度20.95个百分点；气水比为1∶2、2∶1时的试验组采出程相近。各组试验的注入压力大致相近，注入压力为6.5 MPa左右，注采压差为0.5 MPa。

由图8可以看出，各组试验均是在总注入量大于1 PV的时候发生气窜。其中，气水比为1∶1的试验组的生产气油比能够长时间地维持在较低水平，最终采出程度较高；当气水比为2∶1时，由于增大了气段塞，导致水段塞难以有效地控制气窜，在第二个注气周期内出口端即大量见气，采出程度较低。当气水比为1∶2时，由于水段塞过大、气段塞过小，不利的流度比会击穿气段塞，气体较多地分散在水相流体中，导致气段塞无法发挥驱油的作用，采出程度较低。

表6 不同气水比下WAG驱油试验结果Table 6 Experimental results of WAG flooding under different gas-water ratios

图8 不同气水比下注入压力与生产气油比曲线Fig.8 Injection pressure and production gas-oil ratio curves under different gas water ratios

2.4 注入时机对CO2驱油效果的影响评价

选取4组渗透率级差为30的非均质人造岩心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)，水驱至不同的含水阶段(含水率分别为60%、80%、90%、98%)，再进行WAG注入试验，注气速度为50 mL/min，段塞尺寸为0.10 PV，气水比为1∶1，总注入量控制在1.1～1.2 PV，试验结果如表7和图9所示。结果表明，注入时机越早，WAG注入提高采出程度的幅度越大，然而过早地注入气体会导致CO2过早地气窜，不利于油田的持续开发；且注入时机越晚，水驱采出程度越高，水气交替注入仍然能够有效地提高非均质油藏的采出程度；当注入时机为含水率90%时，水气交替注入的最终采出程度可达到44.70%。各组试验的注入压力大致相同，注气压力为6.5 MPa左右，注采压差为0.5 MPa。

表7 不同注入时机下WAG驱油试验结果Table 7 Experimental results of WAG flooding at different injection times

由图10可以看出，注入时机越晚，气窜现象发生的越晚。当注入时机为含水率60%时，气体在总注入量为1.0 PV时发生气窜；当注入时机为含水率98%时，气体直至总注入量为1.1 PV时才发生气窜。可见，从油田的持久高效开采角度来说，注气时机越晚越好。

图9 不同注入时机下采出程度与提高采收率曲线Fig.9 The recovery degrees and recovery curves under different injection time

图10 不同注入时机下生产气油比曲线Fig.10 Production gas-oil ratio curves under different injection time

3 结论

通过试验研究表明：

(1)储层非均质性会严重影响CO2的驱油效果。随着非均质性的增加，水驱采出程度以及CO2驱提高采出程度及最终采出程度均明显下降。储层渗透率级差为10～30时，水驱后连续CO2驱提高采收率程度高。

(2)注入方式会影响CO2的驱油效果。无论是均质储层还是非均质储层，WAG注入的驱油效果均好于连续气驱，不但WAG注入能够有效地抑制气窜，延缓气窜时间，而且可改善非均质油藏的驱油效果。

(3)WAG注入参数存在一个最佳的适用范围。在注入速度、注入段塞尺寸和气水比分别为0.50 mL/min、0.1 PV和1∶1时为最佳注入参数，可在水驱的基础上提高采收率20.95个百分点，最终采收率可达到44.70%。

(4)WAG的最佳的注入时机为含水率在90%时，此时提高采收率较为合理，最终采收率可达到最佳。

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AnalysisonInfluenceFactorsofEnhancedOilRecoveryinCO2FloodingAfterWaterFloodinginLowPermeabilityReservoir

Li Jian, Duan Jingjie,Yao Zhenjie, Li Na, Chen Fangping, Zhao Yongpan, Zhao Yang

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China)

The CO2flooding is a mature production technology at home and abroad, has obtained better application effect, can further improve the oil recovery in water flooding, and effectively solves the problem of low permeability reservoir water flooding development difficult problem. Based on the research of CO2mechanism of oil flooding, taking Chang-4+5 reservoir of Yougou oilfield as the target, through the core physical simulation of injection timing were studied after water flooding CO2flooding displacement effect experiment of reservoir heterogeneity, injection strategy, injection parameters, and the analysis of influencing factors and evaluation. The experimental results showed that the heterogeneous reservoir permeability is 10 to 30, continuous CO2flooding after water flooding can enhance oil recovery rate of 8.43 to 10.13 percentage points; when the water flooding to 90% water injection, as the best injection timing of WAG injection rate, the best injection slug size and the optimum ratio of gas and water respectively for 0.50 mL/min, 0.1 PV and 1∶1, can improve the recovery percent of reserves of 20.95 percentage points.

low permeability oil reservoir; carbon-dioxide flooding; heterogeneity reservoir; permeability graduation; recovery efficiency; influence factor

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

李剑(1977—)，男，学士，高级工程师，主要从事油田开发与提高采收率方面的工作。邮箱：147268670@qq.com.

TE357.7

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