裂缝对低渗透油藏CO2驱油影响的可视化实验研究

2022-12-02赵博文

非常规油气 2022年6期

赵博文

(西安石油大学，西安 710065)

0 引言

低渗透油藏通常由于天然能量不足，储层物性差及非均质性严重等特征，一次采收率普遍偏低，而注水开发又面临“注不进、采不出、水淹水窜突出”等诸多难题，开发效果不尽如人意[1-3]。CO2以其良好的注入性、和原油的互溶性以及易混相等特点，可以有效降低原油黏度和界面张力，补充地层能量，有效提高原油采收率，被公认为是低渗透油藏最有效的提高采收率技术之一[4-6]。然而由于低渗透油藏普遍发育裂缝和微裂缝，加上前期水力压裂造成的人工缝，钩织了复杂的缝网系统，造成无论是水驱还是气驱都会出现不同程度的窜流，使开发效果变差。因此研究裂缝对驱油过程的影响和作用，探索有效的针对措施改善开发效果将具有重要现实意义。目前关于CO2驱油的实验研究众多，主要涉及流体物性的变化，驱替对储层物性的影响，驱油方式及注采参数等对驱油效果的影响等方面[7-18]。整体以宏观居多，微观为少。且目前在微观研究方面多以玻璃刻蚀薄片进行模拟实验[19-20]，鲜见通过天然岩心进行的微观可视化实验研究，造成目前关于裂缝对低渗透油藏CO2驱油过程的真实影响不够清楚，同时对如何改善裂缝影响下的驱油效果缺乏关注和研究。鉴于此，该研究通过对鄂尔多斯盆地长6油藏天然岩心进行加工和刻画，制作了带有裂缝的真实岩心薄片，结合高清显微镜和高清录像系统，采用高温高压驱替系统开展了CO2驱油微观可视化实验研究，以期弄清裂缝对CO2驱的影响规律，并探索有效改善开发效果的具体方式。

1 实验

该研究实验设计，严格按照SY/T 6424—2014《复合驱油体系性能测试方法》和GB/T 29172—2012《岩心分析方法》等标准开展实验研究。

1.1 实验方法及内容

实验采用LDY-150驱替流动仪，通过回压控制实验压力。微观可视化模型结合尼康SMZ1500高清显微镜、微量泵和高清录像系统，对不同压力驱油过程中CO2相态的变化以及CO2流体和原油在孔隙介质中的相态动态变化特征进行详细记录，实验流程示意图如图1所示。

图1 微观可视化驱替装置实验流程示意图Fig.1 Schematic diagram of experimental proscess of micro visualization displacement device

为了观察和分析裂缝性低渗透油藏CO2驱和CO2吞吐的微观特征和区别，明确最佳的提高采收率实施方式，实验分为驱替和吞吐2大部分。在驱替时，重点考察不同注入压力下驱油的变化。对于注入压力的设置，依据CO2临界压力(7.38 MPa)及其与实验原油的最小混相压力(17.6 MPa)，分别设置3个压力点，即低于临界压力的点4 MPa、高于临界压力而小于最小混相压力的点8 MPa以及高于最小混相压力的点18 MPa，重点观测CO2流体在临界压力和最小混相压力处相态的变化和驱油效率。在吞吐时，为了探索更佳注采方式，从充分扩大CO2的波及范围和发挥CO2的增油作用出发，依照区块整体“吞吐”的理念，设计注采不同端的方式，即注入端注入后进行焖井，焖井结束后从生产端开采。对于焖井时间的设计，根据岩心尺寸和CO2运移扩散速度及以往实验经验，分别设计焖井10 h，20 h，30 h和40 h这4组实验。

1.2 实验材料

1)流体样品：油、水样均来自鄂尔多斯盆地长6油藏；

2)岩心片：采用长6油藏天然岩心进行切割打磨制成岩心片，然后对岩心片沿中轴线刻一条缝；

3)CO2气体：采用市场上售卖的CO2气体，纯度99.9%。

1.3 实验步骤

1)用苯和乙醇3∶1的比例对岩心进行深度洗油操作，清洗完成后将岩心置于恒温箱内进行烘干；

2)清洗结束后对岩心样品进行物性参数分析等测试，然后在80 ℃下对岩样进行烘干24 h；

3)将岩心切割打磨，制成薄片，然后对岩心片沿中轴线刻缝；

4)将实验岩心片放入可视化岩心加持器中饱和地层水，使可视化薄片建立原始地层水分布，当出液量达到4～5 PV时认为已完全建立好原始地层水分布；

5)将油样以0.05 ml/min的速度进行驱替直至出口产出液的含油量为100%，原始地层的油水分布模型建立完成；

6)在44 ℃条件下，设置不同CO2注入压力进行驱替实验，实时在线拍摄可视化薄片中剩余油分布，测试中在压力值稳定且流动平衡的条件下计算模型的残余油饱和度，并进行驱替效率计算；

7)在实验驱替过程中岩心夹持器出口端增加气液分离装置，气液分离装置后接气体流量计以计量实验过程的出气量。

2 实验结果及分析

2.1 不同压力下CO2驱微观可视化实验

压力是影响CO2驱油动态及效果的最重要因素之一。为了观察不同压力下CO2驱油过程中气体沿裂缝窜逸规律，了解气体在基质中波及范围和采出程度，观察裂缝及裂缝周边流体渗流及分布规律，在建立完原始油水分布关系后进行不同注入压力下的CO2驱替实验。

2.1.1 注入压力为4 MPa

为了观察非超临界状态下的驱油特征及其在裂缝和基质中的渗流规律，进行了4 MPa及44 ℃条件下的驱替实验，结果如图2所示。

图2 注入压力为4 MPa时的驱替实验Fig.2 Displacement experiment at injection pressure of 4 MPa

图2是通过尼康SMZ1500高清显微镜观察拍摄到的驱替过程。图2a所示为注入压力为4 MPa时CO2驱替前期(即驱替5 h)，可以看到此时可视化薄片中大部分区域都显示红色，沿着裂缝红色显示比较浅而且呈现斑点状，表明CO2驱替过程中气体优先进入裂缝并沿着裂缝渗流，同时将裂缝周边的原油置换出来。但是由于气体优先沿裂缝渗流，离裂缝远处的原油难以被波及，此时驱油效率较低，只有3%。图2b所示为4 MPa压力CO2驱替中期(即驱替20 h)，从图2b中可以看出红色显示相比驱替前期有所减少，远离裂缝的区域红色显示也渐渐减少。表明随着气体的继续注入，开始慢慢波及到远离裂缝的区域。同时可以看到红色显示为断块状，是因为注入的气体沿着较大孔喉流动，将大孔喉中原油置换出来，因此呈现出这种不连续的红色显示，该阶段驱油效率达到5%。图2c所示为驱替后期(即驱替30 h)，此时图2c中红色显示继续减少，沿着裂缝周边红色显示最少，从注入端到出口端呈现出渐变红色显示，即注入端红色显示深，出口端红色显示浅。在驱替后期驱油效率达到了6%。图2d所示为驱替40 h即驱替结束时的状态，从图2d中可以看到此时红色显示是最少的，且红色部分不连续。沿着裂缝周围基本没有红色显示。表明注入的气体沿着裂缝流动，有效地将裂缝及其周边的原油置换出来，最终驱油效率达到8%。

2.1.2 注入压力为8 MPa

当压力大于7.38 MPa、温度高于31.06 ℃时，CO2变为超临界状态。超临界状态CO2具有类似液相的密度和类似气相的黏度，一方面可以改善不利的超覆驱替状态，提高波及效率，另一方面扩散性和萃取原油轻质组分的能力增强，提高了与原油的混相能力，可以更好地降低界面张力。为了对比CO2在非超临界状态和超临界状态下的驱油特征及差别，进行了注入压力为8 MPa的驱替实验，结果如图3所示。

图3 注入压力为8 MPa时的驱替实验Fig.3 Displacement experiment at injection pressure of 8 MPa

图3a所示为注入压力为8 MPa时CO2驱替前期(即驱替5 h)，可以看到此时可视化薄片中大部分区域同样都显示红色，沿着裂缝红色显示比较浅且呈现斑点状，表明该阶段CO2驱替过程与非超临界状态的驱替基本相同，即气体同样优先进入裂缝并沿裂缝渗流，同时将裂缝周边的原油置换出来，驱油效率较低，也只有3%。图3b所示为驱替中期(即驱替20 h)，从图3b中可以看出红色显示相比驱替前期有所减少，远离裂缝的区域红色显示也逐渐减少，与4 MPa时相比，该阶段驱油效率略有提高，达到了6%。图3c所示为驱替后期(即驱替30 h)，沿着裂缝周边红色显示继续减少，超临界CO2更好的进入基质，并由于其特殊的性质动用了更大面积的原油，但注入的气体仍主要沿着裂缝窜逸，该阶段驱油效率也只达到了8%。图3d所示为驱替40 h即驱替结束时的照片，从图3d中可以看出此时红色显示部分达到了最少，且红色部分不连续，整体状态类似非超临界状态驱替，但波及范围和驱油效率均有所提高，最终驱油效率为10%。由实验结果可知，超临界状态CO2驱油效果比非超临界状态要好，但由于裂缝的存在，驱油效率提升的幅度有限。

2.1.3 注入压力为18 MPa

从理论上来说，CO2与原油混相后两相界面消失，变为一相流体，界面张力将为0，驱油效率可以达到100%。为了进一步观察和对比CO2在不同状态下的驱油和渗流特征，进行了注入压力为18 MPa的驱替实验，结果如图4所示。

图4 注入压力为18 MPa时的驱替实验Fig.4 Displacement experiment at injection pressure of 18 MPa

图4a所示为注入压力为18 MPa时CO2驱替前期的照片(即驱替5 h)，可以看出可视化区域内大部分为红色显示，沿着裂缝周边红色最深。当注入气体开始进入可视化薄片，气体仍主要沿着裂缝流动，难以波及到远离裂缝的区域，此时驱油效率较低，也仅有6%。但相比于非超临界状态和超临界状态，该压力点下驱油效率有所提高。图4b所示为驱替中期(即驱替20 h)，从图片中可以看出红色显示相比驱替前期有所减少，远离裂缝的区域红色显示开始有所变化，但是整个可视化薄片上主要以红色为主，在薄片中还有大量的剩余油。表明随着气体的继续注入，开始慢慢波及到远离裂缝的区域，该阶段驱油效率达到了9%。图4c所示为驱替后期(即驱替30 h)，此时可视化薄片中红色显示部分仍然还较多，但是相比驱替前期已经明显减少，驱油效率也达到了12%。图4d所示为驱替40 h即驱替结束时的照片，随着驱替过程的不断进行，图4d中红色部分继续减少，此时从图4d中可以看出红色显示是最少的，且红色部分仍不连续。沿着裂缝区域主要为白色，表明注入气体主要将裂缝中的原油置换出来。在远离裂缝的区域还有部分块状的红色显示，表明驱替完成后还有部分剩余油难以被置换出来。最终驱油效率为14%。

由实验现象发现，由于储层裂缝的存在，CO2以不同压力条件注入时，由于CO2相态的变化使得CO2驱油效率有小幅提升，但大量的CO2依然沿高渗或大通道窜逸，CO2利用率很低。延长油田大多储层为低渗低压油藏，且长6储层天然裂缝及人工裂缝交织，从实践中同样证明了连续CO2驱替在短时间内出现了见气甚至气窜的现象，因此改变CO2开发方式具有重要现实意义。

2.2 CO2吞吐微观可视化实验

区块整体吞吐是该文探索的一种旨在提高低渗低压储层能量，提高CO2驱采收率的方法，即在CO2连续气驱前对油井关井，注入井按照方案设计进行连续注入，到一定时机再开井生产的方法。

按照上述理念，为了和驱替实验进行对比,设计在温度为44 ℃的条件下,利用平流泵以18 MPa的压力向岩心中注CO2,然后关闭入口端，焖井48 h,观测整个吞吐期间的可视化岩心的采出程度。实验过程及结果如图5所示。

图5 CO2吞吐微观可视化实验Fig.5 Microscopic visualization experiment of CO2 huff and puff

由图5可知,整个可视化区域为红色显示,沿着裂缝红色显示最深,裂缝周围有部分驱油颜色变淡，表明部分原油流动到裂缝中,由于焖井作用,CO2向基质中扩散,动用和萃取基质中的原油,并向裂缝中运移。随着注入端CO2不断进入,实验薄片中CO2逐渐向裂缝周围基质扩散,更多的原油被动用,表现为视野中红色变淡的区域增加,焖井48 h后驱油效率达到20%,说明CO2不断注入,采出端进行不同程度焖井,对低渗低压油藏提高CO2驱油效率有明显的作用,是实际油藏CO2开发过程中可以采取的一种有效手段。