田巍

1.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院 2.中國石化中原油田博士后科研工作站

近年來，低滲透油田已成為世界油氣儲量增長的主體[1-3]，但低滲儲層并沒有得到規(guī)模有效的開發(fā)，CO2驅(qū)技術(shù)被認(rèn)為是低滲油藏有效開發(fā)的重要技術(shù)之一[4-9]。為節(jié)約成本，一般是直接利用現(xiàn)有井網(wǎng)轉(zhuǎn)注CO2開發(fā)，轉(zhuǎn)注CO2后，雖然注CO2壓力都比注水壓力有一定幅度的降低，但是水井轉(zhuǎn)注CO2的注入壓力要比同等地層條件下油井轉(zhuǎn)注CO2的注入壓力高了將近1倍[10]。這樣，對于水井轉(zhuǎn)注CO2的安全性就產(chǎn)生了一定的影響，對設(shè)備的要求也就更高。因此，提高水井轉(zhuǎn)注氣注入能力的降壓增注技術(shù)的研究勢在必行。目前，注氣開發(fā)提高注氣能力方面的研究還較少，參考注水增注技術(shù) 的人工壓裂、提壓增注、添加增注藥劑等技術(shù)[11-17]，前兩種若用于注氣開發(fā)會增加氣竄的風(fēng)險，并存在安全方面的隱患，只有添加增注藥劑技術(shù)可以用于注氣增注技術(shù)。添加的藥劑一般為表面活性劑，通常有3種類型：①降低油水界面張力型[18-20]；②改變巖石潤濕性型[21-23]；③疏水疏油型[24-25]。后兩種價格較昂貴，而且疏水疏油型增注劑對環(huán)境污染大，不適宜采用。因此，本實驗采用降低油水界面張力型增注作為降壓增注藥劑開展研究。

1 儲層概況

目標(biāo)儲層屬于構(gòu)造油藏，儲層礦物種類以石英、鐵白云石、斜長石和方解石為主，主要黏土礦物為伊利石，其次是綠泥石和伊/蒙間層，高嶺石含量較少。油藏平均深度3 700 m，溫度114～128 ℃，地面原油密度為0.851 4 g/cm3，地面原油黏度為9.0 mPa·s，油藏飽和壓力為22.88 MPa，原始?xì)庥捅葹?53 m3/m3，原油性質(zhì)好，具有低密度、低黏度、低含硫的特點，最小混相壓力為29.72 MPa，非常適合采用CO2驅(qū)開發(fā)。從2016年年初開始，利用現(xiàn)有井網(wǎng)轉(zhuǎn)注CO2開發(fā)，為節(jié)約投資采用油井和水井轉(zhuǎn)注氣的方式，注氣過程中發(fā)現(xiàn)水井轉(zhuǎn)注氣的注入壓力僅比注水壓力40 MPa低10%左右。如此高的注氣壓力，加劇了管道腐蝕，影響注入設(shè)備的使用壽命。因此，需要采取措施進一步降低轉(zhuǎn)注氣注入壓力，提高水井轉(zhuǎn)注氣的注入能力。

2 實驗部分

2.1 實驗儀器與流程

實驗設(shè)備主要包括抗硫耐酸巖心流動實驗裝置、OW-II型全自動油水計量儀、長巖心夾持器、高溫高壓注入器、壓力溫度控制儀、回壓閥等。由于CO2溶解于水后會腐蝕設(shè)備，因此，所用的設(shè)備都是特殊設(shè)備。詳細(xì)流程見圖1。

2.2 實驗步驟

考慮到現(xiàn)場應(yīng)用的經(jīng)濟性和技術(shù)的成熟性，選取降低油水界面張力型增注劑(0.08%，w)作為降低注入壓力的增注藥劑。室內(nèi)模擬現(xiàn)場開發(fā)的實際情況，通過實驗驗證降壓增注劑的效果。首先將巖心按照布拉法則排序裝填入夾持器，還原至地層油水條件，然后注水至含水90%，轉(zhuǎn)注注入0.2 PV降壓增注劑后注氣至不出液為止。為便于對比，開展了一組不注增注劑的氣驅(qū)實驗，即在注水含水90%后直接轉(zhuǎn)注CO2氣體至不產(chǎn)液為止。

3 實驗結(jié)果與分析

實驗選取目標(biāo)儲層巖心5塊，組合長巖心后的調(diào)和滲透率為43.88×10-3μm2，直徑為2.497 cm，長度為30.712 cm，按照上述設(shè)定的實驗步驟分別開展了注水后轉(zhuǎn)注CO2氣實驗和注水后注0.2 PV增注劑段塞后轉(zhuǎn)注CO2氣體的實驗。為便于分析，將壓力和流量數(shù)據(jù)換算成了注入指數(shù)，注入指數(shù)是指單位壓力下單位時段內(nèi)的注入體積量，單位為mL/(min·MPa)，實驗結(jié)果如圖2所示。從圖2可以看出：注增注劑的注入指數(shù)變化曲線分為平穩(wěn)段、降低段和上升段。其中，a區(qū)為注水階段，b區(qū)為注增注劑0.2 PV的階段，c區(qū)為增注劑在管線中的流動階段，這期間注入指數(shù)一直在降低，直到總注入數(shù)為1.02 PV時，注入指數(shù)達到最低，為0.150 2 mL/(min·MPa)，之后注入指數(shù)逐漸升高，在增注劑到達巖心時的注入指數(shù)升至0.173 0 mL/(min·MPa)，隨著增注劑逐漸注入巖心中，注入指數(shù)繼續(xù)增加，至全部注入巖心中時的注入指數(shù)增至0.174 7 mL/(min·MPa)。之后，增注劑在巖心中發(fā)揮作用，注入指數(shù)一直在增加。在氣體突破時的注入指數(shù)為0.188 4 mL/(min·MPa)，比水驅(qū)結(jié)束時的注入指數(shù)0.176 1 mL/(min·MPa)高0.012 3 mL/(min·MPa)，增幅達6.98%，氣體突破后，注入指數(shù)迅速增加至0.2 mL/(min·MPa)以上。之后，增幅逐漸變緩，在總注入數(shù)為4.73 PV時的注入指數(shù)達到0.210 1 mL/(min·MPa)。與前期注水相比，注入能力提高了19.31%，增注效果非常顯著；對于未注增注劑的實驗曲線，在水驅(qū)階段含水達到90%之前一段區(qū)間上，注入指數(shù)變化基本平穩(wěn)在0.176 1 mL/(min·MPa)，后續(xù)轉(zhuǎn)注CO2注氣初期注入指數(shù)略有降低。在注入氣體到達巖心入口端面時的注入指數(shù)降低為0.172 5 mL/(min·MPa)，注入氣體接觸巖心后，注入指數(shù)進一步降低為0.170 8 mL/(min·MPa)，之后注入指數(shù)逐漸回升，在總注入數(shù)4.72 PV時的注入指數(shù)為0.194 5 mL/(min·MPa)。注入指數(shù)與注水相比提高了0.018 4 mL/(min·MPa)，增幅達10.45%，即如果不采用增注措施的話，水驅(qū)后直接轉(zhuǎn)注氣的注入能力比水驅(qū)相比增幅約為10百分點，這也體現(xiàn)了CO2良好的注入性能。

從圖2中兩條注入指數(shù)變化曲線對比可知：水驅(qū)結(jié)束后無論是轉(zhuǎn)注氣還是加增注劑段塞，注入指數(shù)均有所降低，注增注劑的注入指數(shù)降幅更大。這主要是由于直接轉(zhuǎn)注氣后，注入的氣體在高壓管線中的水里迅速溶解擴散，并在水中形成微氣泡，發(fā)揮了類似于氣阻效應(yīng)的作用，從而增加了滲流阻力，所以注氣能力略有降低；當(dāng)轉(zhuǎn)注介質(zhì)接觸到巖心后，直接轉(zhuǎn)注氣注入的CO2與巖石發(fā)生溶蝕作用[26-27]，目標(biāo)儲層巖石中含有較多易于發(fā)生溶蝕的巖石礦物和黏土顆粒物，溶蝕50 h后，即有長石和方解石明顯破碎的現(xiàn)象和大量無機顆粒脫落，100 h左右即有新物質(zhì)生成。溶蝕作用初期降低了CO2注入能力，但是當(dāng)注入的CO2與巖石充分反應(yīng)后，溶蝕脫落的無機顆粒、黏土顆粒及生成的新物質(zhì)被排出巖石孔隙外，使可動孔隙空間增加，注入指數(shù)增加，直至氣體突破；對于注入0.2 PV增注劑后注氣的注入指數(shù)變化，增注劑接觸到巖心中后，注入指數(shù)的增幅略有放緩，之后迅速增加，直至氣體突破，注入指數(shù)大幅增加后逐漸趨于穩(wěn)定。對比注增注劑與無增注劑注入指數(shù)變化情況?？梢钥闯觯⒃鲎┑淖⑷胫笖?shù)變化曲線在增注劑接觸巖石后一直高于無增注劑的曲線，可見增注劑確實發(fā)揮了提高注氣能力的效果。表面活性劑作為增注劑的主要作用是降低油水界面張力，油水流度比降低，使部分原油與表面活性劑產(chǎn)生乳化作用而被驅(qū)替出，增大了后續(xù)氣體流通的通道空間，因此，注入能力也有了一定幅度的提升，與未注增注劑相比，注0.2 PV增注劑的注入指數(shù)提高了8.86%。

4 注氣能力的影響因素

4.1 物性的影響

巖石的物性對氣驅(qū)開發(fā)的影響如圖3所示。從圖3可知：滲透率越高的巖心，其注入相對越容易，注入指數(shù)越高，尤其在氣體突破后，滲透率高的巖心的注入指數(shù)與滲透率相對較低的巖心的注入指數(shù)的差別就更加明顯；相同物性的巖心，注水后轉(zhuǎn)注氣的注入指數(shù)也明顯低于未注水直接注氣開發(fā)的注入指數(shù)；前期注水后，后續(xù)注氣開發(fā)注入相對困難，這與發(fā)生黏土膨脹及液鎖效應(yīng)是相關(guān)的，注水后的巖石儲層中形成油水兩相區(qū)，油水界面及兩相啟動壓力梯度的存在，使?jié)B流阻力增加，降低了后續(xù)的注入能力?？傮w來說，物性的影響程度達到了7.76%。

4.2 注水量的影響

注水量對后續(xù)注氣注入指數(shù)的影響非常顯著(見圖4)，注水量越少，注入指數(shù)越大，后續(xù)氣體注入相對越容易，注水量越多，后續(xù)注氣的作用時間越長，延長了見效時間，總體影響程度達到了59.64%。注入體積數(shù)在0.95 PV之后，注水0.1 PV的巖心注氣注入指數(shù)急劇增加，當(dāng)注入體積數(shù)為1.23 PV時，注入指數(shù)為0.108 mL/(MPa·min)，而此時注水0.2 PV和0.4 PV后注氣的注氣指數(shù)僅為0.025 mL/(MPa·min)和0.028 mL/(MPa·min)。之后，注水0.1 PV后注氣的注氣指數(shù)開始急劇降低，而注水0.2 PV和0.4 PV后注氣的注氣指數(shù)卻還在緩慢增加，直到注入倍數(shù)分別為1.732 PV和2.032 PV，兩者的注入指數(shù)逐漸下降，可見，注入水的體積越大，后續(xù)注氣的作用時間越長。

對于目標(biāo)儲層，由于前期采用注水開發(fā)的方式開采，后續(xù)轉(zhuǎn)注氣與未注水開發(fā)相比，注入能力大幅降低，同時水井轉(zhuǎn)注氣與油井轉(zhuǎn)注氣相比，注入能力也明顯低于后者。

4.3 裂縫的影響

為了簡化表述，裂縫長度占巖心總長度的百分?jǐn)?shù)采用小數(shù)表示，即裂縫長度與巖心總長度的比值，簡稱縫長比。如圖5所示，在注氣初期，注入指數(shù)變化較小，但當(dāng)注入氣體達到一定體積后，注入指數(shù)的差別開始明顯變化。從圖5可知，隨著注入體積倍數(shù)的增加，曲線的間距越來越大，說明在注氣后期，裂縫的影響最大?？p長比越大注入指數(shù)越大，基質(zhì)巖心的注入指數(shù)最低，裂縫縫長比越大越有利于氣體的注入，而基質(zhì)巖心由于較為致密注入指數(shù)較低。裂縫越長，相當(dāng)于縮短了滲流距離，注入相對較容易，注入指數(shù)就越大，總體影響程度達到12.56%。

4.4 注采井距的影響

注采井距對注入指數(shù)的影響如圖6所示。從圖6可知：在注氣初期，不同巖心長度的長巖心注入指數(shù)差別較小，而且注入指數(shù)較低，注入相對困難，但當(dāng)注入氣體超過一定孔隙體積后，注入指數(shù)急劇增加，巖心越長注入指數(shù)越低，總體影響程度達到15.78%；注入體積為0.65 PV時，注入指數(shù)數(shù)值之間差別較小，而在注入體積為0.85 PV時，對應(yīng)的注入指數(shù)數(shù)值之間的差異較大；巖心越長，驅(qū)動壓差越大，滲流阻力越大，注采井距越長越不利于氣體的注入。

4.5 地層傾角的影響

地層傾角對注入指數(shù)的影響如圖7所示。從圖7可知:隨著注入體積倍數(shù)的增加，注入指數(shù)先是緩慢增加，而后逐漸趨于穩(wěn)定；傾斜角度為20°的實驗巖心在注入倍數(shù)由0.25 PV增加到0.65 PV、再增加到1.0 PV時，對應(yīng)的注入指數(shù)分別增加了0.032 mL/(MPa·min)、0.068 mL/(MPa·min)，增加的幅度越來越大；不同地層傾角長巖心的注入指數(shù)差別不太大，但是傾角大的注入指數(shù)略低，地層傾角的總體影響程度達到4.25%。分析認(rèn)為：巖心傾角越大，重力驅(qū)作用越明顯，繼續(xù)注氣在上部形成氣頂，氣頂?shù)淖饔檬褂蜌饩鶆蛳蛳峦七M，氣體的驅(qū)動壓力作用與原油重力作用方向一致，使驅(qū)油效果疊加，因此會獲得更高的采收率，但由于避免指進現(xiàn)象，整體推進較為均勻，進一步增加了滲流阻力，降低了注入能力。

目標(biāo)區(qū)塊的地層傾角為18°～40°，為了使注入的CO2發(fā)揮最大的驅(qū)油效率，采用頂部注氣的方式，考慮不同注入井所處傾角的位置不同，并結(jié)合轉(zhuǎn)注氣的難易程度選取合適的注氣井。

綜合以上分析，確定各組實驗數(shù)據(jù)中注入指數(shù)最大值與最小值的差值，進而確定注入指數(shù)影響程度，通過數(shù)據(jù)計算得到，對注入指數(shù)影響最大的是注水量，影響程度為59.64%，其次為注采井距和裂縫的影響，影響程度分別為15.78%和12.56%，物性和地層傾角的影響最小，僅為7.76%和4.25%。

5 現(xiàn)場應(yīng)用情況

目標(biāo)區(qū)塊在2016年之前一直采用注水開發(fā)，含水率超過了90%，注水壓力較高，部分注水井達40 MPa以上，為典型的高壓注水油藏。從2016年開始，實施注CO2開發(fā)，充分利用現(xiàn)有井網(wǎng)，采用油水井轉(zhuǎn)注氣的方式，注水井轉(zhuǎn)注氣的平均注入壓力為35 MP左右，油井轉(zhuǎn)注氣的平均注入壓力僅為16 MPa左右。為此，選取一口注水井實施降壓增注措施先導(dǎo)實驗，采用降低油水界面張力型增注劑(0.08%，w)作為現(xiàn)場注入藥劑，該井在注增注劑前的注水壓力為41.30 MPa，含水率為92.10%，實施注增注劑2個月后,開始注CO2，注入壓力由最初的41.30 MPa逐漸降低至30.85 MPa，目前注入壓力仍有小幅度的降低。從該注水井轉(zhuǎn)注氣降壓增注實施總體情況來看，注增注劑后，注入壓力降低幅度較大，注氣能力大幅提升，增注效果好于預(yù)期。

6 結(jié)論

(1) 注入增注劑后，增注劑降低了油水界面張力，使流動附加阻力降低，液體流動更加容易，注入指數(shù)逐漸增加，直至氣體突破后，注入指數(shù)才逐漸趨于穩(wěn)定。

(2) 注增注劑的注入能力與注水開發(fā)相比提高了19.31%，比未注增注劑的注入能力提高了8.86%，增注效果非常顯著。

(3) 儲層的物性越好，裂縫越長，傾角越小，越有利于轉(zhuǎn)注CO2氣體注入;相反，前期注水開發(fā)注水越多，注采井距越大，越不利于后續(xù)轉(zhuǎn)注氣注入。

(4) 影響注氣能力的各因素中，影響最大的是前期注水量，其次是注采井距和裂縫，而物性和地層傾角的影響則相對較小。