高含水油田CO2混相驱室内实验研究及应用

高 超，杨 宪，冯永泉，姜 刚，杨满平

(1.山东科瑞石油工程技术研究院，山东东营 257067；2.山东科瑞石油装备有限公司；3.燕山大学石油工程系)

注二氧化碳提高采收率的方法早在1920年就有文献记载，可以通过注入二氧化碳气体的方法来开采地下原油。二氧化碳驱的现场应用最早开始于1958年，在美国Permain盆地油田首先进行了注CO2混相驱替试验[1-2]。近年来，随着技术的进步、油价的攀升以及环境保护的需要，注CO2提高采收率的方法越来越受到广大学者及油田工作者的重视，很多国家开展了现场CO2试验[3-6]。本文针对油田高含水的情况提出了注二氧化碳提高采收率的方法，采用室内岩心驱替实验和矿场试验对二氧化碳驱油效果进行评价。

1 室内实验研究方法

1.1 实验样品

本次实验所用岩心样品均取自M断块，经过筛选后，取56块样品做室内实验。岩心孔隙度范围为15.93%～26.12%，空气渗透率范围为(4.06～685.43)×10-3μm2。样品经过洗油、烘干，测定空气渗透率后，按照空气渗透率大小划分为6个级别，主要样品分布在(100～200)×10-3μm2之间(表1)。

1.2 实验流体

表1 实验样品数据分类

实验过程中所使用的流体有模拟油、模拟地层水、二氧化碳气体，模拟油由原油和煤油配置而成。根据实验要求分别调制相应黏度的模拟油，实验模拟温度为70 ℃。

1.3 实验方法

岩心测试渗透率后，将先饱和水再饱和模拟油的岩心装入夹持器中，加环压、调节岩心进口端压力，待系统压力平衡后测量岩心出口端流量，连续测量系统稳定状态下的流量和压力变化，根据系统稳定时的压差和流量，计算岩样的驱油效率等参数。

1.4 实验流程

实验流程及仪器，包括恒压动力源(注气时为二氧化碳气瓶、注水时为平流泵)、中间容器、过滤器、六通阀、岩心夹持器、量筒等(图1)。

图1 实验流程

1-恒压动力源(气源)；2-中间容器；3-过滤器；4-压力表；5-六通阀；6-手动加压泵；7-岩心夹持器；8-量筒(移液管)

2 室内实验效果分析

2.1 渗透率对驱油效果的影响

岩心驱替实验表明：渗透率对水驱驱油效率(含水率达到98%时岩心的驱油效率，下同)和二氧化碳驱驱油效率(当含水率达到98%时由水驱转换为二氧化碳纯气驱后的驱油效率，下同)都呈对数关系，高含水期转为二氧化碳气驱的驱油效率都随着岩心样品渗透率的增大而增大，且增加幅度都随着渗透率的增加而逐渐变缓；高含水期水驱转换为二氧化碳气驱替剩余油效果好，平均为13.8%，其提高幅度最大为15.3%，最小为12.1%(图2和图3)。

图2 渗透率和驱油效果的关系

图3 渗透率和二氧化碳驱油效率的关系

2.2 原油黏度对驱油效果的影响

岩心驱替实验表明：黏度对水驱驱油效率和二氧化碳气驱驱油效率呈对数关系，都随着原油黏度的增加而逐渐变小；高含水期转为二氧化碳气驱时黏度对驱油效率提高幅度存在最佳的窗口空间，黏度主要分布3.5～15.3 mPa·s。在该空间内表现为驱油效果好，提高幅度大，其中最大的为17.2%，最小为10.1%，平均提高幅度为13.7%(图4和图5)。

2.3 转注时机对驱油效果的影响

岩心驱替实验表明：岩心高含水驱阶段转换为二氧化碳气驱存在最佳的转注时机，最好转注时机为当含水率等于80.3%，驱油效率平均比其他转注点高1.1%(图6)。

图4 黏度和驱油效果的关系

图5 黏度和二氧化碳驱油效率的关系

图6 转注时机含水率和驱油效果的关系

2.4 水气体积比对驱油效果的影响

岩心驱替实验表明：水气体积比(地下)大小对岩心的驱替效果有很大的影响，随着水气体积比的逐渐增大驱替效果逐渐变好，当水气体积比达到1.05时驱替效果最好，然后开始逐渐变差；当水气体积比等于2.64时驱替效果与二氧化碳纯气驱效果相当(图7)。

3 矿场试验应用分析

3.1 试验区选取

通过对二氧化碳驱的适用范围确定，结合油田的地质参数和气源等问题综合衡量，选取中国东部M断块为试验区。M断块为一断鼻构造，目的层位于沙河街组，上部为连续性较好、分布较广的泥岩盖层，具有较好的封闭性，属于低渗构造油藏(表2)。该油田于1994年投产，1997年8月开始注水，2008年油田综合含水率达到96.9%。

图7 水气体积比和驱油效果的关系

表2 试验区参数

3.2 注入参数

根据油田的地质情况、开发特征、动态情况，同时结合室内实验、数值模拟等结果确定了该试验区的优选方案。2011年在可行性研究的基础上开始CO2气水交替驱(WAG)现场试验，截止到2013年底，M7井共注入二氧化碳气体527×104m3(表3)。

表3 试验区M7井注入参数

3.3 增油效果

随着二氧化碳的注入及波及范围的变大，试验区生产井具有不同的增油效果，初期开始呈现自喷开采。单井日产油量由注气前的0.38 t提高到8.7 t，含水率由注气前的96.9%下降到72.9%，阶段累积增油4 721.2 t，波及区采出程度提高4.18%。(表4)。

表4 试验区驱油效果

4 结论

(1)岩心高含水阶段转为二氧化碳驱的驱油效率提高了12.8%～15.3%，平均13.8%。

(2)不同黏度原油样品，驱替效率平均提高幅度为13.7%，存在最佳黏度空间。

(3)样品高含水阶段水驱转换二氧化碳驱最好转注时机为含水率等于80.3%。

(4)二氧化碳气水交替驱(WAG)水气体积比为1.05∶1时驱替效果最好。

(5)M断块WAG试验阶段累积增产原油4721.2 t，波及区采出程度提高4.18%，提高采收效果明显，值得推广。

[1] A K Khatib,R C Earlougher.CO2injection as an immiscible application for enhanced recovery in heavy oil reservoirs[C].SPE9928,1981:1-10.

[2] T B Reid, H J Robinson. Lick creek meak in sand unit immiscible CO2/waterflood project[C].SPE9795,1981:1723-1729.

[3] M A Collins.二氧化碳驱油机理及工程设计[M].北京:石油工业出版社, 1989:1-26.

[4] M D Murray,S M Frailey,A S Lawal.New approach to CO2flood:soak alternating gas[C].SPE70023,2001:1-11.

[5] 毕凤琴,李芳,梁辉.“CO2-EOR”技术的国内外研究及应用现状[J].价值工程,2011,30(11):206-207.

[6] 高慧梅,何应付,周锡生.注二氧化碳提高原油采收率技术研究进展[J].特种油气藏,2009,16(1):6-12.