周 迅

（中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南濮陽 457001）

C O2驅(qū)竄逸影響因素研究

周 迅

（中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南濮陽 457001）

氣竄已成為制約CO2驅(qū)進一步擴大波及范圍、提高采收率的重要因素。采用理論計算、室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬方法，系統(tǒng)研究了中原油田濮城沙一下油藏CO2驅(qū)竄逸機理，包括CO2竄逸影響因素、CO2與油水的擴散傳質(zhì)作用及溶解規(guī)律。利用長巖心驅(qū)替實驗，分析了驅(qū)替壓差、油藏非均質(zhì)性、溫度和開發(fā)方式對CO2竄逸的影響規(guī)律。CO2竄逸速度主要受驅(qū)替壓差、溫度、壓力、以及油藏非均質(zhì)性、注入方式等因素的影響，研究這些因素對竄逸速度的影響程度，可以為科學(xué)的封竄提供依據(jù)。

CO2驅(qū)竄逸；影響因素；注入方式

1 影響因素

基于濮城沙一下油藏條件，選用長巖心驅(qū)替實驗方法，模擬了不同因素對CO2竄逸的影響規(guī)律，實驗流程如圖1所示。實驗儀器：包括高壓恒壓恒速泵，壓力傳感器，中間容器，填砂管，回壓閥，恒溫箱，CO2氣源等。人造巖心規(guī)格為Φ3.8cm×100cm，原油及實驗用水取自產(chǎn)出油及注入水，溫度為82.5℃，壓力為18MPa。

圖1 長巖心驅(qū)替實驗設(shè)備流程示意圖

實驗步驟：①物理模型為填砂巖心，幾何尺寸：Φ3.8cm×100cm；②將模型抽真空，查漏，抽真空后12h內(nèi)真空度沒有變化時，開始后續(xù)實驗；③氣測模型滲透率；④調(diào)節(jié)恒溫箱至實驗溫度，開泵注水，水測滲透率；⑤開始調(diào)節(jié)入口壓力至實驗壓力，待氣體壓力穩(wěn)定后開始實驗；⑥開泵至恒壓狀態(tài)，使得入口壓力以恒定狀態(tài)注入，同時開始壓力監(jiān)測；待各測壓點壓力平衡后停止實驗，記錄時間及壓力變化。

1.1 驅(qū)替壓差對CO2竄逸的影響

模擬了不同驅(qū)替壓差（0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.4MPa、0.5MPa、0.6MPa、0.8MPa）下CO2竄逸時間，實驗結(jié)果表明，控制壓差對抑制氣竄具有顯著作用。隨著驅(qū)替壓差增加，竄逸時間明顯變快，但存在一個拐點。

從不同滲透率巖心見氣時間來看，滲透率對竄逸速度影響很大，0.1MPa下高滲巖心2 047×10-3μm2，氣竄時間7.18min，而中滲巖心217×10-3μm2，氣竄時間265.4min，說明在相同驅(qū)替壓差下，氣竄速度隨滲透率增加而快速增加。

因此，現(xiàn)場控制氣竄的一個有效方法是合理控制生產(chǎn)壓差，保持生產(chǎn)壓差低于拐點壓差。若超過拐點壓差，通過控制壓差來抑制氣竄效果變差，需采用其他方法控制氣竄。

1.2 溫度對CO2竄逸的影響

模擬了不同溫度（20℃、40℃、60℃、82.5℃）下CO2竄逸時間，實驗結(jié)果表明，同一驅(qū)替壓差下，溫度升高，竄逸時間變快。其原因是溫度升高后，CO2分子動能增加，且氣液黏度均降低，這兩方面均利于CO2在地層油水中的擴散，從而使得竄逸速度加快。

1.3 壓力對竄逸速度的影響

將注入和產(chǎn)出口壓差穩(wěn)定在0.1MPa，模型溫度恒定在82.5℃，回壓設(shè)定在0.1MPa、1MPa、2MPa、4MPa開展注CO2實驗，觀察CO2在出口的竄逸時間和在巖心中的壓力平衡時間。巖心滲透率為217×10-3μm2，共開展了4組驅(qū)替實驗。

從壓力與竄逸時間關(guān)系來看，同一驅(qū)替壓差下，壓力升高，竄逸時間變快，說明壓力升高后，有更多的CO2溶解于地層水中，由于濃度差導(dǎo)致的CO2在地層水中的擴散加劇，從而使得竄逸速度加快。同時，壓力升高也會使得氣、液黏度升高，二者共同作用的結(jié)果使得壓力對竄逸速度產(chǎn)生一定影響，但相對有限。

1.4 油藏非均質(zhì)性對CO2竄逸的影響

采用雙管并聯(lián)方法，模擬了不同滲透率級差（2倍、5倍、10倍）下CO2竄逸時間，其中中滲管巖心滲透率為217×10-3μm2，高滲管巖心滲透率分別為395×10-3μm2、1016×10-3μm2、2 047×10-3μm2。

三種不同級差下竄逸實驗結(jié)果表明，隨著滲透率級差的加大，高滲層見氣的時間迅速縮短，從級差2倍的42min降低到級差10倍時的9.8min，見氣時間縮短了4倍，而中滲管見氣時間延長。

因此要從見氣時間和產(chǎn)氣量兩方面，綜合分析油藏非均質(zhì)性對氣竄產(chǎn)生的影響及氣竄程度。

1.5 注入方式對CO2竄逸的影響

模擬了不同滲透率巖心內(nèi)CO2驅(qū)、水氣交替、水驅(qū)等開發(fā)方式對CO2竄逸的控制程度，其中中滲巖心滲透率為217×10-3μm2，高滲巖心滲透率為2 047×10-3μm2。

實驗結(jié)果表明，水/氣交替注入過程中，注水壓力上升較明顯，注氣壓力上升速度則較低，驅(qū)替壓差呈現(xiàn)波段增壓特征。但在2～3個水氣交替周期后，注氣壓力也呈現(xiàn)上升趨勢。由于氣/水界面的大量產(chǎn)生，毛管阻力迅速增大，注氣壓力逐步升高，因此水氣交替可作為控制CO2竄逸的一種有效方法。但隨著滲透率的增加，水氣交替驅(qū)控制氣竄的效果開始下降。

2 結(jié)束語

生產(chǎn)壓差控制在拐點以內(nèi)可較好地控制CO2竄逸速度；對于見氣時間較慢的油層，應(yīng)當(dāng)結(jié)合吸氣量綜合判別油藏的見效和氣竄程度；油藏非均質(zhì)程度弱油藏，可考慮較為經(jīng)濟的水氣交替方式控制CO2竄逸。

[1] 李士倫，郭平，王仲林，等.中低滲透油藏注氣提高采收率理論及應(yīng)用[M].北京：石油工業(yè)出版社，2008.

S t u d y o n I n f l u e n c i n g F a c t o r s o f C O2F l o o d i n g

Zhou Xun

Gas channeling has become an important factor restricting the further expansion of CO2flooding and improving oil recovery.In this paper，the mechanism of CO2fl ooding in the Pucheng sand reservoir of Zhongyuan Oilf i eld is studied by theoretical calculation，indoor experiment and numerical simulation method，including CO2influx influencing factors，diffusion and mass transfer of CO2and oil and water，and dissolution laws.The effects of displacement pressure，reservoir heterogeneity，temperature and development mode on CO2channeling were analyzed by using long core fl ooding experiment.The velocity of CO2is mainly affected by the factors such as displacement pressure，temperature，pressure，reservoir heterogeneity and injection mode.It is possible to study the inf l uence of these factors on the speed of channeling.

CO2fl ooding；inf l uencing factor；injection mode

TE357.4

A

1003-6490（2017）08-0231-02

2017-06-13

周迅（1988—），男，湖北安陸人，工程師，主要從事調(diào)剖堵水、氣驅(qū)提高采收率工作。