致密储层CO2驱油实验

唐万举,邓学峰,卢瑜林,王萍,斯容,周志峰

(1.中国石化华北油气分公司,河南 郑州 450006;2.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;3.中国石化中原油田分公司濮东采油厂,河南 濮阳 457001)

HH油田位于鄂尔多斯盆地南缘,其主要开发层位长8油层致密且裂缝发育[1],平均孔隙度为13%,平均渗透率为0.410 0X10-3μm2;区内发育北西向、北东向2组大断裂,并伴生大量裂缝[2].室内实验证实,该油田致密储层主流喉道半径以小于1 μm为主,CO2,N2等能量补充介质的注入性和驱油效率远优于水和活性水,且在地层原始压力下,地层原油与CO2能形成混相[2].但由于该油田长8致密储层裂缝发育,必然会导致注入的CO2沿裂缝快速窜流,影响CO2驱油效果.目前,国内外CO2驱的研究和应用主要针对低渗透油藏[3-7]和高含水油藏[8-12],对于致密裂缝性砂岩储层,CO2驱油研究还处于探索阶段[13-16].本文采用岩心流动实验,评价基质岩心与裂缝岩心并存时CO2的驱油规律,研究致密裂缝性储层CO2的窜流规律,为现场开展CO2驱封堵气窜试验提供依据.

1 CO2驱实验

1.1 流速压差测定

采用劈缝法进行天然岩心造缝,并在裂缝面上填充不同厚度的垫片模拟不同缝宽.测试裂缝岩心和基质岩心在相同驱替流速下的驱替压差,对比裂缝岩心和基质岩心的渗流能力.实验步骤为:基质岩心及含裂缝岩心分别抽空饱和水,称重确定孔隙度;将基质岩心和裂缝岩心饱和油,并老化24 h;岩心分别以不同的速度油驱,记录每一流速下岩心两端压力稳定后的压差;换用不同渗透率和裂缝宽度的岩心,重复上述步骤.岩心数据见表1、表2.

表1 基质岩心的基础数据

表2 含不同宽度裂缝岩心的基础数据

实验流程如图1所示.实验温度65℃,围压比平均注入压力高7.00 MPa,实验用水为模拟地层水,矿化度43 429 mg/L,实验用油为模拟油(脱气原油与柴油按照体积比1∶1配油,65℃下黏度为3.3 mPa.s),岩心出口压力为大气压.

图1 测定流速压差曲线实验流程

1.2 CO2驱油实验

裂缝岩心与基质岩心并联,研究不同裂缝岩心与不同渗透率基质岩心组合下岩心的驱替压差、流速变化关系,分析评价窜流特点.

将基质岩心和裂缝岩心饱和水,以一定的驱替速度进行水驱,驱替压力稳定后分别计算水驱渗透率.然后将岩心分别饱和油,记录基质岩心和裂缝岩心的出水量,造束缚水.将裂缝岩心与基质岩心并联,用CO2以稳定流量驱油,合注分采,分别记录裂缝岩心与基质岩心的出油量及压力变化规律.实验条件同前,实验流程见图2.

图2 裂缝岩心与基质岩心并联CO2同注分采实验流程

1.3 CO2/泡沫驱油实验

将裂缝岩心与基质岩心并联,首先向岩心中注入CO2,注入量达到0.02 PV后,继续注入0.02 PV的泡沫,交替注入CO2和泡沫,注入的CO2和泡沫段塞长度均为0.02 PV,直至岩心出口端不再有原油产出,记录实验过程压力、累计注入量、产油量和产气量.实验条件同前,基质岩心为基质1和基质2,裂缝岩心为裂缝1和裂缝2,实验流程见图2.

2 实验结果与讨论

2.1 流速压差

通过测定不同渗透率基质岩心和含不同宽度裂缝岩心的流速压差,可以得到岩心两端驱替压差大小与流体在岩心中流速大小的关系,实验结果见图3.由图可以看出:基质岩心渗透率越低,相同流速下驱替压差越大,基质中原油流动时的流动阻力越大;裂缝越宽,相同驱替压差下流速越快,裂缝中原油流动时的流动阻力越小;相同驱替压力梯度条件下,裂缝岩心中原油的渗流速度为基质岩心中的104倍以上,随着裂缝宽度的增加,裂缝中原油渗流速度快速增加,基质与裂缝中原油渗流速度差距加大.

图3 流速与驱替压差的关系

2.2 CO2只注不采

通过岩心并联驱替实验,在CO2只注不采的情况下,对不同裂缝大小的岩心与不同渗透率的基质岩心并联时的压差变化及压力传递情况进行评价,实验结果见表3(表中HCPV为驱替倍数).由表3可以看出:裂缝岩心出口端压力上升较快,达到最大压差后,驱替压差迅速下降形成优势窜流通道,之后基质出口压力也开始增大,最终裂缝先窜通,表明裂缝中压力传导快,驱替压差低,且随裂缝宽度增加驱替压力明显降低;基质岩心入口端压力传递速度较慢,导致出口端压力上升慢,且基质岩心的最大驱替压差要高于裂缝岩心,裂缝宽度越大、基质岩心渗透率越低,基质岩心与裂缝岩心的最大驱替压差的差值也就越大.

2.3 CO2同步注采

通过岩心并联驱替实验,在CO2同步注采的情况下,对不同裂缝大小岩心与不同渗透率基质岩心并联时压差变化及驱油效率进行评价,结果见表4.由表4可以看出:裂缝中原油基本全部被采出,气窜之后裂缝成为主要气流通道,驱替压差迅速减小,基质采收率低;裂缝中CO2驱油见效快,驱替压差低,裂缝宽度越大,最大驱替压差越小,基质采收率越低;当裂缝宽度一定时,随基质渗透率降低,裂缝采收率不变,基质采收率降低,最大驱替压差略有增大;当基质渗透率一定时,随裂缝宽度增加,基质岩心CO2驱受效时驱替压差、驱替倍数与最大驱替压差、最大驱替倍数越接近,表明基质受效时裂缝将要发生气窜;当裂缝宽度增加到0.2 mm时,水测渗透率为0.043 5X10-3μm2的基质岩心基本不产油,CO2只驱替裂缝中原油.

表3 裂缝岩心与基质岩心并联时CO2只注不采实验结果

2.4 CO2/泡沫驱

通过岩心并联实验,注入CO2/泡沫段塞,同步注采,记录裂缝岩心、基质岩心的流速压差关系,分析评价窜流特点和泡沫的封堵性,实验结果见表5.与前期同等条件下CO2驱结果相比可以看出:裂缝与基质岩心并联时,CO2驱与CO2/泡沫驱的驱替规律一致,裂缝中原油基本全部被采出,气窜之后裂缝成为主要的气流通道,驱替压差迅速减小,基质的采收率低;相比于纯CO2驱替,注入CO2/泡沫段塞,可以使裂缝和基质两端的压差增大,基质采收率稍有提高,但随裂缝宽度增加、基质渗透率降低,泡沫提高采收率能力降低;相同裂缝宽度岩心与基质岩心并联,采用CO2与泡沫交替注入时,裂缝出油的驱替压差相比纯CO2驱时增加0.01～0.02 MPa,表明泡沫在裂缝中产生了封堵作用;最大压差对比结果显示,随着裂缝宽度增加,最大压差值快速降低,表明随裂缝宽度增加泡沫的封窜能力也快速降低,泡沫驱提高基质采收率的幅度也大幅降低,显示泡沫封堵较大裂缝能力较差.

表4 裂缝岩心与基质岩心并联时CO2注采同步实验结果

表5 裂缝岩心与基质岩心并联时CO2/泡沫段塞驱实验结果

3 结束语

相同驱替压差下,裂缝岩心中原油渗流速度为基质岩心中的104倍,即裂缝中原油渗流速度远大于基质;裂缝岩心原油注气受效快、驱替压力低、采收率高,基质岩心驱替压差高、采收率低,裂缝岩心是气窜的主要通道,表明裂缝存在会极大影响CO2波及体积;CO2泡沫能够封堵裂缝,但提高基质采收率能力有限,且随裂缝宽度增加封堵裂缝能力下降快,需配套其他封窜措施提高注CO2波及体积和基质采收率.