低渗透裂缝性油藏CO2驱气窜形成机理及防治技术研究*

王石头，马国伟，郎庆利，杨棠英

(1. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；2. 中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750000；3. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

黄3长8油藏储层位于黄3三叠系油藏西北部， 非均质性强，已进入中含水开发期。由于注水压力高，不能达标的配注井逐年增多，导致地层压力保持水平较低(压力保持水平72.4%)。油藏西北部微裂缝较为发育，裂缝型见水井较多，因裂缝影响见水导致日损失产能18.5 t。为了建立有效驱替系统，保持地层压力，进一步提高采收率，2017年7月进行注CO2驱先导试验，整体效果较好，但部分井见气，气窜现象严重，降低了CO2驱替效果[1-6]。

黄3区油藏储层裂缝发育，存在流体优势通道，优势通道的存在会使CO2过早发生指进与气窜，使采出液气油比急剧上升，CO2波及体积下降，采收率降低。因此，为了改善CO2驱油效果，提高CO2波及效率，针对黄3区油藏长8低渗透储层，通过对地质裂缝特征分析，建立油藏数值模拟模型，开展历史拟合研究与动态分析结合识别并确定典型区块的优势通道分布，此外，通过室内试验分析调驱剂对区块气窜防治效果的影响，开发一套在线气窜防治系统，优化调驱剂注入参数并提高CO2驱波及效率。

1 油藏优势通道模拟及确定

在三维地质模型基础上，结合油藏流体物性，建立了代表黄3区CO2试验区油藏地质特征、渗流特征及开发动态的数模模型。试验区网格系统为40×46×30，网格平面步长为50 m×50 m，总的网格数为55 200。结合生产动态分析的方式与油藏数值模拟模型，识别和确定储层优势通道分布[7-9]。

采用电容模型[10]，计算连通体积和注采关联系数，明确调整方向，其假设条件为均质无限大地层。

2 试验部分

为明确纳米凝胶颗粒调驱剂的封窜机理与封窜效果，通过室内试验采用物理模拟方法确定凝胶颗粒运移规律[11-12]。

2.1 主要试验材料及设备

主要试验材料：人工岩心若干[渗透率(0.1～50)×10-3μm2)]；地层水；纳米凝胶颗粒；主要试验设备包括ISCO恒速泵、岩心夹持器、渗透率测试仪等。

2.2 试验方法

1)颗粒质量分数优选试验。设计不同质量分数纳米凝胶颗粒对岩心进行水驱试验，测量驱替一段时间后不同质量分数纳米凝胶颗粒对岩心渗透率的影响。首先将人造岩心充分饱和试验用模拟地层水，饱和48 h后，再以恒定流量0.05 mL/min进行驱替饱和，当出液端出液量达到孔隙体积数(PV数)2～3后停止，液测岩心渗透率；然后以质量分数0.1%，0.2%，0.3%，0.4%的凝胶颗粒试样，开展试样驱替流动试验，结束后液测渗透率。

2)渗透率影响程度试验。将人造岩心充分饱和试验用模拟地层水，饱和48 h后，再以恒定流量0.05mL/min进行驱替饱和，当出液端出液量达到PV数2～3后停止，液测岩心渗透率；采用质量分数0.2%的凝胶颗粒试样，在不同渗透率0.5×10-3，2×10-3，10×10-3，30×10-3μm2，不同注入PV数(0.5，1，2，3)条件下，进行凝胶颗粒体系试样驱替流动试验，测试渗透率。

3)流体分流试验。设计8组不同渗透率级差的岩心进行并联水驱试验，测量恒压驱替一段时间后观察渗透率级差对岩心驱替流量分流的影响。试验过程中将人造岩心充分饱和试验用模拟地层水，饱和48 h后，设计不同渗透率级差岩心并联，再以恒定压力进行驱替，当出液端出液量达到可对比计量后停止，统计2个岩心出液量。

4)凝胶颗粒分流试验。将不同渗透率级差人造岩心并联，再以恒定压力进行驱替凝胶颗粒溶液，当出液端出液量达到可对比计量后停止，统计2个岩心出液量，并测量驱替后岩心渗透率。

5)响应面方案设计试验。以提高试验区波及效率与采收率为目标，改变不同的注入参数，设计不同段塞总数、不同段塞用量逐段降低倍数、不同注入速率、不同注入时机等参数，模拟计算对比试验区最终采收率。

2.3 调驱剂注入参数优化

在利用原气驱模型的基础上，加入固相模块与渗透率时变模块，模拟调驱剂在储层中的吸附与运移[13-14]。

3 结果与讨论

3.1 油藏优势通道识别

根据前期水驱过程中生产井见水时间识别试验区优势通道，优势通道见图1。

由图1可见：在模型中设置优势通道拟合含水。优势通道同储层裂缝方向认识一致，裂缝主要方向为于北东方向与东向之间，次要方向为西北向。

图1 优势通道示意

建立试验区数模模型，对试验区生产井进行历史拟合研究，得到试验区优势通道分布。

由图2可见：通过建立的数值模拟模型对历史数据拟合得到试验区渗透率分布，拟合得到的优势通道与前期地质认识一致。

图2 试验区模型渗透率分布

黄3试验区采用了井间示踪剂监测方案，监测到第5天、第15天示踪剂分布结果，结果显示示踪剂渗流前缘及井间渗流推进速率差异较大，渗流优势通道影响明显，结合示踪剂分析结果，修正试验区高渗通道[15-16]。

通过建立的电容模型，计算出注采井之间的连通系数，试验区高渗通道分布见图3。

图3 黄3区注采连通关系

通过电容模型计算出每个注采井之间连通系数。连通系数越大表明连通性越强。

表1 黄3区注采连通系数

3.2 调驱剂影响规律试验

3.2.1 颗粒质量分数优选

黄3区长8油藏储层平均渗透率为0.47×10-3μm2，地层中的微裂缝与高渗条带在注水注气过程中会形成优势通道，为了防止注气过程中气窜，导致波及效果变差，在注气过程中注入一定质量分数纳米凝胶颗粒，封堵裂缝与优势通道，增加波及体积。在注气过程中注入不同质量分数纳米凝胶颗粒的封堵效果见表2。

表2 不同质量分数纳米凝胶颗粒的封堵效果

由表2可见：凝胶颗粒的封堵效率与其质量分数呈正相关性。即随着凝胶颗粒质量分数增大，封堵效果逐步提高；当凝胶颗粒质量分数增加至一定程度，封堵效率的提高速率减缓，从封堵效果与经济效益方面考虑，纳米凝胶颗粒的质量分数优选为0.2%。

3.2.2 渗透率影响程度分析

为了考察采用凝胶颗粒时，不同渗透率及注入量对渗透率的影响，试验结果见图4。

图4 不同渗透率及驱替倍数对封堵率的影响

由图4可见：凝胶颗粒的封堵效率与注入量呈正相关性，即注入量增大，凝胶颗粒体系调驱剂的封堵效果逐步提升；与渗透率呈负相关性，渗透率越低，凝胶颗粒体系调驱剂的封堵效果越好。

3.2.3 流体分流分析

在实际地层中的微裂缝与高渗条带在注水注气过程中会形成优势通道，优势通道与低渗储层渗透率级差很大，研究不同级差渗透率对注水注气分流的影响，可为防治气窜提供理论依据。不同渗透率级差分流效果见表3。

表3 不同渗透率级差分流效果

由表3可见：当透率级差大于100倍时，高渗岩心分流率高达96.0%；渗透率级差降至24.7时，高渗岩心分流率为82.8%；渗透率级差继续降至7.8时，高渗岩心的分流率降至61.6%；渗透率级差降至2.1时，高渗岩心的分流率降至52.2%，表明渗透率级差大于10倍以上，高渗岩心流量的分流现象较显著，而随着级差作用的减小，高渗和低渗岩心在同一个驱替压力下更接近平行状态的等流量流动。

3.2.4 凝胶颗粒分流分析

调驱后不同渗透率级差分流效果见表4。

表4 调驱后不同渗透率级差分流效果表

由表4可见：凝胶溶液驱原始渗透率级差为13.8，高渗岩心的分流率为69.4%，结合表3中水驱渗透率级差为12.7时，高渗岩心的分流率为85.2%的试验结果，凝胶溶液驱与水驱比较发现，水驱试验第4组与凝胶驱试验第3组渗透率级差接近，凝胶溶液驱后分流率有很大改善。同时驱替后岩心渗透率变低，并联岩心渗透率级差变小，表明凝胶颗粒封堵效果好，驱替效率提高。

3.3 调驱剂注入参数优化

根据单井参数设计的注入段塞用量结果见表5。

表5 不同井注入段塞用量

由表5可见：在拟合好模型的基础上，考虑调驱剂吸附与渗透率时变，开展调驱注入参数优化设计，以提高波及体积增加值为目标，优化最佳注入参数和注入方式。

3.3.1 水驱含水率

设计模型基础注入参数，在计算单井注入量基础上，调驱剂质量分数0.2%，注入速率20 m3/d，分别在水驱含水率高于75%，80%，85%，90%，95%时注入，通过测定停注调驱剂半年后的二氧化碳波及体积对调驱效果进行对比。

由图5可见：不同水驱含水率对改善波及体积效果影响不大。

图5 不同水驱含水率对调驱效果的影响

建立机理模型，考察水驱含水率对最终采收率的影响，结果见图6。

图6 不同水驱含水率注入时机调驱效果

由图6可见：调驱剂注入时机对最终采收率有较大影响，水驱含水率越低时注入对提高采收率效果越好。

3.3.2 注入速率

设计模型基础注入参数，根据计算单井注入量，在调驱剂质量分数0.2%，注入速率10，15，20，25，30 m3/d的条件下，对比调驱效果，结果见图7。

由图7可见：注入速率越快，改善波及体积越小。注入速率超过30 m3/d时，调驱效果变差。

图7 不同注入速率对调驱效果的影响

3.3.3 调驱剂质量分数

设计模型基础注入参数，根据单井注入量，在注入速率20 m3/d，调驱剂质量分数0.1%，0.15%，0.2%，0.25%，0.3%，0.35%，0.4%的条件下，对比调驱效果，结果见图8。

图8 不同调驱剂质量分数对调驱效果的影响

由图8可见：当调驱剂质量分数大于0.2%时，调驱效果明显变好，当调驱剂质量分数大于0.2%后，调驱效果增幅不大，调驱剂质量分数优选0.2%～0.3%。

采用响应面试验设计方法，计算段塞总数S(1～6个)，段塞用量逐段降低倍数R(0～0.5)、注入速率V(10～30 m3/d)、注入时机(0～3 a)，计算波及体积增加量/增油量[17-18]，结果显示：注入时机越早越好；分4段塞注入；段塞用量逐段降低50%；注入速率15～20 m3/d，优势通道多的可适当提高注入速率。

4 结论

1)通过历史拟合、电容法、示踪剂验证多手段验证优势通道，优势通道同储层裂缝方向认识一致，主要为北东东方向。

2)通过室内试验得到注入纳米凝胶颗粒质量分数为0.2%时，封堵效率与经济性最好；注入量越大，渗透率越小，凝胶颗粒体系调驱剂的封堵效果越好；此外，纳米凝胶颗粒溶液驱替后岩心渗透率变低，并联岩心渗透率级差变小，封堵效果好，驱替效率提高。

3)根据室内试验规律进行吸附模型与渗透率时变模型模拟，建立全周期气窜防治模拟系统，结果发现调驱剂注入时机越早越好，分4段塞注入，段塞用量逐段降低50%，注入速率15～20 m3/d。