CO2非混相驱前缘运移及气窜规律室内实验研究

孔维军，崔传智，吴忠维，李立峰，苏书震，张建宁

（1.中国石化江苏油田分公司采油一厂，江苏扬州225265；2.中国石油大学（华东）非常规油气开发教育部重点实验室，山东青岛266580）

CO2非混相驱油过程中的前缘运移及气窜规律研究对CO2气窜防治具有重要意义[1-11]。CO2前缘突破是生产井气窜的本质内核，生产井气窜是CO2前缘突破的矿场体现。目前关于CO2气窜的研究较多，而CO2前缘运移规律的研究较少[12-16]。杨大庆等[17]、石立华等[18]、王维等[19]运用室内长岩心驱替实验分别研究了注入压力、储层渗透率及裂缝发育情况等对CO2气窜规律的影响。通过研究发现，渗透率、注入速度、裂缝发育情况都将影响注入压力，储层渗透率越大、裂缝越发育，气窜越易发生。赵习森等[20]、张书勤等[21]及贾凯峰等[22]运用室内并联岩心驱替装置开展了CO2驱油模拟实验，分析了非均质性对低渗透油藏CO2突破的影响。通过研究发现，CO2的波及系数受气窜影响严重，岩心非均质性越强，气窜时间越早，气窜越严重，气驱效果越差。以上是关于CO2气窜的室内实验研究，这些研究能够一定程度解释各因素（如渗透率、非均质性等）对CO2气窜的影响，但实验所用岩心截面小（仅为4.5 cm×4.5 cm），因此，无法研究各因素对CO2气窜后波及特征的作用规律。

关于CO2驱的前缘运移研究较少[23-27]，李友全等[28]在考虑储层非均质性影响的基础上，运用数值试井技术，研究了CO2质量浓度变化对井底压力响应的影响，建立了驱替前缘确定方法。鞠斌山等[29]运用油藏数值模拟方法，研究了压力恢复阶段连续注入CO2油层中CO2的分布和前缘推进情况。以上研究均为借用数值计算手段开展CO2前缘运移规律研究，缺少相应的室内物理模拟实验研究，且已有的气窜规律研究中，没有分析气窜后的波及特征变化，而CO2前缘运移与气窜规律研究是抑制CO2气窜，提高CO2驱采收率的基础。运用可视化仿真物理模拟装置开展平板岩心CO2非混相驱物理模拟实验，分析原油黏度、储层渗透率、储层非均质性及注入速度等因素对CO2驱前缘运移及气窜规律的影响。

1 平板岩心CO2非混相驱油室内实验

1.1 实验装置及实验材料

实验采用可视化仿真物理模拟装置（图1）。该装置由图像采集处理系统和驱替系统两部分组成，图像采集处理系统包括带光源载物台、高清摄像机、计算机信息采集处理系统等；驱替系统包括CO2气瓶、解压阀、中间容器、压力表、气体流量计、单向阀、干燥管、六通阀门及可视化平板岩心模型等。

图1 CO2驱可视化仿真物理模拟装置Fig.1 CO2 flooding visual physical simulation device

其中，可视化平板岩心模型（图2）的有效尺寸（长×宽×高）为20 cm×20 cm×3 mm。储层的高、中、低不同渗透率通过混合不同目数石英砂来模拟，其中高、中、低渗透层所用的石英砂目数分别为40 目、60 目、90 目，对应的渗透率分别为1 000×10-3μm2、500×10-3μm2及200 × 10-3μm2。非均质性是通过岩心不同区域填入不同目数的石英砂实现，其中高渗区填入40 目石英砂，低渗区填入按一定比率混合的60 目与90 目石英砂混合物，比例包括：1∶0、2∶1、1∶2、0∶1。其中60 目的含量越小，岩心非均质性越强，且对应的渗透率级差分别为1（均质）、1.25（低级差）、1.7（中级差）及2.5（高级差）。实验用其他材料主要包括地面脱气原油、煤油、模拟地层水、高纯度液态CO2等。其中，CO2纯度为99.999 %，模拟地层水矿化度为5 000 mg/L，实验原油黏度介于2～20 mPa·s，原油密度为0.785 g/cm3，且实验在常温、常压条件下开展。

图2 饱和原油的平板岩心Fig.2 Slab core saturated with crude oil

1.2 实验流程及步骤

1）模型制作：取两片干净玻璃板，在一侧粘上双面胶，均匀铺设混合好的石英砂并抹平压实，清理干净预设井眼位置，将两块玻璃板有石英砂一侧对准合紧，从边部缝隙加入密封条紧贴内部石英砂边缘，并用密封夹完成二次密封。

2）模型抽真空：模型密封好后，用管线连接对角线上的两口井，一端和真空泵相连，另一端用夹子夹紧放入水中（非均质一口采出井需封住），开启真空泵抽真空至泵压稳定在-0.1 MPa 处10 min 时，完成模型抽真空。

3）模型饱和水：将抽真空的模型放入水中，打开水中夹子，并缓慢打开真空泵，以小流量抽吸水进入模型，待水充满模型且无小气泡后完成饱和水，关闭真空泵，用夹子加紧两端管线。

4）模型饱和油：用注射器吸取适量实验油，接入前述吸水端管线，倒转玻璃板，打开夹子，缓慢将油自上而下打入岩心，驱替至不出水为止，完成饱和油。

5）根据实验方案开展实验：连接实验装置，打开驱替泵，待驱替管线排出气泡后接入岩心模型，按照实验方案开展各组驱替实验，实验中注入井定注入量，采油井定生产压力。

6）用图像采集处理系统记录驱替全过程。

7）用量筒记录采出液数据。

1.3 实验方案设计

针对各影响因素（包括原油黏度、储层渗透率、储层非均质性及注入速度等）共设计16 组相应的物理模拟实验方案，具体实验方案如表1 所示。每组实验均控制单因素变化，其余因素不变，驱替时长为30 min。

表1 实验方案设计Table 1 Design of experimental plan

2 前缘运移及气窜规律影响因素分析

2.1 原油黏度的影响

1）见气前前缘运移规律

表2 为不同原油黏度各驱替主流线上不同节点处（如0.25L为驱替前缘距离注入井0.25倍井距的位置）流体分布情况，可以看出，注入的CO2会优先沿注采井连线向生产井不规则移动，呈窄条带向前突进。原油黏度越高，条带宽度越窄，突进现象越明显。

表2 见气前不同原油黏度不同位置的驱替规律Table 2 Displacement laws of different crude oil viscosity before gas breakthrough

通过数值化处理软件对实验结果进行量化可得不同原油黏度对应的见气时间、波及系数（图3a）及驱替压力梯度峰值（图3b）。从图3 可知，对均质储层，在注入速度不变条件下，当原油黏度从2 mPa·s增加20 mPa·s 时，见气时的注入孔隙体积倍数（PV）从0.028 增至0.076（增加2.7 倍），但见气时波及系数却降低2.2倍；同时，驱替压力梯度峰值从0.025 MPa/m增至0.106 MPa/m，增加了4.3 倍。也就是说，原油黏度增加虽然缓解气体突破，但是其增加了气体注入难度，降低了气体的波及系数。这是由于原油黏度增加，原油流动性变差，气体注入难度与突破时间增加，同时油气黏度差异变大，突进变严重，波及系数降低。

图3 不同原油黏度对应的见气时间、波及系数及驱替压力梯度峰值Fig.3 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different crude oil viscosity conditions

2）见气后气窜规律

见气后继续恒定速度驱替，各组原油动用及流线分布情况、驱替30 min 后的采出程度与波及系数，结果分别见表3 与图4。从表3 与图4 可知，原油黏度越小，油气黏度差异越小，黏性指进现象越弱，注入气驱替越均匀，波及系数越大；当原油黏度从2 mPa·s 增至20 mPa·s 时，最终的波及系数从44.1%降至15.8 %，采出程度降低了11.7 %。随着原油黏度增加，油井见气后继续波及能力（最终波及系数与见气时的波及系数之差，简称：波及系数差）越小；当原油黏度从2 mPa·s增至20 mPa·s时，波及系数差从25.5%降至7.4%。高黏度原油渗流阻力大，后续气体倾向于顺着渗流通道继续前进，波及系数小，采出程度低，油井见气后继续波及能力小。

表3 见气后不同原油黏度不同时刻的驱替规律Table 3 Displacement laws of different crude oil viscosity after gas breakthrough

图4 不同原油黏度下的波及系数与采出程度Fig.4 Sweep coefficient and recovery ratio under different crude oil viscosity

2.2 储层渗透率的影响

1）见气前前缘运移规律

表4 为不同储层渗透率条件下各驱替主流线上不同节点处的流体分布情况。从表4可以看出，注入气体主要沿着油水井主流线呈窄条带状推进，且渗透率越大，条带越窄，突进现象越严重，波及面积越小。

图5 为不同储层渗透率对应见气时注入孔隙体积倍数、波及系数及驱替压力梯度峰值。从图5 可知，在注入速度一定时，储层渗透率越小，渗流阻力越大，气体突进越不明显，见气时越晚且见气时的波及面积越大。当渗透率从200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2时，见气波及系数从18.6 %降至10.1 %，降低了46 %；同时，驱替压力梯度峰值从0.124 MPa/m降至0.007 MPa/m，降低了17 倍。也就是说，渗透率降低有助于抑制气体突破，提高见气波及系数，但增加了气体注入难度。这是由于渗透率降低，储层允许流体流过的能力减弱，气体突破时间变晚，气体突进现象变弱，见气波及系数变大，但驱动相同量的流体所需的压力梯度变大。

图5 不同储层渗透率对应见气时注入孔隙体积倍数、波及系数及驱替压力梯度峰值Fig.5 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different reservoir permeability

2）见气后气窜规律

表5 为见气后不同储层渗透率条件下各时刻的驱替情况，图6 为最终波及系数与采出程度。从表5与图6可知，随着渗透率的增加，驱替相同PV数时的波及系数越小，采出程度越低。当储层渗透率从200×10-3μm2增加至1 000×10-3μm2时，波及系数从30.6%降至11.9%，同时采出程度也降低了17.1%。与见气时的波及系数相比，油井见气后继续波及能力（波及系数差）随着渗透率的增加而减小。当储层渗透率从200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2时，波及系数差从12%降至1.8%，气窜严重。出现以上现象的原因是，在注入井定注入量，生产井定井底压力生产的情况下，随着渗透率的增加，储层允许流体流动能力增强，气体易突破、且储层压力维持水平较低，因此，波及系数与采出程度降低。

表5 见气后不同储层渗透率不同时刻的驱替规律Table 5 Displacement laws of different reservoir permeability after gas breakthrough

图6 不同渗透率条件下的波及系数与采出程度Fig.6 Sweep coefficient and recovery ratio under different permeability

2.3 储层非均质性的影响

1）见气前前缘运移规律

表6 为不同渗透率级差时驱替主流线上各节点处的流线分布情况。从表6可以看出，当储层为均质时，注入气由注入井（下端中部）向上端的两侧生产井较均匀推进，两侧采出井基本同时见气。对非均质储层，注入气主要沿着较高渗区（左边区域）向生产井推进，较低渗区波及情况较差，且与较低渗区的生产井气体突破时间相比，较高渗区生产井气体突破时间短。储层非均质性越强，较高渗区与较低渗区的波及差异越大。这是由于储层非均质性越强，较低渗区与较高渗区允许流体流动能力差异越大，波及差异越大，对应的生产井见气时间差异越大。

表6 见气前不同渗透率级差不同位置的驱替规律Table 6 Displacement law with different permeability differences before gas breakthrough

图7 为不同渗透率级差条件下的见气时注入孔隙体积倍数、波及系数（见气）及驱替压力梯度峰值。从图7 可以看出，注入速度一定时，储层渗透率级差越大，较高渗区与较低渗区渗流阻力差异越大，大量的注入气体沿着渗流阻力较小的较高渗区流动至生产井，驱替压力梯度峰值越低且见气时间越短、波及系数也越小。随着渗透率级差从1 增加至2.5，波及系数从28.9%降至9.3%，见气时间缩短了4.7 倍，同时驱替压力梯度峰值也从0.099 MPa/m 降至0.018 MPa/m。也就是说，储层非均质越强，气体越易突进至生产井，波及系数与见气时间都显著降低。

图7 不同渗透率级差条件下的见气时的时间、波及系数及驱替压力梯度峰值Fig.7 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different permeability differences

2）见气后气窜规律

表7 为见气后不同储层渗透率级差条件下各时刻的驱替情况，图8为不同渗透率级差条件下的波及系数及采出程度。从表7 与图8 可知，在渗透率级差较小时（低级差1.25），注入气在相对高渗区突破一段时间后在相对低渗区突破；随着渗透率级差增大（中级差1.7、高级差2.5），相对低渗区突破时间延长甚至不能突破。随着储层非均质性变强（级差从1增至2.5），波及系数从44.1%降至15.8%，降低幅度大（28.3%），同时，采出程度也显著降低（降低16.7%）；但波及系数差值先增加后降低，即渗透率级差为1.25 时，油井见气后继续波及能力最大，气窜最弱。这是由于见气后的继续波及能力与见气前的波及系数相关，对均质储层，见气前的波及系数较大，是导致渗透率级差为1.25 的储层见气后继续注气波及系数提高能力较大的原因。

表7 见气后不同储层渗透率级差不同时刻的驱替规律Table 7 Displacement laws of different reservoir permeability difference after gas breakthrough

图8 不同渗透率级差条件下的波及系数及采出程度Fig.8 Sweep coefficient and recovery ratio under different permeability difference

2.4 注入速度的影响

1）见气前前缘运移规律

表8 为不同注入速度条件下的驱替主流线上各节点处的流线分布情况。从表8可知，在生产井定注入量，采出井定压力生产的条件下，当注入速度小于0.5 mL/min 时，随着注入速度的增大，驱替前缘呈窄条带状向油井突进，这是由于注入速度较小，主流线能够容纳注入气体流动。当注入速度大于0.5 mL/min时，随注入气量速度增加，主流线容纳不了该注入量的气体，注入气体沿着主流线向四周扩展，波及面积增加。

表8 见气前不同注入速度不同位置的驱替规律Table 8 Displacement laws at different injection speeds before gas breakthrough

图9 为不同注入速度下的见气时注入孔隙体积倍数、波及系数、驱替压力梯度峰值。从图9可知，随着注入速度的增加，见气时间PV 先增加后降低，见气时波及系数先降低后增加，同时驱替压力梯度峰值呈单调上升。在注入井定注入量，生产井定压力生产的情况下，注入速度增加，会加强气体突破，降低波及系数；同时也会导致储层憋压，迫使注入气体从已有流线向四周驱替，扩大波及系数；注入速度较小时（小于0.5 mL/min），前者起主导作用，而注入速度大于0.5 mL/min时，后者起主导作用。

图9 不同注入速度条件下的见气时注入孔隙体积倍数、波及系数及驱替压力梯度峰值Fig.9 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different injection speed

2）见气后气窜规律

表9 为见气后不同注入速度条件下各时刻的驱替情况，图10 为不同注入速度条件下的波及系数与采出程度。由表9 与图10 可知，在注入井定流量注入、生产井定压生产条件下，较小的注入速度下注入气大多沿渗流通道流向生产井，随着驱替时间增加，波及范围扩大不明显，窜流严重；注入速度较大时，注入气呈分散状不断向四周扩散，驱替流线增多，波及面积增大。当注入速度从0.1 mL/min 增至2 mL/min 时，波及系数从23.7%增至50.5%，见气后波及系数继续扩大能力（波及系数差）从8.3 %增至26.2 %（即缓解气窜），采出程度从15.4 %增至35.3 %。也就是说，注入速度越大，采出程度越大。见气后气驱将继续扩大波及系数，且注入速度越大，波及系数增大量越大。这是由于在注入井定注入量，生产井定压力生产的情况下，注入速度越大，越易在储层憋压，导致气体波及系数增加，采出程度增加。

表9 见气后不同注入速度不同时刻的驱替规律Table 9 Displacement law with different injection rates after gas breakthrough

图10 不同注入速度条件下的波及系数及其差、采出程度Fig.10 Development effect under different injection speed conditions

3 结论

1）在注入井定流量注入，生产井定压生产的条件下，原油黏度增加导致最终的波及系数、采出程度降低，油井见气后继续扩大波及的能力减弱；当原油黏 度 从2 mPa·s 增至20 mPa·s 时，波 及 系数差从25.5%降至7.4%，CO2气窜严重。

2）注入气体沿油水井主流线呈窄条带状推进，且渗透率越大，条带越窄，突进现象越严重，波及面积越小；油井见气后继续波及能力随渗透率增加而减小。当储层渗透率从200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2时，波及系数差从12 %降至1.8 %，即渗透率大于1 000×10-3μm2的储层在CO2气体突破后，CO2气窜严重。

3）在渗透率级差较小时（低级差1.25），注入气在相对高渗区突破一段时间后在相对低渗区突破；随着渗透率级差增大（中级差1.7、高级差2.5），相对低渗区突破时间延长甚至不能突破。随着储层非均质性变强（级差从1 增至2.5），波及系数从44.1 %降至15.8%，同时采出程度也降低了16.7%；但波及系数差值先增加后降低，渗透率级差为1.25 时，油井见气后继续波及能力最大，此时CO2气窜最弱。

4）在注入井定流量注入，生产井定压生产的条件下，注入速度越大，采出程度越大，见气后波及系数继续扩大能力也越强。当注入速度从0.1 mL/min增至2 mL/min 时，采出程度从15.4%增至35.3%，波及系数差从8.3%增加至26.2%，缓解了CO2气窜。