低渗透油藏二氧化碳驱油防窜实验研究

高树生，胡志明，侯吉瑞，熊 伟

(1.中国石油大学，北京 102249;2.中油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007)

1 CO2驱油气窜机理研究

实验岩样是非均质性较强的全直径火山岩岩心，岩心的基本物性参数与实验结果见表1。表1中的孔、渗数据说明该火山岩样都属于低渗透储层，但孔隙度变化很大，表明岩心的非均质性较强。

表1 火山岩全直径岩心物性参数

通过岩心气驱水实验，结合气驱前后的核磁共振测试结果，可有效分析气驱过程中岩心的非均质性对多孔介质大小孔道中气水分布的影响[1－2]。由表1可知，2号岩心的气驱水效率明显偏低，而1号岩心渗透率很低，但其气驱水效率却较高，说明气驱过程中气水界面推进相对均匀，气窜发生的比较晚，岩心的非均质性较弱，可见非均质性严重导致气窜产生过早是气驱采收率低的主要原因。

图1为2块岩心气驱前后对应的T2弛豫时间谱。由图1可知，1号岩心气驱前后的T2谱线之间的面积明显偏大，表明气驱水效率高，达到53.90%;而2号岩心气驱前后的T2谱线之间的面积要小得多，表明驱替过程中气窜严重，气驱水效率低，只有22.71%。这与岩心非均质性观察结果完全一致，研究结果证明了储层的非均质性是引起气窜的关键因素。

2 防窜剂的作用机理研究

CO2驱油实验中使用的驱替液是Ca(OH)2的水溶液，即石灰水[3－4]。石灰水中 Ca(OH)2的浓度达到0.008 g/L时，遇到CO2后会产生沉淀。评价实验表明，100℃时Ca(OH)2的溶解度为0.08 g/L，大于产生沉淀的临界浓度，可见储层条件下CO2气体遇到石灰水可以快速产生CaCO3沉淀，对非均质的高渗透储层形成封堵效应，达到防止气窜、提高CO2气驱采收率的目的。

图1 1号及2号岩心气驱前后对应的T2弛豫时间谱

3 石灰水的防窜效果评价实验

3.1 单岩心气窜实验评价

为了研究低渗储层层内非均质性对于气窜的影响[5]，选择 SY1号低渗透砂岩储层岩心进行CO2气驱水防窜评价实验，岩心物性参数:长度为4.97 cm，直径为2.49 cm，孔隙度为16.7%，气测渗透率为0.7010×10－3μm2。实验过程与结果见表2。

表2 SY1号岩心评价过程及结果

由表2可知，低渗透岩心地层水测渗透率仅为0.032 ×10－3μm2，地层水驱后改为 CO2气驱，注气压力为0.07 MPa，说明CO2气体在低渗透岩心中的阻力很小;之后改为地层水驱替，稳定压力与初始水驱相同，说明岩心中注入的CO2全部溶于地层水中被驱替出来;此时开始注入浓度为0.1%的石灰水，注入过程中驱替压力较水驱略有升高，渗透率略有降低，这是岩心碱敏效应产生的结果，与储层黏土矿物含量有关，不影响实验结果;石灰水驱压力稳定后，注入CO2气体，岩心的注气压力显著增加，达到0.21 MPa，说明岩心对于CO2气体的阻力较之注石灰水以前增加了2倍，石灰水与CO2发生反应生成的CaCO3沉淀是导致低渗透岩心气驱压力显著增加的主要原因。可见在低渗透储层中先注入石灰水，可有效防止后续注入的CO2气体发生气窜，从而增加气体波及体积，提高最终驱油效率。

3.2 多岩心并联气窜实验评价

为了研究低渗储层层间非均质性对于气窜的影响，选择2块级差为3.6的低渗透砂岩岩心模拟层间非均质储层，进行地层水、石灰水和CO2气驱防窜评价实验[6－8]。岩心的物性参数见表3，实验过程与结果见表4。

表3 并联实验岩心基本参数

表4 层间非均质气窜评价实验过程与结果

由表3、4可知，气测渗透率分别为0.39×10－3、1.39 ×10－3μm2，极差为3.6 的2 块低渗岩心的水测渗透率分别为 0.03 ×10－3、0.44 ×10－3μm2，水测渗透率级差近14倍，说明低渗透储层气测渗透率越低，在水驱过程中其渗透率损失程度越大，从而导致低渗储层非均质性增加，气窜更加严重。因此，低渗透非均质油藏水驱后期改注气驱时，防止气窜是提高注气效率的关键。

2块岩心并联后形成的非均质储层水测渗透率变为0.38×10－3μm2，略小于非均质层中高渗层的渗透率，证明非均质储层的渗透率主要决定于其中的高渗层。水驱结束后改注石灰水驱替，由于碱敏效应，渗透率降低到0.28×10－3μm2，之后开始改注CO2气驱，由于岩心被石灰水饱和，因此在CO2的注入过程中发生反应生成CaCO3沉淀，导致气驱压力不断上升，直到高于水驱压力(0.74 MPa)，起到了防止CO2气窜的作用，同时2块岩心的出水量均有增加，特别是低渗岩心出水量显著增加，证明在低渗透非均质油藏中注石灰水后再注CO2气驱，防窜效果明显，驱油效率显著增加。气驱结束后再进行地层水驱替，发现水驱压力明显增加，直到1.56 MPa，之后再改注石灰水，溶解CaCO3沉淀，压力才开始下降并逐渐稳定在0.72 MPa，渗透率最低值降到了0.11×10－3μm2，与低渗透岩心的级差只有3.6，有效防止了气窜的发生，同时又大大提高了CO2在低渗透储层中的驱替能力。

图2是水气交替驱替过程中压力的变化规律。由图2可知，非均质低渗透储层在石灰水驱替结束后注入CO2气体，岩心的渗流阻力显著增加，防窜措施效果明显。气驱结束后注水驱压力最高可以达到1.56 MPa，远远大于CO2气驱前岩心的水驱压力(0.59 MPa)，封堵能力提高了3倍多。实验结果与单岩心封堵防窜评价结果基本一致，说明石灰水可以明显增加低渗储层CO2气驱过程中的吸气剖面，有效改善气驱的防窜效果，提高最终驱油效率。

图2 并联非均质岩心石灰水+CO2+地层水驱替压力变化

4 CO2驱油效果评价实验

为了评价防窜剂在低渗非均质油藏注CO2驱油过程中的防窜效果，选取了渗透率级差为9的2块低渗透岩心组成非均质储层，分别进行“地层水+CO2+地层水”和“石灰水+CO2+地层水”2种驱替方式重复对比模拟实验，研究不同气水组合过程中的压力变化及驱油效果，评价石灰水作为防窜剂封堵高渗层的能力。岩心的物性参数见表5，驱替过程中压力变化见图3，最终驱油效果见表6。

表5 非均质驱油实验模型物性参数

图3 两岩心并联组合在不同驱替方式下对应的水驱压力变化

表6 非均质模型驱油实验的采出程度

图3是2个并联非均质岩心在2种驱替方式下的压力变化曲线，其中图3a是地层水驱方式压力变化曲线，图3b是石灰水驱方式压力变化曲线。由图3可知，在水驱油过程中二者的压力基本一致，最终都稳定在3.5 MPa左右;但是注CO2驱替结束后再注地层水，二者的驱替压力存在明显的差别，前者驱替压力稳定在2.0 MPa，而后者的驱替压力则稳定在2.7 MPa以上。该结果表明，“石灰水+CO2+地层水”驱替方式的压力明显高于“地层水+CO2+地层水”驱替方式的压力，证明石灰水在CO2驱油过程中可以起到较好的防窜效果。

由表6可知，在地层水或石灰水驱替模拟油过程中，高渗岩心采出程度较高，分别为20.52%和22.55%，而低渗岩心也有一定的采出程度，分别为5.50%和7.71%，2种驱替方式对应的水驱采出程度分别为26.02%和30.26%，石灰水驱油采出程度比地层水驱高4.24个百分点;水驱结束后分别注CO2定压驱油，由于非均质性强，气窜严重，2种方式对应的高渗岩心的气驱采出程度分别为0.48%和0.98%，而低渗岩心的气驱采出程度均为0，注CO2后石灰水驱比地层水驱采出程度提高了0.5个百分点;CO2驱替结束后再分别注地层水驱替，水驱方式对应的高渗岩心采出程度为0.48%，低渗岩心的采出程度为0，而石灰水驱替方式对应的高渗岩心采出程度为0.71%，低渗岩心的采出程度为0.48%，后一种驱替方式地层水驱采出程度提高了0.71个百分点，且低渗岩心得到了动用，2种驱替方式对应的非均质储层总计采出程度分别为26.98%和32.43%，石灰水驱最终采出程度提高了5.45个百分点。由此可见，石灰水驱可以有效改善低渗储层的非均质性，调整储层的吸气与吸水剖面，防止气窜，增加低渗储层的动用程度，延长有效气驱时间，从而达到提高CO2驱最终采收率的效果。

5 结论

(1)储层的非均质性是低渗透油藏发生气窜的主要原因，储层渗透率越低，非均质性越强，气窜越严重。

(2)石灰水可用作低渗油藏注CO2驱油开发的防窜剂，可以有效调整非均质储层吸气剖面，增加驱替压力，改善储层的非均质性。

(3)注水低渗透油藏，先注入一定量的石灰水再注CO2气体，可以有效防止CO2气窜的发生，延长有效采油期，大大提高CO2的驱油效率。

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