張 蒙 ，趙鳳蘭，呂廣忠，侯吉瑞，宋黎光，馮海如，張德明

（1.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；2.中國石油化工勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257000）

0 前言

隨著當前油氣勘探開發(fā)進程的大幅度提高，低滲、特低滲透油藏在新勘探開發(fā)中的比例逐漸增加，我國低滲透、特低滲透陸相沉積油藏存在低孔隙度、低滲透率、天然裂縫發(fā)育和非均質(zhì)性嚴重等特征，進而導(dǎo)致低孔低滲透儲集層出現(xiàn)原油流動能力差、非均質(zhì)性嚴重、天然及人工裂縫發(fā)育等問題。對于低滲、特低滲油藏，常規(guī)注水開發(fā)見效慢，存在“注不進、采不出”的問題，水驅(qū)開采的采收率較低［1-4］。CO2具有極強的滲透性，容易進入微小孔隙中，可利用其降黏、膨脹、溶解氣驅(qū)等機理驅(qū)替原油進而提高原油采收率。國內(nèi)外眾多學者研究表明，在諸多提高采收率的方法中，CO2的驅(qū)將成為最有實際開采效果的生產(chǎn)措施。但由于CO2的黏度過低、非均質(zhì)性嚴重及天然裂縫發(fā)育通道的存在，極易出現(xiàn)黏性指進及竄逸現(xiàn)象，造成不利的流度比。CO2在油藏中的竄逸將嚴重影響氣驅(qū)提高采收率的程度，氣竄嚴重的井雖然增油效果顯著，但產(chǎn)液量下降嚴重，甚至停噴。此外，由于重力超覆的影響，在CO2驅(qū)替過程中，氣體會向油藏上部竄逸，形成竄流通道，導(dǎo)致氣驅(qū)波及體積較小，嚴重影響CO2驅(qū)的驅(qū)油效果，同時增大封竄氣體的難度［5-10］。

針對CO2驅(qū)油時流度比過大、竄逸嚴重的問題，研究者們提出采用水氣交替注入（WAG）的方式來改善CO2氣驅(qū)效果。自1957年加拿大North Pembina 油田第一次使用WAG 進行礦場試驗以來，WAG得到了不斷的發(fā)展和應(yīng)用。該技術(shù)結(jié)合了注水和注氣的優(yōu)勢，依次交替注入水段塞和CO2段塞，注入的CO2可擴大注入水和注入氣的宏觀波及體積，改善微觀驅(qū)油效率，同時WAG 能夠大幅度地降低氣驅(qū)后的CO2流度，減小油相的流動阻力，增大水相的滲流阻力，使得原油更易被驅(qū)替出來，起到擴大波及體積改善驅(qū)油效果的作用。本文通過室內(nèi)物理模擬實驗探究了WAG在均質(zhì)巖心和非均質(zhì)巖心的滲透率適應(yīng)界限，結(jié)合注入方式、注入速率及注入時機等參數(shù)評價了WAG適應(yīng)滲透率界限的采收率效果。在綜合分析WAG 改善CO2驅(qū)油效果適應(yīng)巖心滲透率界限研究的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出適用于低滲特低滲均質(zhì)巖心和非均質(zhì)巖心適應(yīng)界限的WAG最優(yōu)注入方式，為油田礦場的開發(fā)和改善CO2驅(qū)技術(shù)的高效實施提供理論指導(dǎo)與技術(shù)參考。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

實驗用油為某低滲油田脫水脫氣原油與煤油配制而成，60℃地層溫度下的黏度為2.38 mPa·s。實驗用水為某低滲油田模擬地層水，礦化度147879.9 mg/L，主要離子組成（單位mg/L）為：K++Na+45916.8、Mg2+1329.57、Ca2+10159.08、Cl-89306.35、SO42-954.84、HCO3-213.26。實 驗 用CO2，純 度99.99%，北京京高氣體有限公司。天然露頭均質(zhì)巖心，滲透率分別為0.5×10-3、1.0×10-3和5.0×10-3μm2；人造非均質(zhì)巖心，滲透率級差為5（5×10-3/1×10-3μm2）、10（10×10-3/1×10-3μm2）和50（50×10-3/1×10-3μm2）。

驅(qū)替裝置包括HX-2 型恒溫箱、2PB00C 型恒流泵（北京衛(wèi)星制造廠）、手搖泵、中間容器、真空泵、六通閥、計算機、JYB-KO-HAG型壓力采集系統(tǒng)（北京昆侖海岸傳感技術(shù)有限公司）、二維巖心夾持器（30×4.5×4.5 cm）、回壓閥、D07-11C 型氣體流量計、氣液分離裝置。實驗流程如圖1所示。

圖1 CO2驅(qū)替實驗流程圖

1.2 驅(qū)替實驗

原油高壓物性實驗操作流程遵循中國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 6481—2000《原油高壓物性分析儀》，具體步驟如下：（1）將巖心刷環(huán)氧樹脂并烘干，用氫氟酸清洗，測量巖心的長、寬、高，計算視體積Vb；（2）放入巖心夾持器中加環(huán)壓5數(shù)6 MPa并抽真空8數(shù)12 h；（3）飽和地層水，測量孔隙體積Vp，計算孔隙度；（4）設(shè)定地層溫度為60℃，密封后采用恒溫箱加熱至恒溫，水測滲透率；（5）逐級增加環(huán)壓，飽和油，結(jié)束時記錄飽和油體積，計算原始含油飽和度，老化48 h 以上；（6）老化結(jié)束后先進行水驅(qū)，通過回壓閥設(shè)定回壓8數(shù)10 MPa，水驅(qū)至含水率達到95%以上時中止；（7）恒速注入CO2進行驅(qū)替，按照WAG比例進行注入，注入結(jié)束后更換注入水，依次交替注入，驅(qū)替至出口端通過氣體流量計監(jiān)測生產(chǎn)氣油比大于3000 m3/m3時停止實驗，記錄注入壓力、出口端液體與氣體體積等實驗數(shù)據(jù)，計算采收率。

1.3 巖心實驗基本參數(shù)

選擇的天然露頭均質(zhì)巖心和非均質(zhì)巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1和表2所示。

表1 天然露頭均質(zhì)巖心實驗基本參數(shù)

表2 非均質(zhì)巖心實驗基本參數(shù)

2 結(jié)果與討論

2.1 WAG注入?yún)?shù)優(yōu)選

選擇滲透率為1×10-3μm2左右的天然露頭特低滲均質(zhì)巖心進行注入速率（0.1數(shù)0.4 mL/min，水驅(qū)速率和水氣交替速率保持一致）和注入量的參數(shù)優(yōu)化實驗，在不同注入速率下采收率和含水率隨注入體積變化見圖2。從圖2可以看出，特低滲均質(zhì)巖心水驅(qū)時間短，水竄程度呈統(tǒng)一趨勢，水驅(qū)至0.3 PV為水驅(qū)采油階段，無水采油期短（0.1 PV），見水時間快，見水后含水率迅速上升至95%。水驅(qū)結(jié)束后開始進行水氣交替，氣水比例為1∶1，注氣開始后，含水率開始下降，對應(yīng)的水氣交替驅(qū)產(chǎn)油量得到提高，采收率得到大幅度提升。特低滲透均質(zhì)巖心在進行CO2驅(qū)替時，注入壓力較為穩(wěn)定，平均注氣壓力為9 MPa；注水時注入壓力升高，最高注水壓力可達12 MPa。

圖2 特低滲透均質(zhì)巖心不同注入速率下采收率和含水率隨注入體積變化

4 組實驗的含水率均保持在較高階段，根據(jù)相似準則折算出來的低（0.1 mL/min）、中（0.2 mL/min）、高注入速率（＞0.3 mL/min）對特低滲巖心最終采收率影響不大，4 組實驗的水驅(qū)采收率均低于30%，使用水氣交替之后，總注入體積在1.2 PV左右氣竄嚴重。水氣交替對特低滲巖心提高采收率效果良好，提高采收率在17%左右。實驗結(jié)果表明，對于特低滲透均質(zhì)巖心，驅(qū)替速率對最終采收率略有影響，但影響程度不大，當注入速率相對較大時，水驅(qū)見水時間提前，見氣時間也略有提前。在特低滲透均質(zhì)巖心WAG驅(qū)時，在CO2氣竄突破前采收率隨著注入速率的增加而降低，形成突破后采收率基本無變化。在CO2突破前，會產(chǎn)生2種主要作用［11-13］：第一，隨著注入CO2量的增加，CO2在原油和水中的溶解性增強；第二，注入的CO2逐漸推動油、水兩相向出口端移動。因此，在特低滲透巖心進行CO2驅(qū)替時，增大注入速率會縮短CO2在巖心孔隙中與原油溶解的時間和擴散時間，氣竄提前并加劇黏性指進。在CO2突破竄逸后，主要依靠CO2氣竄初期的竄流攜油能力提高采收率，一旦在巖心內(nèi)部形成穩(wěn)定的竄流通道，再注入CO2驅(qū)替無驅(qū)油效果［14］。因此在特低滲均質(zhì)巖心中，驅(qū)替速率對WAG 最終采收率影響不大，同時說明了在特低滲均質(zhì)巖心中使用WAG 提高采收率的方法是可行的，既能達到延緩氣體竄逸的效果，還對CO2的流度調(diào)節(jié)有很好的控制作用，優(yōu)選注入速率為0.2 mL/min、注入量為1.2 PV進行后續(xù)實驗。

2.2 均質(zhì)巖心WAG驅(qū)滲透率適應(yīng)界限分析

選取不同滲透率低滲特低滲天然露頭均質(zhì)巖心，在水驅(qū)至含水率達到95%的基礎(chǔ)上選擇不同比例的氣水比進行WAG 驅(qū)，進而分析低滲特低滲均質(zhì)巖心適用于WAG驅(qū)的滲透率適應(yīng)界限。

2.2.1 滲透率0.5×10-3μm2的巖心

圖3 為滲透率0.5×10-3μm2左右的巖心在不同氣水交替比WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差隨注入體積變化曲線。在WAG實驗時，注入CO2后含水率大幅度降低，含水率在40%數(shù)100%范圍內(nèi)波動，含水率最低降至44.44%。

圖3 滲透率0.5×10-3 μm2 均質(zhì)巖心WAG驅(qū)中的采收率、生產(chǎn)壓差和含水率曲線

3 組實驗在水驅(qū)時生產(chǎn)壓差保持在4.6 MPa 左右，隨著CO2的注入，生產(chǎn)壓差開始下降，注水時生產(chǎn)壓差再次升高，水氣交替階段平均生產(chǎn)壓差為3.58 MPa。WAG驅(qū)的實驗組在1.0 PV時開始見氣，在1.0數(shù)1.2 PV之間生產(chǎn)氣油比較小，說明WAG能夠調(diào)整流體剖面，降低CO2流度，延緩CO2竄逸，改善驅(qū)油效果，提高特低滲均質(zhì)巖心的原油采收率。1.2 PV以后繼續(xù)進行水氣交替，巖心已嚴重氣竄，采收率不再增加，生產(chǎn)已無經(jīng)濟效益，故注入量達到1.2 PV 后可停止水氣交替。從圖3 可以看出，氣水比1∶1 和1∶2 實驗組的采收率分別為48.06%，41.56%，均低于氣水比例2∶1 實驗組的采收率（53.94%）。分析認為WAG注入的水和氣形成水氣段塞，CO2段塞進入低滲低孔后與孔隙中的原油相接觸，原油體積膨脹，使得巖心孔隙中的毛管阻力和滲流阻力降低，更易脫離地層水及巖石表面的束縛，被后續(xù)注入段塞驅(qū)替出來；同時后續(xù)注水段塞推動CO2段塞向前移動，可以有效地控制氣體的流度，降低氣相滲透率，增大水相的滲流阻力，有效地抑制氣體的竄逸，延緩氣竄時間，改善CO2的驅(qū)油效果［15-18］。因此水氣交替能大幅度提高原油采收率，同時表明特低滲透均質(zhì)性油藏（巖心滲透率約0.5×10-3μm2），采用水氣交替注入不僅可以顯著提高原油采收率，還可以有效地延長開發(fā)時間。

2.2.2 滲透率1.0×10-3μm2的巖心

圖4 滲透率1.0×10-3 μm2 均質(zhì)巖心WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差曲線

圖4 為滲透率1.0×10-3μm2左右的巖心在不同氣水交替比WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差隨注入體積變化曲線。在WAG 實驗中含水率在注入CO2后大幅度降低，在36%數(shù)100%范圍內(nèi)波動，最低降至36.36%。從圖4可以看出，滲透率1.0×10-3μm2巖心的WAG驅(qū)實驗組驅(qū)替規(guī)律和滲透率0.5×10-3μm2巖心實驗組的相一致，水驅(qū)采收率較低，WAG 驅(qū)后采收率提高幅度明顯，且氣水比越高整體采收率越好，氣水比為2∶1 時提高采收率29.5%。水驅(qū)時生產(chǎn)壓差保持在4.2 MPa左右，WAG階段平均生產(chǎn)壓差為3.46 MPa。水氣交替驅(qū)的實驗組在1.0 PV 時開始見氣，在1.2 PV 之后生產(chǎn)氣油比達到3000 m3/m3。結(jié)合采收率提高程度，滲透率1.0×10-3μm2的巖心的最終采收率較滲透率1.0×10-3μm2的巖心的略有降低但增幅依舊明顯，同樣說明在滲透率1.0×10-3μm2左右的巖心采用WAG綜合提高采收率效果良好。

2.2.3 滲透率5.0×10-3μm2的巖心

圖5 為滲透率5.0×10-3μm2左右的巖心在不同氣水比WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差隨注入體積變化曲線。在注入CO2后含水率明顯降低，WAG驅(qū)含水率在37%數(shù)100%范圍內(nèi)波動，最低降至37.50%。可以看出，滲透率為5.0×10-3μm2左右的巖心實驗組的水驅(qū)采收率依舊較低，WAG 驅(qū)后采收率明顯提高，氣水比越高，整體采收率越好，氣水比為2∶1時提高采收率27%。水驅(qū)時生產(chǎn)壓差保持在4.0 MPa 左右，水氣交替階段平均生產(chǎn)壓差為3.25 MPa。

圖5 滲透率5.0×10-3 μm2 均質(zhì)巖心WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差曲線

綜合均質(zhì)巖心滲透率0.5×10-3、1.0×10-3和5.0×10-3μm2的3 組不同氣水比WAG 實驗結(jié)果，數(shù)據(jù)表明在低滲特低滲均質(zhì)巖心中，氣水比越高，最終采收率越高，當滲透率低于5.0×10-3μm2時，采用WAG驅(qū)能夠有效地抑制氣體的竄逸，降低CO2流度，延緩氣竄時間，改善CO2的驅(qū)油效果，大幅度提高采收率。

2.3 非均質(zhì)巖心WAG滲透率適應(yīng)界限分析

在均質(zhì)巖心滲透率適應(yīng)界限研究的基礎(chǔ)上，進行了非均質(zhì)巖心條件下滲透率級差的適應(yīng)界限研究。選擇滲透率級差5（5×10-3/1×10-3μm2）、10（10×10-3/1×10-3μm2）和50（50×10-3/1×10-3μm2）的人造非均質(zhì)巖心用于模擬實際地層條件。

2.3.1 滲透率級差為5

圖6 滲透率級差為5的非均質(zhì)巖心WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差曲線

圖6是滲透率級差為5（5×10-3/1×10-3μm2）的非均質(zhì)性巖心在不同氣水比WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差隨注入體積變化曲線。實驗時含水率出現(xiàn)了和均質(zhì)巖心實驗組不同的狀況，非均質(zhì)巖心實驗組在水驅(qū)之后含水率達到95%，WAG驅(qū)后含水率逐漸降低，最低降至0，在氣體突破前后呈現(xiàn)波動狀態(tài)，最后保持在較高階段。滲透率級差為5 的非均質(zhì)巖心實驗組的水驅(qū)采收率較均質(zhì)巖心的有所提高，WAG 驅(qū)后采收率提高幅度明顯，氣水比越高整體采收率越好，氣水比為2∶1 時提高采收率20.39%。水驅(qū)時生產(chǎn)壓差保持在4.3 MPa 左右，隨著氣體的注入，生產(chǎn)壓差開始下降，注水時生產(chǎn)壓差再次升高，水氣交替階段平均生產(chǎn)壓差為3.18 MPa。WAG 實驗組注入體積在0.9數(shù)1.1 PV 范圍內(nèi)，生產(chǎn)氣油比保持在較低水平，再繼續(xù)增大水氣交替注入量至1.2 PV后，生產(chǎn)氣油比急劇增至3000 m3/m3，采收率不再增加，生產(chǎn)已無經(jīng)濟效益。對于非均質(zhì)性巖心，WAG 驅(qū)能夠調(diào)整注入流體剖面，降低CO2流度，延緩氣竄時間，增大波及體積，進而改善驅(qū)油效果，在水驅(qū)基礎(chǔ)上明顯提高非均質(zhì)巖心的原油采收率。

分析認為在非均質(zhì)性巖心中，由于非均質(zhì)性級差的存在，巖心內(nèi)部有相對高低滲流通道，注入的水和CO2具有選擇性，優(yōu)先選擇滲流阻力較小的高滲層通道，注入的CO2越多，與原油接觸越充分，高滲層中的原油采出量越多，而低滲層的原油采出量有限。但是，因為高滲層水流通道優(yōu)勢明顯，后續(xù)注入的CO2會沿著高滲層的水流通道竄逸，因此使用WAG時氣水比過高會造成過早氣竄。水氣交替時注入的氣和水形成氣水段塞，推動CO2段塞進入高、低滲透層，與孔隙中的原油接觸，使得油、氣、水之間的黏滯阻力和界面張力減小，即毛管阻力減小，使得原油被驅(qū)替出來；同時后續(xù)注水段塞推動CO2段塞向前移動，使得更多的CO2進入相對低滲層中，不僅啟動相對低滲層中的原油，還能延緩氣竄時間，改善非均質(zhì)巖心CO2驅(qū)油效果［19-20］。因此對于滲透率級差≤5（5×10-3/1×10-3μm2）非均質(zhì)性巖心，采用水氣交替的開發(fā)方式既能顯著提高原油采收率，又可有效延長開發(fā)時間。

2.3.2 滲透率級差為10

圖7 是滲透率級差為10（10×10-3/1×10-3μm2）的非均質(zhì)性巖心在不同氣水比WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差隨注入體積變化曲線，含水率和上組保持著相同的規(guī)律。結(jié)合滲透率級差為5（5×10-3/1×10-3μm2）和10（10×10-3/1×10-3μm2）的實驗組可以看出，隨著巖心滲透率級差的增大，氣水比對提高采收率的影響逐漸減小，滲透率級差為10（10×10-3/1×10-3μm2）的實驗組不同氣水比下WAG實驗采收率提高幅度相近，氣水比為1∶1、1∶2 和2∶1 的實驗組氣水交替階段采收率分別提高17.38%、13.09%和18.89%。水驅(qū)時生產(chǎn)壓差較滲透率級差為5（5×10-3/1×10-3μm2）的實驗組的明顯降低，保持在2.0 MPa左右，隨著氣體的注入，生產(chǎn)壓差開始下降，注水時驅(qū)替壓差再次升高，水氣交替階段平均生產(chǎn)壓差為1.84 MPa。實驗時氣水比越大，見氣越早，氣竄越嚴重。氣水比2∶1和1∶1的實驗組在0.8 PV 時開始見氣，在1.0 PV 時氣竄嚴重；氣水比1∶2 的實驗組在1.2 PV時開始見氣，見氣后生產(chǎn)氣油比迅速增加達到3000 m3/m3，繼續(xù)注入后采收率不再增加?？梢钥闯?，WAG 驅(qū)對非均質(zhì)性級差為10（10×10-3/1×10-3μm2）的巖心提高采收率依舊有明顯效果，采用WAG 驅(qū)可提高采收率17%以上，因此對于滲透率級差≤10 的非均質(zhì)性巖心，使用WAG 能夠有效控制氣竄，延緩氣竄時間，同時還能夠調(diào)整流體剖面，擴大波及體積采出剩余油，從而提高非均質(zhì)巖心的采出程度。

圖7 滲透率級差為10的非均質(zhì)巖心WAG驅(qū)中的采收率和生產(chǎn)壓差曲線

2.3.3 滲透率級差50

為了進一步探究WAG驅(qū)適用于非均質(zhì)巖心滲透率級差的適應(yīng)界限，又選擇了滲透率級差為50（50×10-3/1×10-3μm2）的實驗組，考慮到在滲透率級差過大時，氣水比過高無研究意義，因此僅考察了氣水比為1∶2 和1∶1 的驅(qū)油動態(tài)情況，具體見圖8。從含水率曲線上可以看出，水氣交替注入氣體后含水率快速下降，但隨著高滲層氣體突破，含水率很快上升到較高階段直到實驗結(jié)束。

滲透率級差為50（50×10-3/1×10-3μm2）的實驗組，無水采油期短，見水時間提前，油水同采時間延長，水氣交替后提高采收率幅度有限。從實驗動態(tài)上可以看出水氣交替后很快出現(xiàn)氣體竄逸，因氣竄嚴重而停止實驗。隨著氣體的注入，含水率略有下降但很快又上升到較高階段并趨于平穩(wěn)。水驅(qū)時生產(chǎn)壓差大幅度降低，保持在700 kPa左右，注氣后快速發(fā)生氣竄，見氣后生產(chǎn)氣油比迅速增至3000 m3/m3?？梢钥闯鲈跐B透率級差高于50 時，水氣注入時注入的流體會快速沿著高滲層通道突破竄逸，使得低滲層巖心中的原油未被波及而繼續(xù)滯留在巖心中，提高采收率幅度有限。因此對于非均質(zhì)性巖心，當滲透率級差過大時，單純采用WAG基本無效果，實際開發(fā)時可采用WAG 結(jié)合封堵調(diào)剖措施進行開采。

圖8 滲透率級差為50的非均質(zhì)巖心WAG驅(qū)中的采收率、含水率、生產(chǎn)壓差和生產(chǎn)氣油比曲線

3 結(jié)論

特低滲均質(zhì)巖心WAG 驅(qū)替時，室內(nèi)驅(qū)替速率小于0.5 mL/min 時驅(qū)替速率對采收率結(jié)果影響不大，最優(yōu)驅(qū)替速率為0.2 mL/min，注入量保持在1.2 PV左右時，采收率效果最好。

特低滲透均質(zhì)巖心的滲透率≤5.0×10-3μm2時，WAG 驅(qū)提高采收率幅度達20%以上，表明WAG 的水氣段塞能夠在一定程度上有效抑制氣體竄逸，實現(xiàn)良好的流度控制效果，降低CO2流度，延緩氣竄時間，改善CO2的驅(qū)油效果，大幅度提高原油采收率。

當非均質(zhì)性巖心滲透率級差≤10（10×10-3/1×10-3μm2）時，WAG 可提高采收率15%以上，氣水比越大，提高采收率幅度越大，但會造成氣體的過早竄逸。當非均質(zhì)性巖心滲透率級差高于50（50×10-3/1×10-3μm2）時，氣體會快速沿著高滲層通道突破竄逸，造成WAG的無效注入，提高采收率幅度有限，故當滲透率級差過大時，建議采用WAG結(jié)合封堵調(diào)剖措施進行開采。