延长油田长7致密油储层CO2驱替特征

2019-05-24党海龙肖前华高瑞民戚志林

深圳大学学报（理工版） 2019年3期

党海龙，肖前华，高瑞民，戚志林，畅斌

1) 中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249；2)陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西西安710075； 3) 重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆401331

北美致密油成功勘探开发，使致密油成为全球极其重要的非常规油气资源[1-3]，更被石油工业界誉为“黑金”，从而致使包括中国在内的10余国积极开展致密油研究[4]．鄂尔多斯盆地长7储层是典型的致密油储层[5]，但是致密油储层孔隙结构复杂，广泛分布纳米级孔隙[6-7]，储层流体赋存特征及动用规律异于常规储层，流体可动用性差[4]．实践表明，致密油开发过程中压力衰竭快、产量递减迅速、产能低和注水困难等问题突出[7-9]．因此，提高采收率是致密油开发面临的首要问题．张君峰等[10-11]研究表明，CO2驱油过程中，可以较好的实现降黏、膨胀及混相，从而有效补充能量，提高致密油采收率．蒲万芬等[12]选取新疆某致密油藏岩样进行了CO2驱替实验研究，借助核磁共振(nuclear magnetic resonance, NMR)技术表征了驱替过程中的驱替模式及驱替规律，具有很好的借鉴意义，但该研究涉及的开发方式比较单一，仅涉及CO2驱替，对于水气交替(water-alternating-gas injection, WAG)、高含水期转气驱替效果并未涉及，且岩心长度太短，因此代表性较差．

本实验选取鄂尔多斯盆地延长油田长7致密油储层真实岩样，以实际原油作为模拟用流体，开展长岩心CO2驱替以及高含水期转气水交替驱替研究．在评价驱油效果的基础上，借助NMR等手段对目标储层流体可动用性进行研究，从而剖析了气驱改变驱油效率的内在控制因素．研究结果可为延长油田长7致密油储层气驱替提供理论支撑，同时可为同类油藏开展注气先导试验提供科学指导．

1 材料和方法

1.1 材料

实验岩样取自延长油田定边油区长7储层，共选用岩样11块，总长度为51.44 cm，具体参数见表1．

表1 长岩心岩样基础物性参数

岩样平均渗透率计算方法为

(1)

岩样的排列顺序遵循调和平均原则[13-14]，通过此原则确定出的顺序如表1．岩心与岩心端面加入滤纸片进行连接，以降低末端效应．本研究所选用的原油取自实际储层．

1.2 方法

本研究采用HXS-100型高温高压长岩心驱替系统，该系统温度为室温至200 ℃，压力为常压至70 MPa，可进行水驱、气驱和化学驱．目标储层温度为60 ℃，因此该装置温度完全满足要求．本研究涉及的岩样平均渗透率极低，内部流体难以流动，将导致驱替压差极大，为防止入口压力过大，因此，本研究并未设置过大回压，仅设置为2 MPa以减小末端效应．

CO2驱替实验步骤如下：① 抽真空饱和标准盐水；② 饱和油时温度保持60 ℃，记录总的出水量；③ CO2驱油过程中适时记录累积出液量、累积出水量、累积出油量和累积出气量等相关参数；④ 洗岩心并进行氮气吹扫；⑤ 分析数据或进行下一组驱替．

由于目标油区当前含水率(体积分数)已达到60%，因此，为能及时指导现场开发，探索了水驱至含水率为60%时转CO2-水交替驱替后的驱油效果．设烃类孔隙体积(hydrocarbon pore volume, HCPV)为VHCPV；段塞尺寸设置为0.02VHCPV；气水体积比设置为1∶1．实验步骤与CO2驱替类似，主要区别在于先单独水驱至含水率为60%后转CO2-水交替驱替．

CO2驱替及CO2-水交替驱替流程如图1．

图1 CO2驱及CO2-水交替驱替实验流程Fig.1 Experimental procedure of CO2 driving and CO2-WAG

2 数据分析

2.1 驱油效率

图2(a)为延长油田长7储层CO2驱替实验结果．分析测试结果发现，随着注入量的增加，采出程度不断增大，刚开始快速增加，随后缓慢增大，在注入量达到0.6VHCPV时渐趋平衡，对于目标储层，CO2驱油效率最终可达到51.53%左右．如图2(b)，在CO2驱替过程中，CO2注入量达到0.48VHCPV左右时开始见气；在注入量达到0.65VHCPV左右时，气体突破，气体一旦占据优势通道获得突破，采出油量几乎没有变化，采出程度稳定在51.53%左右．

图2 CO2驱油特征Fig.2 Characteristics of CO2 driving

图3为延长油田长7储层水驱至含水率60%时转CO2-水交替驱替的驱油效率变化．当累积含水率达到66.67%时，水驱油驱替效率为37.24%．此时转变为以0.02VHCPV为段塞尺寸的CO2-水交替驱替，刚开始驱油效率并没有显著升高，说明在高含水期转变开发方式之初依然以水驱替的表现形式为主．储层含水率较高，转CO2-水交替驱替后，储层首先以CO2驱水，同时水驱油的形式渗流，因此，驱油效率并不会显著增加．在图5可得到验证，在转CO2-水交替之初，含水率并未立即降低，而是继续上升，然后趋于平缓，交替驱替轮次达到一定程度后含水率才开始下降．当经过多个CO2-水交替轮次后(约10个)由于CO2-油的物理化学作用，以及CO2-水交替同时存在于流动通道中，降低了原油黏度，同时一定程度缓解水的突进，驱油效率开始明显提高．

图3 水驱至含水率60%转CO2-水交替驱替驱油效率Fig.3 Oil displacement efficiency for applying CO2-WAG until the water content is 60% by water driving

由图3可见，累积驱油效率为61.22%，CO2-水交替驱替油在水驱替基础上驱油效率提高近23.98%，说明高含水期转CO2-水交替能有效提高采出率．

从图4(a)可见，转CO2-水交替驱替以后，含水率并未立即下降，而是继续上升，此时储层中为CO2-水交替驱替的初始阶段，多孔介质内部主要表现为CO2-水段塞驱动前期的注入水流动，因此使含水率保持上升态势．在累积注入量达到0.84VHCPV后，含水率开始下降，并呈现不断波动状态，此时多孔介质内部小孔隙原油开始参与流动，大孔隙内部分残余油在CO2-水段塞的作用下也尽可能多地流向出口．在累积注入量达到1.54VHCPV后气体突破，含水率急剧升高，CO2-水段塞突破优势通道，CO2-水交替驱替油效应减弱，使含水率上升到100%．

从图4(b)可见，转CO2-水交替驱替以后，气油比值并未立即升高，在累积注入量达到0.84VHCPV后开始见气，此后随着交替驱替的进行，气油体积比出现小幅波动，在累积注入量达到1.47VHCPV后气体突破，气油体积比急剧升高．

图4 水驱至含水率为60%时转CO2-水交替驱替，含水率及气油体积比变化Fig.4 Water content and oil-gas ratio for CO2-WAG applied until the water content is 60% by water driving

韩永林等[15]的测试结果显示，延长组长 7 油层组水驱油效率为31%～45%，本研究中CO2驱油效率为51.53%，在含水率达到60%后转CO2-水交替驱替，驱油效率为61.22%，因此，CO2驱替以及水驱替后转CO2-水交替驱替能有效提高驱油效率，增大采出程度．若将本研究结果与数值模拟结合，还可针对整个储层进行参数优化，制定更合理的开发方案．

2.2 影响因素分析

不同开发方式下，储层流体的可动用性是不一样的，NMR结合高速离心测试可研究储层流体微观赋存规律以及流体可动用性特征[4，16-17]．图5为综合应用高速离心及NMR手段测试24个样品得到的不同尺度空间流体控制量和可动用量，该24样品均取自延长油田定边油区长7储层，其对应渗透率μ1，μ2，…，μ24依次为3.92×10-6、7.58×10-6、8.43×10-6、1.05×10-5、1.15×10-5、2.55×10-5、3.69×10-5、3.89×10-5、4.00×10-5、4.08×10-5、5.89×10-5、6.43×10-5、0.10×10-3、0.15、0.16、0.16、0.19、0.21、0.59、0.64、1.16、2.85、13.12和23.97 μm2，纳米级喉道(<0.1 μm)所控流体体积随渗透率的增加呈减小趋势，如图5(a)，体积分数为60%以上的流体控制在纳米级空间里．亚微米级喉道(0.1～1.0 μm)所控流体体积随渗透率的增加而渐增．微米级空间所控流体体积分数非常小，小于10%．

图5 不同尺度空间流体控制量及可动用量Fig.5 Fluid distribution characteristics

可动流体体积分数基本随着渗透率的增加而增加，如图5(b)，但是纳米级空间可动用量很低，仅有7%左右，而其所控流体的体积分数为70%左右．微米级空间可动用流体体积分数为6%左右，但是微米级空间流体本来就比较少．因此，要提高储层采出程度，主要在于如何有效动用纳米级空间的流体．纳米级空间，由于流动通道细小，表面力作用强烈，常规水驱替由于界面张力作用强，非均质性造成水驱替突进，从而使水驱替效率偏低，甚至难以注入．而CO2驱替不但可以达到原位改质的效果，还能利用CO2的膨胀性起到微纳气泡携带原油的溶解气驱替效果，从而有效改善储层驱油效率．而在CO2-水交替驱替的过程中，不但起到上述气驱替效应，同时由于气水交替存在而造成的贾敏效应能有效改善储层水驱替突进的现象，从而起到纳米低速流动通道转变为必然流动通道，由此驱替出更多纳米级空间流体，达到提高驱油效率的目的．