楊 紅， 余華貴， 江紹靜， 黃春霞， 南宇峰

(1. 延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075； 2. 中國(guó)石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100000)

?

非均質(zhì)性氣竄對(duì)CO2驅(qū)油影響量化實(shí)驗(yàn)研究

楊 紅1， 余華貴1， 江紹靜1， 黃春霞1， 南宇峰2

(1. 延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075； 2. 中國(guó)石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100000)

針對(duì)延長(zhǎng)油田喬家洼區(qū)塊203井區(qū)CO2驅(qū)過程中，CO2沿儲(chǔ)層高滲條帶方向發(fā)生氣竄的問題，采用均質(zhì)和非均質(zhì)人造巖心開展CO2非混相和混相驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，引入非均質(zhì)性氣竄系數(shù)和驅(qū)油效率降低幅度兩個(gè)評(píng)價(jià)參數(shù)，以量化研究非均質(zhì)性對(duì)CO2氣竄的影響程度，并分析滲透率級(jí)差和CO2驅(qū)油相態(tài)對(duì)非均質(zhì)性氣竄的影響。結(jié)果表明，滲透率級(jí)差對(duì)非均質(zhì)性氣竄影響明顯，且非均質(zhì)性氣竄對(duì)巖心滲透率級(jí)差存在一定的敏感界限，該界限滲透率級(jí)差值為15。當(dāng)滲透率級(jí)差小于15時(shí)為敏感區(qū)，非均質(zhì)性氣竄系數(shù)和驅(qū)油效率降低幅度隨滲透率級(jí)差的增大迅速增大；滲透率級(jí)差大于15時(shí)為非敏感區(qū)。指進(jìn)氣竄和非均質(zhì)性氣竄的相對(duì)強(qiáng)弱以滲透率級(jí)差值K(3

非均質(zhì)性； 氣竄； CO2； 氣竄系數(shù)

隨著我國(guó)油氣田勘探開發(fā)的不斷深入，CO2氣驅(qū)因其具有改善油水流度比、溶解膨脹、降低油水界面張力等作用備受關(guān)注[1-3]。在開展CO2氣驅(qū)提高采收率的過程中，由于注入氣與地層原油性質(zhì)差異[4-6]、儲(chǔ)層滲透率級(jí)差和裂縫發(fā)育等因素引起的CO2氣竄是影響其驅(qū)油效果的關(guān)鍵因素[7-9]，其形式一般分為指進(jìn)氣竄、非均質(zhì)性氣竄和裂縫氣竄[10-12]。在以往研究中，針對(duì)上述幾類氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響中大多以定性為主，量化研究卻較為少見。

延長(zhǎng)油田喬家洼區(qū)塊203井區(qū)主力產(chǎn)油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，單井滲透率級(jí)差為9.6～91.9，平均滲透率級(jí)差為32.1。該井區(qū)于2012年9月已開展CO2注入氣試驗(yàn)，從現(xiàn)場(chǎng)驅(qū)油試驗(yàn)效果來看，一線53口受益井已初步見效，其中6口生產(chǎn)井均不同程度的發(fā)生氣竄，且早期巖心資料顯示發(fā)生氣竄方向?yàn)閮?chǔ)層高滲條帶方向，但目前針對(duì)氣竄的治理還處于探索研究階段。為此，量化研究了非均質(zhì)性氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響程度，分析了滲透率級(jí)差和CO2驅(qū)油相態(tài)對(duì)非均質(zhì)性氣竄的影響強(qiáng)弱，這有助于目標(biāo)井區(qū)調(diào)整注氣方案和采取進(jìn)一步的氣竄防治措施。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)巖心及儀器

實(shí)驗(yàn)巖心：尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30 cm的人造巖心，其中均質(zhì)巖心滲透率分別為10、30、100、200、1 800 mD，非均質(zhì)巖心參數(shù)如表1所示。

表1 非均質(zhì)巖心參數(shù)

實(shí)驗(yàn)儀器：100DX型恒速恒壓泵，美國(guó)ISCO；TY-4型巖心夾持器，江蘇海安儀器公司；氣液計(jì)量系統(tǒng)，自制；JYB-3151壓力測(cè)量系統(tǒng)，北京昆侖海岸傳感器技術(shù)有限公司；ZR型高壓中間容器，江蘇海安儀器公司；恒溫箱，江蘇海安儀器公司；YC-4型回壓閥，江蘇海安儀器公司。

1.2 量化非均質(zhì)性氣竄思路

非均質(zhì)巖心中，CO2氣竄形式主要包括指進(jìn)氣竄和非均質(zhì)性氣竄，其對(duì)CO2驅(qū)油的影響可認(rèn)為是上述兩類氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的綜合影響，故非均質(zhì)巖心中非均質(zhì)性氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響程度等于兩類氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的綜合影響程度去除指進(jìn)氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響程度，而非均質(zhì)巖心中指進(jìn)氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響程度相當(dāng)于均質(zhì)巖心中高滲層和低滲層單獨(dú)開采時(shí)兩者影響程度的平均值。

氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響用氣竄系數(shù)和驅(qū)油效率降低幅度進(jìn)行評(píng)價(jià)。其中，氣竄系數(shù)是指驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中采出端含氣率變化曲線與橫軸氣體注入量所圍成的面積與氣體總注入量的比值，氣竄系數(shù)越大，表示氣竄越嚴(yán)重。

1.3 實(shí)驗(yàn)方案

主要包括兩部分實(shí)驗(yàn)：① CO2非混相驅(qū)油實(shí)驗(yàn)(實(shí)驗(yàn)壓力為15 MPa)，量化非均質(zhì)性氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響和滲透率級(jí)差對(duì)非均質(zhì)性氣竄的影響；② CO2混相驅(qū)油實(shí)驗(yàn)(實(shí)驗(yàn)壓力為30 MPa)，量化相態(tài)對(duì)非均質(zhì)性氣竄的影響。上述實(shí)驗(yàn)流速均為0.6 mL/min，每部分驅(qū)油實(shí)驗(yàn)所用巖心包括均質(zhì)和非均質(zhì)巖心兩部分。

2 結(jié)果與討論

2.1 量化非均質(zhì)性氣竄對(duì)CO2驅(qū)油影響

圖1為均質(zhì)模型不同滲透率下CO2驅(qū)油動(dòng)態(tài)。從圖1中可以看出，在均質(zhì)巖心中，指進(jìn)氣竄對(duì)巖心滲透率存在一定的敏感界限，該界限滲透率約為200 mD。在滲透率小于200 mD區(qū)域?yàn)槊舾袇^(qū)，指進(jìn)氣竄系數(shù)隨巖心滲透率增大急劇增大，指進(jìn)氣竄迅速增強(qiáng)；在滲透率大于200 mD區(qū)域?yàn)椴幻舾袇^(qū)，指進(jìn)氣竄系數(shù)隨巖心滲透率增大增加緩慢，指進(jìn)氣竄變化不明顯。

圖1 均質(zhì)模型不同滲透率下CO2驅(qū)油動(dòng)態(tài)

Fig.1 CO2flooding dynamic of homogeneous cores at different permeability

CO2驅(qū)油過程(不受非均質(zhì)性氣竄影響)由于受指進(jìn)氣竄影響，其驅(qū)油效率與巖心滲透率也存在相同的敏感界限。當(dāng)巖心滲透率在敏感區(qū)從10 mD增大至200 mD時(shí)，CO2驅(qū)油效率由94.4%降至82.1%；當(dāng)巖心滲透率在不敏感區(qū)從200 mD增至1 800 mD時(shí)，CO2驅(qū)油效率僅變化2.2%。

表2為非均質(zhì)模型氣竄系數(shù)與驅(qū)油效率變化情況。表2中各模型指進(jìn)系數(shù)和驅(qū)油效率分別為高滲層和低滲層對(duì)應(yīng)值的平均值，各模型非均質(zhì)氣竄系數(shù)和驅(qū)油效率(綜合影響)為通過開展非均質(zhì)模型CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)獲得，各模型非均質(zhì)性氣竄系數(shù)和驅(qū)油效率降低幅度(非均質(zhì)性氣竄影響)為上述兩者對(duì)應(yīng)參數(shù)的差值。

表2 非均質(zhì)模型氣竄系數(shù)與驅(qū)油效率

2.2 非均質(zhì)性氣竄影響因素分析

2.2.1 非均質(zhì)性影響 圖2為非均質(zhì)模型不同滲透率級(jí)差下CO2驅(qū)油動(dòng)態(tài)。從圖2中可以看出，非均質(zhì)性氣竄對(duì)模型滲透率級(jí)差存在一定的敏感界限，該界限滲透率級(jí)差為15。在滲透率級(jí)差小于15時(shí)，為敏感區(qū)，非均質(zhì)性氣竄系數(shù)隨滲透率級(jí)差的增大迅速增大，非均質(zhì)性氣竄迅速增強(qiáng)；在滲透率級(jí)差大于15時(shí)，為不敏感區(qū)，非均質(zhì)性氣竄系數(shù)隨滲透率級(jí)差的增大幅度較小，非均質(zhì)性氣竄變化較弱。

圖2 非均質(zhì)模型不同滲透率級(jí)差下CO2驅(qū)油動(dòng)態(tài)

Fig.2 CO2flooding dynamic in heterogeneous cores at different permeability ratio

在非均質(zhì)模型CO2驅(qū)油過程中，受非均質(zhì)性氣竄影響的驅(qū)油效率降低幅度對(duì)滲透率級(jí)差也存在相同的敏感性。當(dāng)模型滲透率級(jí)差在敏感區(qū)從0增大到15時(shí)，CO2驅(qū)油效率降低47.8%；當(dāng)模型滲透率級(jí)差在不敏感區(qū)從15增大至200時(shí)，CO2驅(qū)油效率降低幅度增加16.2%。

氣竄系數(shù)比為非均質(zhì)性氣竄系數(shù)與指進(jìn)氣竄系數(shù)的比值。圖3為不同滲透率級(jí)差下氣竄系數(shù)比。從圖3中可以看出，當(dāng)滲透率級(jí)差小于K值(3

圖3 不同滲透率級(jí)差下氣竄系數(shù)比

Fig.3 Gas channeling coefficient ratio at different permeability ratio

當(dāng)滲透率級(jí)差介于K和15之間時(shí)，非均質(zhì)性氣竄強(qiáng)于指進(jìn)氣竄，受非均質(zhì)性影響的驅(qū)油效率降低幅度較大，且由于非均質(zhì)性氣竄系數(shù)在該滲透率級(jí)差范圍內(nèi)較為敏感，可以采取常規(guī)調(diào)剖的方式有效降低產(chǎn)層滲透率級(jí)差以較大幅度降低非均質(zhì)性氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響；當(dāng)滲透率級(jí)差大于15時(shí)(目標(biāo)井區(qū)平均滲透率級(jí)差遠(yuǎn)大于15)，受非均質(zhì)性影響的驅(qū)油效率降低幅度較小，且非均質(zhì)性氣竄系數(shù)對(duì)儲(chǔ)層滲透率級(jí)差不敏感，常規(guī)調(diào)剖方式此時(shí)調(diào)剖能力有限，應(yīng)采用強(qiáng)堵劑對(duì)高滲層或微裂縫進(jìn)行強(qiáng)有效的封堵，以大幅度的降低產(chǎn)層滲透率級(jí)差，減弱非均質(zhì)性氣竄對(duì)CO2驅(qū)油的影響。

2.2.2 相態(tài)影響 圖4中比較了相態(tài)對(duì)非均質(zhì)性氣竄的影響。圖5為不同滲透率級(jí)差下非混相和混相驅(qū)指進(jìn)氣竄系數(shù)。從圖4(a)中可以看出，不同滲透率級(jí)差下，非混相驅(qū)非均質(zhì)性氣竄系數(shù)較混相驅(qū)略高，在滲透率級(jí)差為200時(shí)，兩種相態(tài)下非均質(zhì)性氣竄系數(shù)相同，說明CO2相態(tài)對(duì)非均質(zhì)性氣竄的影響很小。從圖4(b)中可以看出，在不同滲透率級(jí)差下，非混相驅(qū)驅(qū)油效率降低幅度較混相驅(qū)大。這主要是由于在兩者非均質(zhì)性氣竄程度相當(dāng)?shù)那闆r下，混相驅(qū)在驅(qū)油過程中對(duì)原油的萃取主要是由于非混相驅(qū)指進(jìn)氣竄較混相驅(qū)嚴(yán)重(見圖5)，另外混相驅(qū)在驅(qū)油過程中對(duì)原油的萃取作用更強(qiáng)造成的。

圖4 相態(tài)對(duì)非均質(zhì)性氣竄的影響

Fig.4 Phase impact on heterogeneous gas channeling

圖5 不同滲透率級(jí)差下非混相和混相驅(qū)指進(jìn)氣竄系數(shù)

Fig.5 Gas channeling coefficient in the form of fingering at different permeability ratio under different phase

3 結(jié)論

(1) 非均質(zhì)性氣竄對(duì)CO2驅(qū)油影響明顯。在滲透率級(jí)差為3、15、200條件下，非均質(zhì)性氣竄系數(shù)分別為0.29、0.37、0.52，驅(qū)油效率降低幅度分別為32.7%、47.8%、64.0%。

(2) 非均質(zhì)性氣竄系數(shù)和驅(qū)油效率降低幅度對(duì)巖心滲透率級(jí)差均存在一定的敏感界限，該滲透率級(jí)差值約為15。在滲透率級(jí)差小于15時(shí)，為敏感區(qū)，非均質(zhì)性氣竄系數(shù)和驅(qū)油效率降低幅度隨著滲透率級(jí)差的增大均迅速增大；在滲透率級(jí)差大于15時(shí)，為不敏感區(qū)。CO2驅(qū)油相態(tài)對(duì)非均質(zhì)性氣竄影響較小。

[1] 沈平平,廖新維.二氧化碳地質(zhì)埋存與提高石油采收率技術(shù)[M].北京: 石油工業(yè)出版社,2009.

[2] 鮑云波.CO2氣竄主控因素研究[J]. 科學(xué)技術(shù)與工程, 2013, 13(9): 2348-2351.

Bao Yunbo. The research on main controlling factors of CO2gas channeling[J]. Science Technology and Engineering, 2013, 13(9): 2348-2351.

[3] 楊紅,汪杰,張瓊,等.不同實(shí)驗(yàn)方法探究CO2與原油的最小混相壓力[J].天然氣與石油, 2012, 30(5): 57-59.

Yang Hong, Wang Jie, Zhang Qiong, et al. Different experiment methods explore the minimum miscibility pressure between CO2and crude oil[J].Oil and Gas, 2012, 30(5):57-59.

[4] 王杰祥,杜建德,王騰飛,等.低滲非均質(zhì)油藏注氣提高采收率實(shí)驗(yàn)研究[J].科學(xué)技術(shù)與工程, 2014,14(18): 44-47.

Wang Jiexiang, Du Jiande, Wang Tengfei, et al. Experimental research on improving recovery of low permeability and heteroneous reservoir by gas injection[J].Science Technology and Engineering, 2014,14(18): 44-47.

[5] 尤源,岳湘安,王銳,等.低滲透非均質(zhì)油藏提高采收率實(shí)驗(yàn)研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā), 2008, 27(1): 118-121.

You Yuan, Yue Xiangan, Wang Rui, et al. Experimental research on improving recovery of low permeability and heteroneous reservoir[J].Daqing Petroleum Geology and Development, 2008, 27(1): 118-121.

[6] 高慧梅,何應(yīng)付,趙淑霞,等.低滲透油藏CO2驅(qū)氣竄影響因素分析及模糊評(píng)判預(yù)測(cè)[J].中國(guó)海上油氣, 2014, 26(4): 63-66.

Gao Huimei, He Yingfu, Zhao Shuxia, et al. Control-factors analysis and fuzzy-evaluation prediction of gas channeling during CO2flooding in low-permeability oil reservoirs[J]. China Offshore Oil and Gas, 2014, 26(4): 63-66.

[7] 林楊,劉楊,胡雪,等.CO2在非均質(zhì)多孔介質(zhì)中的氣竄與運(yùn)移[J].石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào), 2010, 23(6):43-46.

Lin Yang, Liu Yang, Hu Xue, et al. Gas channeling and migration of CO2in the non-homogenneous porous media[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2010, 23(6):43-46.

[8] 高云叢,趙密福,王建波,等.特低滲油藏 CO2非混相驅(qū)生產(chǎn)特征與氣竄規(guī)律[J].石油勘探與開發(fā), 2014, 41(1): 79-85.

Gao Yuncong, Zhao Mifu, Wang Jianbo, et al. Performance and gas breakthrough during CO2immiscible floodingin ultra-low permeability reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(1): 79-85.

[9] 楊大慶,江紹靜,尚慶華,等.注氣壓力對(duì)特低滲透油藏 CO2驅(qū)氣竄的影響規(guī)律研究[J].鉆采工藝, 2014, 37(4):63-65.

Yang Daqing, Jiang Shaojing, Shang Qinghua, et al. Research on influence laws of gas injection pressure on CO2flooding gas channeling in low permeability reservoirs[J]. Drilling & Production Technology, 2014, 37(4):63-65.

[10] Andy E S．Laboratory evaluation of using lighosulfonate and surfactant mixture in CO2flooding[R]. SPE 59368，2000．

[11] 李景梅.注CO2開發(fā)油藏氣竄特征及影響因素研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2012,34(3)：153-156.

Li Jingmei. Gas channeling characteristics of gas reservoir for CO2flooding and influence factors[J]. Journal of Oil and Gas Technology,2012,34(3):153-156.

[12] 彭松水.勝利正理莊油田特低滲透油藏CO2驅(qū)氣竄規(guī)律研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2013,35(3):147-149.

Peng Songshui. Gas channeling rules of CO2flooding in extra-low permeability reservoirs in Zhenglizhuang oilfield[J].Journal of Oil and Gas Technology, 2013,35(3):147-149.

(編輯 宋官龍)

Quantitative Study of the Influence of Heterogeneity Gas Channeling on CO2Flooding

Yang Hong1, Yu Huagui1, Jiang Shaojing1, Huang Chunxia1, Nan Yufeng2

(1.Research Institute of Yanchang Petroleum Group Co. Ltd., Xi'an Shaanxi 710075, China;2.PetroChinaOilandGasControlCenterinBeijing,Beijing100000,China)

For the problem of CO2channeling along the fracture direction in 203 well area of Qiaojiawa block, Yanchang oilfield, CO2flooding experiment under immiscible and miscible condition is carried out with homogeneous and heterogeneous artificial core. Meanwhile, heterogeneous gas channeling coefficient and oil displacement efficiency lower amplitude are introduced to study the influence of heterogeneity gas channeling on CO2flooding quantitatively and analyse the influence of permeability differential and phase behavior on heterogeneity gas channeling. The experiment results show that the influence of permeability differential on heterogeneity gas channeling is obvious and there is a certain sensitive boundary. The sensitive boundary of permeability differential is about 15. It is sensitive when the permeability differential is lower than 15, and heterogeneous gas channeling coefficient and oil displacement efficiency decrease rapidly with the increasing of permeability differential. It is nonsensitive when the permeability differential is greater than 15. The relative strength of fingering gas channeling and heterogeneity gas channeling is bounded to permeability differential ofK(3

Heterogeneity; Gas channeling; CO2; Gas channeling coefficient

1006-396X(2015)05-0055-05

2015-03-04

2015-03-30

國(guó)家科技支撐計(jì)劃項(xiàng)目“CO2埋存與提高采收率技術(shù)”(2012BAC26B03)。

楊紅(1986-)，男，碩士，助理工程師，從事提高采收率方面的研究；E-mail：yh_cup2011@sina.com。

TE357.7

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.05.011