CO2驱后水气交替注入驱替特征及剩余油启动机制

2024-02-27孙成岩

大庆石油地质与开发 2024年1期

孙成岩

（中国石油大庆油田有限责任公司呼伦贝尔分公司，内蒙古呼伦贝尔 021000）

0 引言

CO2驱是目前低渗透油藏提高采收率的重要手段［1-7］，但受储层非均质性影响，CO2驱开发中后期易产生气窜，导致注入气波及体积增长受限，在储层中形成大量剩余油，极大影响了CO2驱增油效果［8-11］。因此，对CO2驱过程中气窜控制机理及方法的研究至关重要。水气交替注入（WAG）目前被证实是控制气窜的有效手段之一，且施工方便，已广泛应用于国内外各大油田。其主要机理为改善流度比及稳定驱替前缘，从而抑制气窜并扩大波及体积［12-14］。有学者也指出WAG 能够引起孔隙介质中油水饱和度的循环变化从而提高采收率［15］。目前WAG 驱所采用气体类型主要为CO2、烃类气体以及氮气，相关研究侧重于开发技术政策的优化设计，包括段塞尺寸、水气注入比例、注入速度、注入周期及次数和井网等［16-17］。尽管WAG 驱在提高采收率方面具有明显的机理优势，但目前现场应用效果参差不齐，主要原因是方案设计与油藏特征、驱替特征、剩余油分布和启动机制的匹配程度不足，尤其是针对CO2连续气驱后的油藏，在WAG驱替特征及微观剩余油启动机制还不明确。

设计适合特定油藏特征及剩余油分布特征的WAG 驱方案，对提高现场应用成功率具有重要意义。本文以海拉尔油田贝14 区块为研究对象，开展CO2驱后WAG 驱的相关实验研究。首先通过Micro-CT 微观实验分析目标区块岩心的孔径分布特征，结合岩心在线驱替实验分析了CO2驱后微观剩余油分布特征及WAG 驱剩余油启动机制。采用长岩心驱替实验，研究CO2驱后水气交替注入的驱替特征，同时针对WAG 驱的段塞尺寸、气水比进行优化，以确定CO2驱后WAG 驱的重要注入参数，为油田现场施工提供支撑。

1 实验设计

1.1 实验材料及仪器

1.1.1 实验材料

实验用岩心取自海拉尔油田贝14 区块，岩心基础物性参数如表1 所示，其中，1 号为标准岩心，用于微观剩余油分布及启动机制研究，2―10号为长岩心，用于WAG 驱替特征及驱替参数研究。

表1 实验用岩心的基础物性参数Table 1 Basic property parameters of experiment cores

实验用水取自目标区块的地层水，其水型为NaHCO3，矿化度为1 970.72 mg/L；实验用油为模拟油，室温下黏度为11.95 mPa·s。

1.1.2 实验仪器

Micro-CT 微观实验装置为MicroXCT-400 型三维重构成像X 射线显微镜，美国Xradia 公司；长岩心WAG 驱替实验采用了耐温耐压物理模拟装置开展实验，主要装置包含恒温箱、岩心夹持器、恒速恒压泵、压力传感器、流量计、中间容器等（图1）。

图1 水气交替注入驱替实验装置示意Fig. 1 Schematic diagram of WAG displacement experimental equipment

实验在地层温压条件下进行（温度为68 ℃，压力为17.6 MPa）。

1.2 实验方案

1.2.1 Micro-CT微观实验

（1）将1 号岩心洗净、烘干后，利用Micro-CT扫描成像和图像处理技术对干岩心进行3D 重建，得到岩心模型，对孔隙数量和孔隙体积进行统计。

（2）对岩心进行抽真空、饱和地层水和模拟油，静置24 h 后对饱和油的数量和体积进行扫描，计算饱和油在孔隙体积中的比例。

（3）在地层温度68 ℃条件下，利用岩心夹持器开展CO2连续气驱至出口端不出油，取出岩心，利用实验仪器扫描剩余油分布。

（4）再次利用岩心夹持器开展水-CO2交替注入实验，段塞尺寸0.10 PV，气水比1∶1，交替5个段塞后取出岩心，利用实验仪器扫描剩余油分布。

1.2.2 长岩心WAG驱替实验

（1）将2 号长岩心放入岩心夹持器中，置于68 ℃的恒温箱中，饱和地层水，以0.1 mL/min 流速饱和模拟油，直至岩心夹持器出口端不出水，将饱和油后的岩心在恒温箱中静置老化24 h。

（2）以0.125 mL/min 的注入速度开展CO2连续气驱，每间隔5 min 后记录产油量、产气量和驱替压差，直至出口端生产气油比大于5 000 m3/m3，计算CO2连续气驱的采收率、含水率和生产气油比。

（3）设定气水比为1∶1，注入段塞为0.10 PV，开展水-CO2交替注入共10 个轮次，每间隔5 min后记录产油量、产气量和驱替压差，实验结束后计算采收率、含水率和生产气油比，分析CO2驱后水气交替注入的驱替特征。

（4）更换岩心分别为3―10 号长岩心，重复步骤（1）―（3）。固定段塞尺寸0.10 PV，改变气水比分别为2∶1、1.5∶1、1∶1 和1∶2，开展4 组WAG 驱实验；同样固定水气比为1∶1，改变段塞尺寸分别为0.05、0.10、0.15 和0.20 PV，开展4 组WAG 驱实验。通过8 组实验，分析气水比和段塞尺寸对WAG 驱增油效果的影响。

2 实验结果与分析

2.1 CO2驱后WAG驱剩余油启动机制

图2 给出了Micro-CT 扫描后的岩心干样、饱和油岩样、CO2驱和后续WAG 驱的三维重建结果，岩心由孔隙、矿物和基质组成（图2（a）、（b）），去除基质和矿物，干样岩心的孔隙三维分布如图2（c）所示，其孔隙数量和孔隙体积的分析结果如图3 所示。干样岩心中孔隙直径分布范围较广，为（0，350］μm。从数量上看，（0，10］μm 孔径和（10，30］μm 孔径数量较多，比例分别为33.71%和33.58%，占总孔隙数量的2 3；然而，（180，350］和（100，180］μm 孔径的孔隙体积比例接近86%，说明岩心孔隙体积主要由大孔道贡献，这些大孔道也是CO2驱气窜的潜在通道。

图2 岩心Micro-CT三维重建图像Fig. 2 Micro-CT 3D reconstructed core images

图2（d）给出了岩样饱和油的三维分布，其中绿色部分被束缚水占据，不同孔径中岩心孔隙数量、体积及饱和油体积比例如图3 所示。模拟油在大孔径（180，350］μm 中的比例仅为32.89%，大部分被束缚水占据，说明岩心中的大孔喉呈现亲水特性；（100，180］和（80，100］μm 孔径区间内，模拟油比例分别为74.57%和84.04%，润湿性逐渐向中性润湿或油湿转变；在（60，80］、（40，60］和（30，40］μm 孔径内，模拟油比例达到了95%以上，其中（30，40］μm 孔径内更是达到了99.01%，说明此范围内的孔径完全被模拟油占据，中孔径偏油湿。在（10，30］和（0，10］μm 孔径内，模拟油比例分别降至84.97%和79.39%，分析可能由于模拟油分子较大，难以进入此区间的孔径内，部分小孔径被水分子占据。综合各区间孔径内模拟油的润湿性，先导试验区储层整体偏油湿。

图2（d）―（f）分别给出了初始模拟油分布、CO2驱以及后续WAG 驱后的剩余油三维分布，随着开发阶段的进行，岩样中含油饱和度逐渐降低。图4 定量给出了CO2驱和WAG 驱后不同孔径范围内剩余油所占的体积。

图4 CO2驱和WAG驱后剩余油体积分布jFig. 4 Volume distribution of remaining oil after CO2 flooding and WAG flooding

CO2连续气驱后，孔径为（180，350］μm 内的模拟油全部被采出，孔径为（100，180］μm 内的模拟油也被动用了63.54%，说明CO2驱主要动用了大孔隙中的模拟油。孔径为（80，100］、（60，80］、（40，60］和（30，40］ μm 内的模拟油动用的比例分别为44.05%、45.45%、26.48%和12.14%，部分被动用；孔径为（10，30］和（0，10］ μm 内的模拟油体积反而增加，分析可能由于CO2的抽提作用，将模拟油中的轻质组分带至小孔隙中。

WAG 驱阶段，各孔径区间内模拟油的体积进一步降低，其中，孔径为（100，180］μm 内的模拟油体积仅为初始体积的21.95%，（80，100］、（60，80］、（40，60］μm 等中孔径范围内的模拟油分别为初始体积的40.89%、38.70 和57.00%，较CO2驱后剩余油大幅度降低。（10，30］和（0，10］μm 内模拟油的体积也较CO2驱后剩余油体积有所降低，说明WAG 驱不仅进一步启动了次级大孔隙（100~180 μm）中的剩余油，对中小孔隙中的剩余油也用不同程度的动用。

综合实验结果，认为WAG 驱对CO2驱后的剩余油启动机制有2 个方面：一是改善不利的油气流度比、稳定驱替前缘，即注入水延缓了CO2在大孔隙中的气窜，迫使CO2进一步驱扫大孔隙中的油膜、盲端油和孤岛油；二是注入水提高了大孔隙中流体的渗流阻力，对高渗带起到一定的封堵作用，迫使后续CO2段塞更多地进入中小孔隙中启动剩余油［18］。

2.2 CO2驱后WAG驱替特征

图5 和图6 给出2 号长岩心CO2驱和后续WAG驱的生产动态曲线。在CO2驱阶段，初期采收率和驱替压差随着注入量的增加逐渐增大；当注入量达到0.33 PV 时，CO2气体沿大孔道突破，气油比逐渐增加，采收率增幅放缓，驱替压差也逐渐下降；当气油比升至5 000 m3/m3以上时，CO2驱采收率为47.95%，驱替压差稳定在0.37 MPa。注入气体沿大孔道的窜流导致CO2无效循环，且采收率较低。

图5 采收率和驱替压差随注入量变化（气液比1∶1，段塞尺寸0.10 PV）Fig. 5 Variation of recovery and displacement pressure difference with injection PV(gas-liquid ratio = 1∶1, plug size = 0.10 PV)

在WAG 驱第1、2 轮次，采收率增幅较缓，水段塞注入时压力增加，气段塞注入时压力降低，生产气油比仍维持在较高水平，此时注入的水段塞在大孔道内改善流度并逐渐封堵，为后续提高采收率作准备；第3 个轮次后，由于水段塞在大孔道内的流度改善和封堵作用起效，采收率增幅明显加大，驱替压差高于CO2连续气驱压差，生产气油比也降低至较低水平；第4 至第10 轮次内，水-气段塞的交替注入在大孔道中形成了稳定的液流转向作用，驱替压差始终高于CO2驱压差，气油比和含水率曲线呈周期性变化，采收率也逐渐增加。岩心最终采收率为66.63%，WAG 驱提高采收率18.68 百分点，增油效果显著。

从上述实验结果可知，在CO2驱后实施WAG驱，要至少经过2 个交替周期、总注入量0.4 PV 以后才能见到采收率的大幅度上升，第3、4 轮次是主要增产阶段，第5 轮次后，随着水-气段塞在出口端的突破，单轮次内采收率增幅下降，直至第9轮次后趋于平稳。

2.3 CO2驱后WAG驱参数优化

图7 和图8 分别给出了WAG 驱不同气水比和段塞尺寸条件下采收率随注入量的变化，可知在CO2驱后，WAG 驱初期采收率增加不明显，当注入量达到0.4 PV 左右时采收率才大幅增加，与驱替特征实验结果一致。也再次说明CO2驱后WAG驱提高采收率效果的体现存在“过渡期”，不宜在初期未见效果时判断措施无效而终止实施。

图7 不同气水比条件下采收率随注入量的变化Fig. 7 Variation of recovery with injection PV under different gas-water ratios

图8 不同段塞尺寸条件下采收率随注入量的变化Fig. 8 Variation of recovery with injection PV under different plug sizes

此外，由图7 可知，气水比增大，最终采收率先增后减，即气水比过大或过小均不利于WAG 驱增油效果的发挥，气水比大时气窜快，气水比小时CO2对中-小孔隙剩余油的动用有限，且会导致后期水窜现象加重。由图8 可知，WAG 驱也存在一个最优段塞尺寸，段塞尺寸过大，单周期内容易发生气窜或水窜，段塞尺寸过小，流度控制及动态封堵作用较弱，且CO2无法形成有效的气流通道［19］。

综上认为，当气水比为1∶1、段塞大小为0.10 PV 时，CO2驱后WAG 驱在目标区块的提高采收率效果最好。