趙鳳蘭，王 強，3，宋黎光，3，婁小康，3，馮海如，3

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249；2.石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；3.中國石油大學（北京）非常規(guī)油氣科學技術研究院，北京 102249）

隨著國民經濟的飛速發(fā)展，中國油氣供需形勢嚴峻已經成為事實，目前剩余油氣資源中的低滲透-特低滲透儲層資源與重油資源等低品位資源所占比例已經增至64%，成為中國當前技術攻關的主要對象［1-3］。注入CO2是一種開發(fā)低滲透-特低滲透油藏的有效方法，“973”項目評價結果認為該類型油藏在中國約有130億噸原油地質儲量適合采用CO2驅油，可以增加可采儲量19.2億噸［4-6］。但是，CO2驅油過程中將面臨著油、氣黏度差引起的黏性指進和油、氣密度差引起的重力分異的問題，容易造成氣體的無效氣竄，導致波及系數(shù)和采收率均較低。

目前，關于氣竄的研究更多涉及黏性指進而引起的氣竄問題［7-19］，從混相狀態(tài)（非混相、近混相、混相）、儲層物性（滲透率、非均質性、裂縫）、流體物性（原油密度、黏度、組分）、生產參數(shù)（井網(wǎng)井距、注入速度、注采壓差）和生產方式（連續(xù)注氣、氣水交替、氣水同注、CO2泡沫驅）等方面進行氣竄的研究并相應地提出了氣竄防控方案，但是在厚油藏開展CO2驅過程中由于油、氣密度差引起的油、氣重力分異的影響也不容忽視，而當前針對CO2驅氣體超覆的研究缺乏物理實驗驗證，相關研究更多從滲流方程、數(shù)值模擬角度入手，STONE等提出一種氣水交替模型預測了氣、水在穩(wěn)態(tài)流下開始發(fā)生重力分異的距離和垂向波及體積，認為采收率與無因次黏滯力-重力比值間存在函數(shù)關系［20-21］；TCHELEPI等借助粒子追蹤技術考察了在考慮重力和不考慮重力2種情況下均質和非均質儲層中流體的動態(tài)剖面分布，提出儲層非均質性會改變黏滯力-重力比值對于重力主導流動和黏滯力主導流動的界定范圍［22］；ZHOU等定義了黏滯力-重力比值、毛細管力-黏滯力比值和形狀因子等3個無量綱因子，并分析了在簡單非均質多孔介質中滲流區(qū)域主導滲流規(guī)律的重力、黏滯力和毛細管力間的平衡關系［23］；FAISAL等借助CMG軟件STARS模塊評價Stone模型的適應性以及氣水交替和氣水同注的注入能力，同時考慮了重力超覆，認為注入壓力一定的條件下，提高儲層的注入能力是克服氣體超覆的關鍵［24］。

為了研究CO2的超覆運移距離，筆者通過自主研制高溫高壓超覆模型，并采用分層采集流體的方法，在不同巖心長度下開展室內實驗，研究重力分異對CO2運移規(guī)律的影響，同時提出CO2驅氣體超覆程度的表征方法。

1 實驗器材與方法

1.1 實驗器材

實驗原油為某區(qū)塊地面脫氣原油，黏度為1.24 mPa?s（實驗溫度為60 ℃），密度為0.79 g/cm3，最小混相壓力為13 MPa。實驗用水為模擬地層水，總礦化度為147 879.9 mg/L，水型為CaCl2型。實驗氣體為高純度CO2，純度為99.9%，密度為0.28 g/cm3（實驗溫度為60 ℃，實驗壓力為10 MPa）。

實驗裝置主要包括KDHW-Ⅱ型恒溫箱、高溫高壓超覆模型、ISCO泵、真空泵、手搖計量泵、氣液分離收集裝置、氣體流量計、壓力傳感器及配套數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)軟件、中間活塞容器、六通閥、回壓閥和管線等（圖1）。

圖1 實驗裝置Fig.1 Experiment device

為了開展厚油藏中CO2驅氣體超覆的研究，自主研制高溫高壓超覆模型，設計上、下2個出口端以達到分層采集產出物的目的，上、下出口端的產量用于表征巖心上、下部的開發(fā)效果?？赏ㄟ^調整巖心長度來滿足CO2超覆運移距離的研究要求。實驗所用巖心呈扁平狀，尺寸為60 cm×8 cm×2 cm。

1.2 實驗方法

驅替過程中的流體分布與黏滯力-重力比值有關，油層的垂向厚度為氣體向上運移提供空間，水平距離提供足夠超覆發(fā)育時間，其表達式為：

為此，設計3組實驗，分別選用40，50和60 cm 3種不同長度的巖心，孔隙度為15%～20%，水測滲透率為10～15 mD。在實驗溫度為60 ℃、實驗壓力為10 MPa、油氣密度差為0.51 g/cm3、注氣速度為0.1 mL/min的條件下，利用自主研制的高溫高壓超覆模型開展厚油層CO2驅氣體超覆運移距離研究。

實驗步驟主要包括：①巖心預處理。選取人工壓制的均質巖心，用砂紙打磨巖心至表面平滑，計算視體積；在巖心表面均勻涂覆環(huán)氧樹脂厚度約為0.5～1 mm，然后放入烘箱內干燥。②將巖心放入巖心夾持器中，加圍壓至6 MPa，抽真空4 h。③飽和模擬地層水，計量孔隙體積，并計算孔隙度。④按圖1連接實驗裝置，進行水測滲透率。⑤將實驗溫度升至60 ℃，以0.05 mL/min的注入速度飽和原油，計量出水體積，確定束縛水飽和度和含油飽和度，并老化24 h。⑥按照設定的CO2注入速度（0.1 mL/min）進行氣驅，利用氣液分離收集裝置和氣體流量計分別計量巖心夾持器上、下出口累積產油量和出氣量，上、下出口的產量表征巖心上、下部的開發(fā)效果。⑦當標準狀況下，上、下出口端生產氣油比均大于3 000（若僅有上出口產氣，則僅當上出口端生產氣油比大于3 000）且穩(wěn)定時，停止實驗。

徐陽等以雷諾數(shù)研究了流態(tài)對氣驅的影響，當雷諾數(shù)大于1×10-5數(shù)量級時，氣體滲流符合線性規(guī)律，滲流阻力較非線性滲流時小，有利于提高采收率［25］。為此，選擇0.1 mL/min的注入速度所對應的雷諾數(shù)為0.005 23，滿足線性滲流規(guī)律。雷諾數(shù)表達式為：

2 CO2受力和滲流速度分析

厚油藏CO2驅過程中，CO2和原油的密度差導致不同流體受力的不同，影響其運動軌跡，驅替過程中發(fā)生超覆現(xiàn)象。氣體的運移方向和距離與井間壓力梯度、浮力和毛細管力的綜合影響有關。

2.1 CO2受力分析

井間壓力梯度 不考慮重力和毛細管力，根據(jù)勢理論得到平面徑向流任意位置點的注采井間壓力和壓力梯度關系式為：

浮力 CO2在垂直于儲層方向上所受到浮力的表達式為：

毛細管力 氣相作為非潤濕相，毛細管力是氣體運移的阻力，其表達式為：

合力 氣體突破前，井間壓力梯度沿水平方向由注入井指向生產井，浮力垂直向上，毛細管力與氣體運移方向相反。依據(jù)平行四邊形法則進行受力分析，當垂向受力大于橫向時，氣體垂向運移量大，易發(fā)生超覆。CO2驅替相溶于原油中，會降低原油黏度，減小黏滯力，因此CO2驅過程中應考慮驅替前緣超覆的影響。

2.2 CO2滲流速度分析

將運移速度分解為沿油層的水平速度和垂直油層的垂向速度，氣體超覆程度取決于2個方向上的滲流速度［26］。根據(jù)達西定律，任意點垂向瞬時滲流速度為：

任意點水平瞬時滲流速度為：

任意點垂向瞬時流速占比代表氣體超覆的能力，定義為該點垂向流速與總瞬時流速的比值為：

3 實驗結果與分析

3.1 生產動態(tài)

CO2驅氣體超覆會降低CO2驅替相垂向波及效率，從而影響油藏整體開發(fā)效果。氣驅過程可以分為無氣產油、油氣同產和氣竄3個階段。

油氣密度差引起的油氣重力分異使CO2向巖心上部運移驅替，上部出口優(yōu)先產油出氣。從不同長度巖心的生產動態(tài)曲線（圖2）和不同長度巖心實驗結果（表1）可以看出，當巖心長度為60 cm時（圖2a），無氣產油階段上、下部采收率分別為17.86%和7.30%，相差10.56%；氣竄后上、下部總采收率分別為30.67%和13.71%，相差16.96%，CO2驅氣體超覆現(xiàn)象較嚴重。當縮小巖心長度為50 cm時（圖2b），無氣產油階段上、下部采收率分別為23.00%和12.71%，相差10.29%；氣竄后上、下部總采收率分別為31.43%和21.43%，相差10%。巖心長度為50 cm時的總采收率比60 cm提高8.48%，表明削弱氣體重力超覆影響可擴大波及體積，提高采收率。繼續(xù)縮小巖心長度至40 cm時（圖2c），無氣產油階段上、下部采收率分別為20.43%和15.71%，相差4.72%；氣竄后上、下部總采收率分別為28.57%和27.71%，相差0.86%，此時CO2驅氣體超覆現(xiàn)象基本消失，總采收率比巖心長度為50和60 cm分別提高3.42%和11.90%，進一步證明了減小注入和出口端距離可以削弱氣體超覆的影響，擴大氣體的波及體積，提高采收率。

圖2 不同長度巖心的生產動態(tài)Fig.2 Production performance of cores with different lengths

表1 不同長度巖心的實驗結果Table1 Experimental results of cores with different lengths

3.2 CO2超覆運移規(guī)律

對比3組實驗的下部采收率，當巖心長度為60 cm時，下部采收率從無氣產油階段的7.30%增至氣竄后的13.71%，增加6.41%，巖心長度為50和40 cm時的下部采收率分別增加8.72%和12.00%，表明隨著注入和出口端距離的延長，驅替下部原油的氣量占比逐漸減少，波及體積逐漸減小。

在CO2驅替過程中，氣體的真實運移速度受注氣速度、擴散速度和原油的膨脹速度影響，基于物質守恒原理，在無氣產油階段，CO2注入占據(jù)的孔隙體積等于產出原油的地下體積，則該階段CO2在上、下部的運移速度可由產油速度表示，并反映CO2運移速度及氣量分配占比情況。巖心長度為40 cm時的產油速度比約為1.0，表明上、下氣體分配較均勻；巖心長度為50 cm時的產油速度比約為0.8，表明氣體開始向上部波及，部分氣體繼續(xù)向前推進；巖心長度為60 cm時的產油速度比約為0.5，表明大量氣體向上部波及，下部僅有少量氣體繼續(xù)向前驅替（圖3）。隨著上部氣體突破后，仿佛打開泄氣口，大量氣體向上運移，上部氣體增加，產油速度加快。

分析長度為60 cm巖心中的CO2在不同位置的運移規(guī)律（圖4）：①CO2在0～40 cm運移時表現(xiàn)為上、下部均勻向前推進，受重力影響，下部少量氣體有向上部移動的趨勢，并逐漸向超覆的過渡階段發(fā)展。②CO2在40～50 cm運移時表現(xiàn)為下部氣體開始部分向上部移動，大部分氣體繼續(xù)向前驅替。③CO2在50～60 cm運移時表現(xiàn)為下部大量氣體向上部移動，形成超覆現(xiàn)象，僅有少量氣體繼續(xù)驅替該區(qū)域內下部的原油，波及程度較差，下部未波及到的剩余油占比較大，采收率較低。根據(jù)以上現(xiàn)象，可將氣體運移過程分為氣體均勻推進、過渡和超覆完成3個主要階段，縮小注入和出口端距離，在超覆完成階段前進行生產可削弱超覆現(xiàn)象對開發(fā)效果的影響。

圖3 不同長度巖心的產油速度比Fig.3 Ratio of oil production rates of cores with different lengths

圖4 巖心長度為60 cm時CO2超覆運移規(guī)律示意Fig.4 Schematic diagram of CO2 migration in 60 cm long core

3.3 超覆程度評價

3.3.1 比值法

比值法即以上、下部采收率在總采收率中的占比表征氣體在上、下部的波及能力，當上、下部采收率占比均為50%時超覆程度指數(shù)上部采收率/50%-1為0。巖心長度為40 cm時上部采收率占比為50.76%，超覆程度指數(shù)為0.02，基本無超覆現(xiàn)象。當巖心長度為50和60 cm時，上部采收率占比分別為59.46%和69.11%，超覆程度指數(shù)分別為0.19和0.38，超覆程度逐漸嚴重。從超覆程度指數(shù)與總采收率關系曲線（圖5）的斜率變化發(fā)現(xiàn)，上部采收率占比越大（超覆程度指數(shù)越大），采收率降幅越大。

圖5 超覆程度指數(shù)與總采收率的關系Fig.5 Relationship between overlap degree and total recovery

3.3.2 面積法

從3組實驗中發(fā)現(xiàn)，上部采收率均在30%左右，不受重力超覆的影響，僅與儲層物性、流體性質和開發(fā)措施有關，總采收率差別主要體現(xiàn)在下部的開發(fā)效果。面積法即假定未發(fā)生超覆現(xiàn)象前，上、下部波及面積是相等的；當發(fā)生超覆現(xiàn)象后，上部波及面積占比仍舊是不變的，下部波及面積占比因為氣體的減少而減少，下部氣體的向上運移只會加快上部油被驅替的速度，但不會影響上部波及面積占比（圖6）。

考慮實驗誤差，求取3組實驗上部采收率均值為30.22%，即上部波及面積占30.22%，同時對應的下部波及面積占比標準化為13.51%，20.61%和29.31%。此時3個不同長度巖心分別對應的超覆程度指數(shù)（上部波及面積與下部波及面積的比值）為1.03，1.47和2.24，注入和出口端距離越長，超覆程度指數(shù)越大，超覆現(xiàn)象越嚴重。

圖6 面積法示意Fig.6 Diagram of area method

4 結論

CO2驅過程中，氣體的運移方向受井間壓力梯度、浮力和毛細管力的綜合影響，氣體超覆運移過程可分為3個主要階段，包括氣體均勻推進階段、過渡階段和超覆完成階段。隨著注入和出口端距離增加，超覆程度越嚴重，采收率降幅越大。因此厚油藏開展CO2驅時，井距的設計在保證經濟利益最大化的前提下應盡可能減小井距以減弱氣體超覆對開發(fā)效果的影響。

厚油藏CO2驅過程中的氣體超覆現(xiàn)象會影響氣體的波及效率，有著對其研究的必要性，利用自主研制的高溫高壓超覆模型通過分層采集流體的方式可開展對CO2超覆規(guī)律的影響因素以及防控措施研究。基于分層采集數(shù)據(jù)，建立的比值法和面積法可以實時評價超覆狀態(tài)并為后續(xù)方案調整提供指導意見。

符號解釋

C——常數(shù)；

f——垂向瞬時流速占比；

F——毛細管力，MPa；

Fb——單位體積浮力，103Pa/m3；

FH——毛細管力水平分力，MPa；

FZ——毛細管力垂向分力，MPa；

g——重力加速度，m/s2；

h——油層厚度，cm；

H——巖心厚度，cm；

K——巖心滲透率，mD；

KH——水平滲透率，mD。

Krg——氣體相對滲透率；

KZ——垂向滲透率，mD；

L——巖心長度，cm；

p——任意位置點注采井間壓力，MPa；

Q1——產油量，cm3/s；

Q2——注氣量，cm3/s；

r——孔喉半徑，μm；

r1——任意點到生產井距離，cm；

r2——任意點到注氣井距離，cm；

Re——雷諾數(shù)；

——黏滯力與重力比值；

v——達西速度，cm/s；

vH——水平瞬時滲流速度，cm/s；

vZ——垂向瞬時滲流速度，cm/s；

x——滲流距離，cm；

Δρ——油氣密度差，g/cm3；

θ——接觸角，（°）；

μ——原油黏度，mPa?s；

μg——CO2黏度，mPa?s；

ρg——CO2密度，g/cm3；

ρo——原油密度，g/cm3；

σ——界面張力，mN/m；

?——孔隙度，%。