低渗非均质油藏CO2驱特征及水动力学封窜方法

2019-07-06赵清民伦增珉赵淑霞

油气藏评价与开发 2019年3期

赵清民，伦增珉，赵淑霞

（1.中国石化海相油气藏开发重点实验室，北京100083；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

CO2注入油层，可以使原油膨胀、降低原油黏度，与原油混相从而大幅度提高原油采收率，而且CO2注入地层可以实现温室气体减排的目标。因此，CO2驱提高采收率技术得到越来越广泛的应用。但在CO2注入过程中，由于气体具有较高的流度，CO2会过早地从生产井突破，国内外许多CO2驱矿场试验都监测到了气窜现象[1,2]。我国油藏多属于陆相沉积，非均质比较严重，层间及层内储层渗透率差异很大，更会加剧CO2驱过程中气体窜流。因此，为了提高CO2驱开发效果，需要抑制或延缓非均质性导致的CO2窜流。李兆敏[3]、赵金省[4]、杨昌华[5]等人提出利用CO2泡沫技术来延缓气窜发生，Jianhang Xu[6]、R M Enick[7]、沈爱国[8]等人提出在CO2气体中加入高分子量的聚合物或共聚物，对CO2气体增黏从而改善其流度；赵仁保[9]等人利用复合凝胶体系对气体窜流通道进行封堵，从而改善CO2驱效果，但CO2泡沫、增黏及复合凝胶技术在低渗透油藏应用时存在吸附损失严重、注入困难等问题，因此，考虑通过物理方法抑制气窜的可行性。

流体动力学环境对储层中流体的传质、流动等会有很大的影响，不同的注气方式下，储层流体所处的动力学环境不同，会对CO2在原油中的传质、扩散和流动产生不同的效应。因此，研究了动力学条件对非均质模型CO2驱气窜特征的影响，通过对不同注气方式CO2驱替特征分析，优化CO2驱注入方式。

1 实验方法

1.1 实验装置及材料

实验所用的非均质模型为双层非均质模型，中间无隔层，模拟层内非均质油藏，模型的尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，模型的物性参数见表1。

表1 非均质模型物性参数Table 1 Physical properties parameters of heterogeneous model

实验所用原油为脱气原油，50 ℃时原油黏度为2 mPa·s，界面张力法测得原油与CO2的混相压力在38 MPa，实验压力为20 MPa，因此，实验过程中原油与CO2不能实现混相，为非混相驱。

实验流程示意图见图1，主要的实验设备包括恒温箱、注入泵系统、油气水中间容器、岩心夹持器、回压调节器、气量计、精密压力传感器等。

图1 非均质模型驱替流程Fig.1 Process of heterogeneous model

1.2 实验设计

通过改变注入方式来改变模型中的动力学环境，采用平行非均质模型样品，共进行了四种注气方式开采实验：连续注气、水气交替、脉冲注气和间歇注气。其中，连续注气在CO2未突破之间，模型中流体处于相对稳定的动力学环境；水气交替的段塞大小为0.1PV，段塞比为1∶1；脉冲注气是一定的恒定压力注入气体，当油藏内部压力稳定后停止注气，打开出口端进行衰竭开采，降压开采完成后，关闭出口端，重新恒压注入CO2，重复上述过程，直到采出端达到高气液比为止，停止注气，脉冲注气的升压和降压过程，会使模型中的动力学环境处于不稳定状态，对气体的流动产生一个扰动效应；间歇注气的注气段塞大小为0.1PV，间歇周期为1∶1，在注气周期时，同时在出口端采油，当停止注气时，关闭出口端，重复上述间歇注入过程，直到出口端达到高气液比为止，停止注气，间歇注入在闷井阶段，模型中流体都处于静止环境，有利于气油之间的传质和扩散。

2 结果与分析

2.1 非均质模型CO2驱气窜特征

图2为非均质模型连续注CO2的开采动态，连续注气是矿场试验时常被采用的注入方式。从图2 气油比曲线可以看出，连续注入0.4PV 的CO2后，采出端见气，然后气油比逐渐增大，形成气窜。与均质模型相比，气体突破时间早，这是因为模型的非均质性，注入的CO2首先进入高渗层，沿高渗层突进，并随着驱替进行，在高渗层形成窜流通道。实验结束后对非均质模型进行切片，观察非均质模型原油动用情况（图6），可以看出，模型上部高渗层被驱替较为干净，表明注入CO2主要是进入高渗层，并最终在高渗层形成窜流通道。

图2 非均质模型连续CO2驱开采动态Fig.2 Production performamce of heterogeneous model by continuous CO2 injection

图3 为非均质模型水气交替注入时CO2驱特征曲线，水气交替是一种能有效抑制气体在大孔隙中形成优势流动通道的注入方法。在水气交替过程中，先注入的水以非活塞的方式进入到高渗层的大孔道中，将原油排出并占据大孔道，后注入的气体因大孔道处油水界面增加的毛管阻力，注入压力升高，且随着驱替的进行，油藏中气液相界面不断增多，进一步增大了毛管阻力，迫使注入气体更多地进入到低渗层或高渗层中的致密区，避免了气体在高渗层中的突进。同时，随着水气交替的进行，由于注入水的阻隔作用，气体不断分散在油藏岩石孔隙中，不能形成连续相，这就有效地降低了气体的流度，延缓了气体的窜流。从图3 气油比曲线和含水率曲线可以看出，在注入0.5PV的CO2时，采出端先见水，然后注入1.09PV 时采出端才见气，这表明水相的存在起到了良好的阻隔作用，注入的CO2难以形成连续相进而形成气窜，而且在见气以后，出口气油比在较低的范围内波动变化，这表明，即使气体突破后，水气交替也较好的抑制了气体的窜流。

图3 非均质模型水气交替开采动态Fig.3 Production performamce of heterogeneous model by WAG

图4为非均质模型间歇注入CO2开发特征曲线，CO2驱替过程中，CO2通过扩散溶解作用进入到原油中，从而达到降低原油黏度和降低油气界面张力的效果，这一作用是一个渐进的变化过程，间歇注气延长了CO2在原油中的扩散溶解时间。在停注阶段，注入到油藏孔隙中的CO2可以与原油充分作用，降低原油黏度，同时，CO2在原油中的扩散溶解可以使突进的注气前缘消失，通过不断的减弱注气前缘的突进，来减缓气体的突破。从图4 可以看出，注入0.57PV的CO2时，采出端有气体产出，相对于连续气驱来说，间歇注气在一定程度上也减缓了气体的突破，但是注入气突破后，气油比上升比较快，很快作无效流动。

图4 非均质模型间歇注气开采动态Fig.4 Production performamce of heterogeneous model by intermittent CO2 injection

图5为非均质模型脉冲注气的开采动态曲线，脉冲注气主要是利用压力扰动效应和气体的弹性能力来驱替原油，其驱油机理是通过周期的注气—降压开采，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断重新分布。在升压阶段，注入的CO2会溶于原油中，降低原油黏度，并提高了地层能量；在降压衰竭开采阶段，一是在压差驱动下原油被驱出，同时随着压力的降低，溶解在原油中气体会释放出来，起到溶解气驱的作用，从而达到提高采收率的目的。从图5气油比曲线可以看出，在注入0.32PV的CO2后采出端就已见气，相对于连续气驱窜流更加严重。这可能是因为在非均质油藏中采用脉冲注气时，在降压开采阶段，由于低渗层压力传递的延迟效应[10]，高渗层中原油优先被采出，在下一阶段升压阶段，注入的CO2优先补充到高渗层，在高渗层中不断重复升压降压过程，高渗层中压力场处于不稳定状态，这有可能会导致注入气体在高渗层很快形成窜流通道。

图5 非均质模型脉冲注气开采动态Fig.5 Production performamce of heterogeneous model by pulse CO2 injection

2.2 非均质模型CO2驱开采动态

对比不同注气方式下的采收率曲线可知，水气交替注入时模型采出程度最高，为77.45%，间歇注气和直接注气方式的采出程度比较接近，分别为42.3%和40.28%，脉冲注气时模型的采出程度最低，为31.91%。

根据模型开采动态特征，可将注气开发分为未见气、低气油比（＜600 m3/m3）和高气油比（＞600 m3/m3）三个阶段，连续注气未见气阶段采出程度较低，为19.05%，表明模型非均质性使CO2驱油效果变差，脉冲注气未见气阶段采出程度最低，为14.64%，表明脉冲注气的扰动效应增强了CO2气窜，使驱油效果变差，而间歇注气和水气交替未见气阶段采出程度较高，分别为36%和47.27%，表明两种注入方式延缓了CO2气窜，提高了CO2波及体积。

结合采收率曲线和气油比曲线，在低气油比阶段，连续注气、水气交替和脉冲注气仍能采出不少的原油，阶段采出程度分别为17.61 %、30.09 %和15%，低气油比阶段仍是注气开发的重要阶段，而间歇注气在该阶段采出油量较少，阶段采出程度为4%。在高气油比阶段，气油比迅速上升，在模型内形成稳定的流动通道，以无效流动为主，油井的产能较低，是开发的晚期阶段（图6）。

图6 非均质模型切片Fig.6 Section of heterogeneous model

综合以上分析结果表明，通过水动力学方法可以有效地抑制非均质模型中的气窜，水气交替注入抑制气窜的能力最强，能达到最佳的驱油效果；间歇注气也能一定程度上减缓气窜，但实验最终驱油效果不佳，可以进一步延长CO2与原油相互作用的时间，从而延缓气体的突破，改善驱油效果；脉冲注气的扰动效应会加剧气体在非均质模型中的窜流，降低原油采收率。