李 劍，段景杰，姚振杰，李 娜，陳芳萍，趙永攀，趙 洋.

(陜西延長石油(集團)責任公司研究院，陜西西安 710075)

低滲透油藏水驅(qū)后注CO2驅(qū)提高采收率影響因素分析

李 劍，段景杰，姚振杰，李 娜，陳芳萍，趙永攀，趙 洋.*

(陜西延長石油(集團)責任公司研究院，陜西西安 710075)

CO2驅(qū)油是一項成熟的采油技術(shù)，國內(nèi)外已獲得較好的現(xiàn)場應(yīng)用效果，可在水驅(qū)的基礎(chǔ)進一步提高石油采收率，同時有效解決低滲油藏注水開發(fā)難的問題。本文在研究CO2驅(qū)油機理的基礎(chǔ)上，以油溝油田長4+5油藏為目標，通過巖心物理模擬試驗，在儲層非均質(zhì)性、注入方式、注入?yún)?shù)、注入時機等方面對水驅(qū)后注CO2驅(qū)油的效果影響因素進行了研究，并對各影響因素進行分析和評價。試驗結(jié)果表明：在非均質(zhì)儲層滲透率級差為10～30時，水驅(qū)后連續(xù)CO2驅(qū)可提高采收率8.43～10.13個百分點；當水驅(qū)至含水率為90%時，水氣交替注入為最佳注入時機，此時最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳氣水比分別為0.50 mL/min、0.1 PV和1∶1，可提高采出程度20.95個百分點。

低滲透油藏；CO2驅(qū)油；非均質(zhì)儲層；滲透率級差；采收率；影響因素

實踐證明，CO2驅(qū)油在國內(nèi)外已成為成熟的提高采收率的技術(shù)，是改善低滲透油藏開發(fā)效果的最佳方法之一[1-4]，能有效解決低滲油藏注水開發(fā)困難的問題，同時可提高原油采收率7%～15%[1,5-7]。Horton等[8]于1952年利用CO2采油以來，注CO2提高石油采收率的工作不斷開展，在美國、加拿大、蘇聯(lián)等國開展了大量驅(qū)油室內(nèi)與現(xiàn)場試驗，并已經(jīng)成為一項重要且成熟的提高原油采收率的方法[2-3,8]；國內(nèi)對CO2采油方法的研究起步較晚，在大慶油田、勝利油田、大港油田、吉林油田、江蘇油田以及中原油田等相繼開展CO2驅(qū)油現(xiàn)場試驗，已取得了一定成效。低滲、特低滲油藏投入開發(fā)后暴露出許多矛盾，而注水補充能量因油藏地質(zhì)條件的限制而受到很大制約，因此采收率均較低[4-5]。但從國外CO2驅(qū)油技術(shù)的應(yīng)用情況來看，CO2在國內(nèi)石油開采中有著巨大的潛力。

延長油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部邊緣中南段，為國內(nèi)外典型的低孔、低滲—特低滲透性油藏，其主力含油層位為三疊系延長組長2～長10等多個具有工業(yè)價值的油層，儲層平均滲透率為0.1～10 mD，石油地質(zhì)儲量約25×108t，滲透率小于1 mD的儲層占總儲量的70%。近年來，油田在注水開發(fā)中普遍存在注水啟動壓力高、油層吸水能力差、生產(chǎn)井能量恢復(fù)慢、見效困難、油井產(chǎn)量低、遞減快、水驅(qū)采收率低等一系列問題[4-5,7]。

采用CO2驅(qū)油，具有降低原油黏度、使原油體積膨脹、改善油水流度比、降低界面張力、萃取和汽化、提高地層滲透率等多功能作用，從而提高了驅(qū)油效率[9-11]。但是，不同區(qū)域油藏的特點及開發(fā)方式對CO2驅(qū)提高采收率幅度有差異，影響驅(qū)油效果的因素諸多[12-13]，主要分為儲層參數(shù)、地層流體性質(zhì)以及注氣方式3大類[14-16]。本次以油溝油田長4+5油藏為研究對象，選取與研究區(qū)油藏基質(zhì)平均滲透率相接近的天然露頭巖心、不同滲透率級差的人造非均質(zhì)巖心，在水驅(qū)的基礎(chǔ)上開展CO2驅(qū)油試驗，考慮儲層非均質(zhì)性、注入方式、注入?yún)?shù)、注入時機等因素進行研究評價，優(yōu)化比選適合于研究區(qū)合理提高采收率的最佳注入方式、注入?yún)?shù)以及注入時機等因素，為延長低滲透油藏開展現(xiàn)場驅(qū)油試驗提供技術(shù)指導(dǎo)。

1 試驗方法與步驟

1.1 試驗?zāi)康?/h3>

(1)非均質(zhì)性對CO2驅(qū)油效果的影響；

(2)注入方式對CO2驅(qū)油效果的影響；

(3)水氣交替注入?yún)?shù)對CO2驅(qū)油效果的影響；

(4)注入時機對CO2驅(qū)油效果的影響。

1.2 試驗材料選取

(1)試驗巖心選取與研究區(qū)油藏基質(zhì)平均滲透率相接近的天然露頭巖心、不同滲透率級差(10、30、50、100、裂縫)的人造非均質(zhì)方巖心，規(guī)格：4.5 cm×4.5 cm×30 cm；

(2)試驗用油選用研究區(qū)油藏脫氣脫水原油與煤油配制的模擬油，地層溫度下(60℃)模擬油黏度為2.38 MPa·s；

(3)地層水及注入水為研究區(qū)油藏地層水，總礦化度為80063.14 mg/L，硬度為4905.79 mg/L。

1.3 試驗方法

將上述不同滲透率級差非均質(zhì)巖心先水驅(qū)至目前采出程度(含水率為90%)的基礎(chǔ)上，再進行連續(xù)氣驅(qū)、水氣交替注入試驗，研究不同儲層滲透率級差下，連續(xù)氣驅(qū)、水氣交替(WAG)以及WAG注入時的注入速度、段塞尺寸、氣水比等注入?yún)?shù)、注入時機條件下CO2的驅(qū)油效果及影響因素。

2 試驗結(jié)果與影響因素分析評價

2.1 非均質(zhì)性對CO2驅(qū)油效果的影響因素分析

2.1.1 均質(zhì)巖心CO2驅(qū)油效果評價

由試驗結(jié)果(表1)可看出，當水驅(qū)注入量為0.35 PV時，含水率達到90%，水驅(qū)采出程度為33.61%；CO2驅(qū)后可再提高采出程度23.25個百分點，最終采出程度為56.86%。均質(zhì)巖心CO2驅(qū)的注入壓力較為穩(wěn)定，注水壓力隨著注入量的增加而增加。由圖1可知，CO2驅(qū)油過程中，含水率先上升至100%，此階段采出程度增加甚微。當總注入量為0.45 PV時，含水率開始下降，含水率最低可降至60%；此階段內(nèi)注入氣見效，出口端見油，采出程度增加。當注入量大于0.53 PV時，含水率再次下降，此時出口端開始見氣，為油、氣、水三相流體同產(chǎn)階段；該階段是CO2驅(qū)提高采收率的關(guān)鍵階段，采出程度迅速增加，增油效果明顯。當總注入量大于0.66 PV時，生產(chǎn)氣油比迅速增加，含水率降為0；此階段為油、氣同產(chǎn)階段，采出程度增幅明顯變緩。當總注入量為1.68 PV時，生產(chǎn)氣油比達到3673.7 m3/m3，最終采出程度為56.86%。試驗結(jié)果表明，CO2能夠有效地提高均質(zhì)巖心的采出程度，改善特低滲透油藏CO2驅(qū)的驅(qū)油效果。

表1 均質(zhì)巖心驅(qū)油試驗結(jié)果Table 1 Experimental results of homogeneous core flooding

圖1 均質(zhì)巖心CO2驅(qū)油動態(tài)曲線Fig.1 Dynamic curves of CO2 flooding in homogeneous cores

2.1.2 非均質(zhì)性對CO2驅(qū)油效果評價

試驗結(jié)果(表2)表明，當滲透率級差為10時，水驅(qū)采出程度低于30%，氣驅(qū)提高采出程度10.13個百分點，僅為均質(zhì)巖心的1/2，最終采出程度為37.59%；當滲透率級差為30時，氣驅(qū)提高采出程度僅為8.43個百分點，最終采出程度為31.77%；當滲透率級差為100時，氣驅(qū)提高采出程度僅為5.53個百分點，最終采出程度為25.32%；當巖心中存在裂縫時，注入水僅能采出裂縫中的原油，注入CO2氣體后，氣體沿裂縫突進，無法驅(qū)替基質(zhì)中的原油，氣驅(qū)提高采出程度僅為0.21個百分點。

表2 變滲透率級差CO2驅(qū)油試驗結(jié)果Table 2 Change of permeability of CO2 flooding experiments

由圖2可知，均質(zhì)巖心CO2驅(qū)的注入壓力明顯高于非均質(zhì)巖心。均質(zhì)巖心氣驅(qū)的注采壓差為2 MPa，非均質(zhì)巖心的注采壓差在1 MPa之內(nèi)，且隨著非均質(zhì)性的增加，注入壓力隨之降低。由圖3可知，非均質(zhì)性越大，氣竄時間越早，氣竄現(xiàn)象越嚴重；對于含有裂縫的巖心，注入氣體即發(fā)生氣竄，氣驅(qū)采出程度小于1%。由此可見，儲層的非均質(zhì)性對CO2驅(qū)油效果的影響巨大。因此，控制流度比、改善非均質(zhì)性、提高氣驅(qū)波及體積等因素成為CO2驅(qū)改善特低滲透油藏驅(qū)油效果的關(guān)鍵。

圖2 不同滲透率級差下CO2驅(qū)注入壓力曲線Fig.2 The injection pressure curves of different permeability of CO2 flooding

圖3 不同滲透率級差下CO2驅(qū)生產(chǎn)氣油比曲線Fig.3 Different permeability of CO2 flooding in oil and gas production curves

2.2 注入方式對CO2驅(qū)油效果的影響因素分析

試驗結(jié)果表明，對連續(xù)氣驅(qū)與WAG兩種注入方式，無論對于均質(zhì)巖心還是非均質(zhì)巖心，WAG注入提高的采出程度值均高于連續(xù)氣驅(qū)提高的采出程度值，說明WAG注入能夠有效地提高采出程度，改善特低滲透油藏的驅(qū)油效果。

由表3可以看出，不同滲透率級差下ΔR與滲透率級差存在相關(guān)性，隨著滲透率級差的增加，ΔR先增加后減少，即WAG注入存在一個最佳的滲透率級差范圍。在滲透率級差為30時，試驗組連續(xù)氣驅(qū)與WAG注入兩組試驗的水驅(qū)采出程度分別為23.33%、23.75%，連續(xù)氣驅(qū)提高采出程度8.43個百分點，最終采出程度為31.77%；WAG注入提高了20.95個百分點，最終采出程度為44.70%，比連續(xù)氣驅(qū)的采出程度多提高了12.52個百分點。非均質(zhì)巖心要比均質(zhì)巖心提高的采出程度要高，這是由于非均質(zhì)存在高滲通道，注入氣體很容易沿高滲透層突進，且非均質(zhì)性越強，氣體竄逸現(xiàn)象越嚴重，在這種情況下，WAG注入控制氣竄的作用更加明顯，氣水段塞的交替注入能夠調(diào)整注入流體剖面，使得注入流體更多地啟動低滲透層，從而改善非均質(zhì)巖心的驅(qū)油效果。然而，當滲透率級差大于100時，水段塞則無法有效地控制氣體，注入流體無法波及低滲透層，WAG注入與連續(xù)氣驅(qū)相比已無明顯優(yōu)勢；對于裂縫性油藏，由于注入氣體沿裂縫竄逸，無法波及基質(zhì)中的原油，采收率小于1%，WAG注入技術(shù)更是無法實施。

表3 不同滲透率級差下連續(xù)氣驅(qū)與WAG驅(qū)油試驗結(jié)果Table 3 The results of oil displacement experiments with WAG continuous gas permeability under different flooding

注：ΔR=RWAG-R連續(xù)氣驅(qū)，其中RWAG為水氣交替注入提高采出程度，R連續(xù)氣驅(qū)為CO2連續(xù)氣驅(qū)提高采出程度。

由圖4可以看出，無論是連續(xù)氣驅(qū)還是WAG注入，注入氣體均能有效地降低含水率。當CO2氣體竄逸后，連續(xù)氣驅(qū)含水率可降至0；WAG注入含水率曲線呈現(xiàn)波動狀態(tài)，大致在50%～90%范圍內(nèi)波動，含水率最低可降至53.33%。

圖4 連續(xù)氣驅(qū)與水氣交替注入采出程度和含水率曲線(滲透率級差為30)Fig.4 Continuous gas injection flooding and recovery degree and water content curves of WAG (the permeability graduation is 30)

由圖5可以看出，WAG注入的壓力略高于連續(xù)氣驅(qū)時的壓力。由于交替地注入氣水段塞，WAG的注采壓差為0.5 MPa，而連續(xù)氣驅(qū)的注采壓差為0.4 MPa。當注入量為0.4 PV時，連續(xù)氣驅(qū)即開始見氣，生產(chǎn)氣油比迅速增加；當注入量為0.75 PV時，生產(chǎn)氣油比達到3000 m3/m3，氣驅(qū)已無經(jīng)濟效益；WAG注入的生產(chǎn)氣油比曲線能夠在0.8 PV較大范圍內(nèi)維持較低的生產(chǎn)氣油比?？梢姡琖AG注入能夠有效地控制氣竄，極大地延緩氣竄時間，同時還能夠調(diào)整流體剖面，使得流體更多地進入低滲透層，提高非均質(zhì)巖心的采出程度。

2.3 WAG注入?yún)?shù)對CO2驅(qū)油效果的影響因素分析

2.3.1 注氣速度對CO2驅(qū)油效果的影響評價

圖5 連續(xù)氣驅(qū)與水氣交替注入注入壓力與生產(chǎn)氣油比曲線(滲透率級差為30)Fig.5 Continuous gas flooding and WAG injection pressure and production gas-oil ratio curves (the permeability graduation is 30)

選取3組滲透率級差為30的人造非均質(zhì)巖心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)進行WAG注入試驗，改變注氣速度為30 mL/min、50 mL/min和80 mL/min(地面標準狀況下)，對應(yīng)的地層注入速度分別為0.436 mL/min、0.727 mL/min和1.163 mL/min，段塞尺寸為0.1 PV，氣水比為1∶1，總注入量控制在1.1～1.2 PV，試驗結(jié)果見表4。由表4可知，在水驅(qū)采出程度大致接近的情況下，WAG注氣速度為50 mL/min(地面標況下)的試驗組最終采出程度最高，此時的注采壓差為0.5 MPa，提高采出程度20.95個百分點，最終采出程度為44.70%。

表4 不同注入速度下水氣交替驅(qū)油試驗結(jié)果Table 4 Experimental results of water vapor alternate flooding at different injection rates

從理論上分析，隨著注氣速度的增加，毛管數(shù)增加，殘余油飽和度降低，采出程度增加[9,11-16]。然而對于非均質(zhì)巖心，過高的注氣速度會導(dǎo)致氣體過早氣竄，使采出程度降低。從圖6可以看出，隨著CO2注氣速度的增加，氣體氣竄的時間變早，30 mL/min試驗組氣竄現(xiàn)象發(fā)生最晚，氣體直至總注入量為1.15 PV時才發(fā)生氣竄；50 mL/min試驗組的氣竄時間為1.05 PV；80 mL/min試驗組早在總注入量為0.8 PV時即大量見氣，最后一個注入周期內(nèi)的采收率僅為0.34%。當注入氣體發(fā)生氣竄時，采出程度增加的幅度甚微，WAG注入方式已無法有效地抑制氣竄，采出程度較低。

圖6 不同注入速度下采出程度和生產(chǎn)氣油比曲線Fig.6 The degree of recovery and production gas-oil ratio curves under different injection rates

2.3.2 段塞尺寸對CO2驅(qū)油效果的影響評價

選取3組滲透率級差為30的非均質(zhì)人造巖心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)進行WAG注入試驗，改變單一段塞尺寸分別為0.10 PV、0.15 PV、0.20 PV，注氣速度為50 mL/min，氣水比為1∶1，總注入量控制在1.1～1.2 PV，試驗結(jié)果見表5。由表5可知，水驅(qū)后再進行WAG注入，最終采出程度隨著段塞尺寸的增加而降低，0.10 PV段塞時的最終采收率最高，可提高采出程度20.98個百分點；注入0.15 PV和0.20 PV的采出程度比較接近。各組試驗的注入壓力大致相近，注入壓力為6.5 MPa左右，注采壓差為0.5 MPa。

表5 不同段塞尺寸下水氣交替驅(qū)油試驗結(jié)果Table 5 Experimental results of water vapor alternate displacement under different slug sizes

由圖7可以看出，0.10 PV段塞試驗組的生產(chǎn)氣油比能夠長時間地維持在較低水平，直至總注入量大于1 PV時才發(fā)生氣竄，最終采出程度較高；0.15 PV段塞試驗組在總注入量為0.5 PV后即開始見氣，最高可達687.8 m3/m3，總注入量為1.02 PV時CO2竄逸，生產(chǎn)氣油比大于3000 m3/m3，采出程度較低；0.20 PV段塞試驗組由于注入的段塞較大，氣竄現(xiàn)象最為嚴重，采出程度最低，在注入第一個氣段塞末段即大量見氣，注入水段塞后才稍稍抑制了氣竄，氣油比下降?？梢?，較小的段塞尺寸不僅能夠提高非均質(zhì)油藏的采出程度，還能夠有效地控制氣竄，改善CO2的驅(qū)油效果。

圖7 不同段塞尺寸下采出程度和生產(chǎn)氣油比曲線Fig.7 The degree of recovery and production gas-oil ratio curves under different slug sizes

2.3.3 氣水比對CO2驅(qū)油效果的影響評價

選取3組滲透率級差為30的非均質(zhì)人造巖心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)進行WAG注入試驗，改變氣水比分別為2∶1、1∶1、1∶2，注氣速度為50 mL/min，段塞尺寸為0.10 PV，總注入量控制在1.1～1.2 PV，試驗結(jié)果見表6。由表6可知，WAG注入時，氣水比為1∶1的試驗組采出程度最高，在水驅(qū)基礎(chǔ)上可提高采出程度20.95個百分點；氣水比為1∶2、2∶1時的試驗組采出程相近。各組試驗的注入壓力大致相近，注入壓力為6.5 MPa左右，注采壓差為0.5 MPa。

由圖8可以看出，各組試驗均是在總注入量大于1 PV的時候發(fā)生氣竄。其中，氣水比為1∶1的試驗組的生產(chǎn)氣油比能夠長時間地維持在較低水平，最終采出程度較高；當氣水比為2∶1時，由于增大了氣段塞，導(dǎo)致水段塞難以有效地控制氣竄，在第二個注氣周期內(nèi)出口端即大量見氣，采出程度較低。當氣水比為1∶2時，由于水段塞過大、氣段塞過小，不利的流度比會擊穿氣段塞，氣體較多地分散在水相流體中，導(dǎo)致氣段塞無法發(fā)揮驅(qū)油的作用，采出程度較低。

表6 不同氣水比下WAG驅(qū)油試驗結(jié)果Table 6 Experimental results of WAG flooding under different gas-water ratios

圖8 不同氣水比下注入壓力與生產(chǎn)氣油比曲線Fig.8 Injection pressure and production gas-oil ratio curves under different gas water ratios

2.4 注入時機對CO2驅(qū)油效果的影響評價

選取4組滲透率級差為30的非均質(zhì)人造巖心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)，水驅(qū)至不同的含水階段(含水率分別為60%、80%、90%、98%)，再進行WAG注入試驗，注氣速度為50 mL/min，段塞尺寸為0.10 PV，氣水比為1∶1，總注入量控制在1.1～1.2 PV，試驗結(jié)果如表7和圖9所示。結(jié)果表明，注入時機越早，WAG注入提高采出程度的幅度越大，然而過早地注入氣體會導(dǎo)致CO2過早地氣竄，不利于油田的持續(xù)開發(fā)；且注入時機越晚，水驅(qū)采出程度越高，水氣交替注入仍然能夠有效地提高非均質(zhì)油藏的采出程度；當注入時機為含水率90%時，水氣交替注入的最終采出程度可達到44.70%。各組試驗的注入壓力大致相同，注氣壓力為6.5 MPa左右，注采壓差為0.5 MPa。

表7 不同注入時機下WAG驅(qū)油試驗結(jié)果Table 7 Experimental results of WAG flooding at different injection times

由圖10可以看出，注入時機越晚，氣竄現(xiàn)象發(fā)生的越晚。當注入時機為含水率60%時，氣體在總注入量為1.0 PV時發(fā)生氣竄；當注入時機為含水率98%時，氣體直至總注入量為1.1 PV時才發(fā)生氣竄?？梢?，從油田的持久高效開采角度來說，注氣時機越晚越好。

圖9 不同注入時機下采出程度與提高采收率曲線Fig.9 The recovery degrees and recovery curves under different injection time

圖10 不同注入時機下生產(chǎn)氣油比曲線Fig.10 Production gas-oil ratio curves under different injection time

3 結(jié)論

通過試驗研究表明：

(1)儲層非均質(zhì)性會嚴重影響CO2的驅(qū)油效果。隨著非均質(zhì)性的增加，水驅(qū)采出程度以及CO2驅(qū)提高采出程度及最終采出程度均明顯下降。儲層滲透率級差為10～30時，水驅(qū)后連續(xù)CO2驅(qū)提高采收率程度高。

(2)注入方式會影響CO2的驅(qū)油效果。無論是均質(zhì)儲層還是非均質(zhì)儲層，WAG注入的驅(qū)油效果均好于連續(xù)氣驅(qū)，不但WAG注入能夠有效地抑制氣竄，延緩氣竄時間，而且可改善非均質(zhì)油藏的驅(qū)油效果。

(3)WAG注入?yún)?shù)存在一個最佳的適用范圍。在注入速度、注入段塞尺寸和氣水比分別為0.50 mL/min、0.1 PV和1∶1時為最佳注入?yún)?shù)，可在水驅(qū)的基礎(chǔ)上提高采收率20.95個百分點，最終采收率可達到44.70%。

(4)WAG的最佳的注入時機為含水率在90%時，此時提高采收率較為合理，最終采收率可達到最佳。

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AnalysisonInfluenceFactorsofEnhancedOilRecoveryinCO2FloodingAfterWaterFloodinginLowPermeabilityReservoir

Li Jian, Duan Jingjie,Yao Zhenjie, Li Na, Chen Fangping, Zhao Yongpan, Zhao Yang

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China)

The CO2flooding is a mature production technology at home and abroad, has obtained better application effect, can further improve the oil recovery in water flooding, and effectively solves the problem of low permeability reservoir water flooding development difficult problem. Based on the research of CO2mechanism of oil flooding, taking Chang-4+5 reservoir of Yougou oilfield as the target, through the core physical simulation of injection timing were studied after water flooding CO2flooding displacement effect experiment of reservoir heterogeneity, injection strategy, injection parameters, and the analysis of influencing factors and evaluation. The experimental results showed that the heterogeneous reservoir permeability is 10 to 30, continuous CO2flooding after water flooding can enhance oil recovery rate of 8.43 to 10.13 percentage points; when the water flooding to 90% water injection, as the best injection timing of WAG injection rate, the best injection slug size and the optimum ratio of gas and water respectively for 0.50 mL/min, 0.1 PV and 1∶1, can improve the recovery percent of reserves of 20.95 percentage points.

low permeability oil reservoir; carbon-dioxide flooding; heterogeneity reservoir; permeability graduation; recovery efficiency; influence factor

國家科技支撐計劃課題“CO2埋存與提高采收率技術(shù)”(2012BAC26B03)資助。

李劍(1977—)，男，學(xué)士，高級工程師，主要從事油田開發(fā)與提高采收率方面的工作。郵箱：147268670@qq.com.

TE357.7

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