水驱后油藏CO2驱提高采收率评价研究

敖文君，赵仁保，杨晓盈，严 伟，肖爱国

（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

注水是我国油藏开发的重要方式，但我国大部分油田已进入中后期，水驱后仍有大量剩余油滞留于储层中，水驱无法进一步提高采收率[1]。研究表明，注水开发的油藏在含水达到90%以后，耗水量会增大，但采油速度很低，且油藏剩余油会更加的分散，很难取得明显的经济效益。对于渗透率较低的油藏，由于储层中水敏性粘土矿物的存在，在见水后粘土膨胀使孔隙通道变窄，渗透率降低严重，且水驱注入压力高，工艺设备要求高，不适合长期开采。气体易流动，溶于原油后，可使原油粘度降低，体积膨胀，油水界面张力降低等作用，能有效的解决注水开发遇到的问题。国外油田的现场实施证明，中高期含水油油藏实施CO2驱后，日产水量明显降低，且驱油效率提高，油田平均含水率也显著降低，国内已有华北、吉林、胜利等油田进行了CO2驱油现场应用，并取得了很好的开发效果[2-3]。因此分析我国油田在水驱后进行CO2提高采收率有着十分的必要性。

1 油藏水驱后储层的变化特征

注水开发油藏进入高含水期后，其储层的很多特征都会发生一定的变化。

（1）渗透率的变化，在注水开发初期，粘土矿物的运移，可以疏通孔吼通道，使渗透率增加，但其增幅较小。经长期水驱后，被水冲刷脱落的粘土矿物颗粒会不断运移使小孔隙喉道堵塞，渗透率降低，使油藏最终的采收率降低。

（2）水敏性矿物的变化，长期的水侵，会使粘土矿物发生膨胀，孔吼变窄，物性变差，特别对于中低渗油藏来说，其油藏的非均质性会增强，水敏指数将更高[4]。

（3）孔隙结构的变化，长期水驱后，低渗透岩心的孔吼不仅减小，其喉道变化更加复杂，岩心的连通性与储集能力将变差。

因此水驱开发油藏含水达到一定程度后，会出现注入压力升高，甚至注水注不进去的现象，继续注水无法进一步提高采收率，而气体不易和地层流体以及储层中的岩石矿物发生反应，不宜伤害储层，且气体可使原油粘度降低等作用，采用气驱可以进一步提高开发效果，保持油田的稳产。

2 CO2驱油技术

注CO2提高采收率有两种驱油方式，混相驱和非混相驱。两种方式的主要区别是地层压力是否达到最小混相压力，最小混相压力是CO2与原油完全混合时的压力，当高于最小混相压力时为混相驱油，反之，则为非混相驱油。其提高采收率的主要驱油机理为使原油粘度降低、体积膨胀、油水界面张力降低，并且可以改善储层渗透率、抽提和萃取原油中的轻组分[5]等。因油藏物性和储层特性的差异，每种机理在CO2驱开发过程中所起的主导作用也不一样。

2.1 CO2混相驱油

混相驱的基本机理是驱替剂和被驱剂在油藏条件下，发生扩散、传质作用形成混相。从而使得两种流体之间界面张力和毛管力。依据驱油机理的不同，混相驱可分为一次接触混相和多次接触混相。一次接触混相指在一定的温度和压力下，注入流体按任何比例直接与地下原油进行混相，并且保持单相的过程；如果注入流体与地层原油不能发生一次接触混相，但在油藏流动过程中，可以经过反复接触、溶解，到充分传质后，也能达到混相为多级接触混相。一般在正常的油藏压力和温度，CO2驱油过程中很难达到一次接触混相，通常是CO2和原油在地下充分接触，不断的抽提和萃取原油中的轻质组分，并不断的溶于原油中，最终达到混相状态[6]。

在CO2混相驱替过程中，不仅能抽提和萃取原油中的轻组分，而且CO2溶于原油中，与原油中的轻质组分形成混合的油带，这样就降低了界面张力和毛管力，可提高微观驱替效率。

2.2 CO2非混相驱

CO2非混相驱是指在注CO2驱替过程中，CO2和油藏流体之间存在界面张力，地层压力不足以使CO2完全溶解。非混相驱的主要采油机理是使原油体积膨胀，粘度降低，减小界面张力，抽提和萃取原油中的轻质组分等。主要应用为（1）恢复和保持地层压力；（2）重力稳定非混相驱替；（3）提高重油流度，改善油水流度比；（4）用于开采高粘度原油[7]。

表1 不同CO2注入方式的对比分析

图1 水与气交替注入示意图

3 CO2驱注入方式优选

CO2注入储层的方法包括连续CO2注入方法、水与CO2气体交替注入方法（WAG）和重力稳定CO2注入方法。重力稳定注入方法是将CO2以较低的速度注入到储层构造的顶部，因密度比地层流体低，会形成人工气顶，将原油向储层构造下部及两侧推移到采油井采出。连续注CO2气体是向已枯竭的地层中直接连续的注入CO2气体，将原油驱向井口。水与CO2气体交替注入结合了注水与注气提高采收率方法的优点，是国内外目前应用最广、实施效果最好的一种CO2驱替方式，在驱替过程中采用一段气一段水的方式交替注入到油层，将原油驱向井口（见图1）。因不同油藏地下条件的差异，油藏的最佳注入方式也不同，各种注入方式的对比分析（见表 1）[8]。

进入高含水期后，储层中存在的水将束缚原油的流动，使得CO2非混相驱油的效果将很差[9]。所以油藏水驱进入高含水期后，一般不采用重力稳定注入的方法。同时水驱后的油藏，由于地层中CO2的粘度和密度远低于原油和水，容易发生黏性指进和早期突破等现象，使CO2波及系数降低，驱油效果变差。水与CO2气体交替注入（WAG）不仅具有降低原油粘度、使原油体积膨胀、降低油水界面张力等驱油作用，还可以有效改善油水流度比，在油层实现相对均匀的驱替，降低黏性指进和延缓CO2早期突破，扩大波及面积，同时CO2驱与水驱相结合，能够有效提高油层纵向驱替程度，使驱油效果显著提高[10-11]。因此水驱后的油藏主要采用水与CO2交替注入的方式。

影响水气交替注入的主要参数包括水气段塞大小、气水比、注气速度和注采比[12-14]。

（1）段塞大小，为了有效控制油气比上升速度，防止黏性指进和CO2早期突破，一般使用小段塞注入，但注气段塞不能太小，否则气水交替周期次数过多，现场工艺程度要求高。

（2）气水比，一般比例为1：2，可以降低地层能量损耗速度，控制产出水，从而提高CO2波及系数和驱油效率。

（3）注气速度过高，生产汽油比难以控制，对地面压缩和注气设备的要求也会提高，甚至有可能导致注气压力超过地层破裂压力；注气速度过低，驱油效果不明显。对于不同油田，要采用合理的注气速度开采。

（4）注采比一般为1：0.9，不宜过大，这样可以有效的保持地层能量，使CO2与原油可以更好的混相，太大的注采比，可能会使地层压力大于地层破裂压力，产生裂缝，导致气窜。

4 水驱后油藏CO2驱驱油特征

经过长期水驱开采后的油藏其油藏的含水率一般很高。使得油藏内的平均含水饱和度高于含油饱和度；采用CO2驱后，产水率不会立刻降低，仍要维持一段时间的高产水量后，才会出现产水量迅速下降、产油量上升的现象。这是因为油藏经长期注水开发后，从注入井到生产井之间仍然为高含水饱和度带，从实施CO2驱开始，CO2作为驱替力主要是推动注入井附近孔隙内的水流向生产井，驱替前缘要经过一段时间后才到达生产井，在生产井附近仍然是水驱油，原油还没有溶解CO2，而采油井附近储层孔道内的油水比例基本没有变化。在这个阶段，驱油过程为多次混相接触，因出口端附近油水组成不变，油井含水率和产水量与注CO2前相比，变化不大。随着驱替的不断进行，CO2驱替前缘将不断向生产井推进，一定时间后，油井产水量就开始下降、产油量逐渐上升，最终当驱替逐渐稳定后，就会出现含水率快速下降、产量上升的现象。在气体突破后，就会出现产量大幅度的提高[15]。这也解释了为什么水驱后的高含水油田，实施CO2驱后，产油能力增强，产水降低以及油田的平均含水率会大幅度降低。

5 应用现状

国外注气提高采收率技术已经很成熟，并取得了较好的效果，表明注CO2驱油提高采收率最具潜力的方法之一。其中美国和加拿大等国开展CO2混相和非混相驱项目很多，且实施效果很好。到目前国内外正在进行CO2提高采收率项目共有124项，产油量达到27.41×104桶/天，其中以美国开展注CO2项目最多，达到了105个，占全部注CO2项目数的84.67%，其产油量为 24.96×104桶/天，占全世界注 CO2产量的 91.06%[16]。并且美国现在注CO2采油仍然保持着连续增长的好势头。

我国因设备与气源等问题，注CO2采油技术研究起步比较晚，与国外相比尚还有一定的差距，但随着勘探技术进一步的扩大，我国一大批CO2气源，济阳、苏北、松辽、黄骅等坳陷和三水盆地登东部含油气中，已发现了许多无机成因CO2气藏[17]，并且随着国产工艺设备的不断提高以及学习国外的先进技术，我国注CO2驱油技术也日益成熟，取得了很好的开发效果。

河北任丘任11碳酸盐岩油藏，至2010年年底，平均地层压力为26.87 MPa，原油采出程度26.70%，综合含水率93.06%。通过油藏数值模拟，如果采用注CO2开发方案继续开发20年后，整体采出程度为31.31%，其中裂缝的原油采出程度为42.08%，基岩的原油采出程度为24.82%。注CO2方案比基础方案原油采出程度可增加3.54%，增产原油380.75×104[18]。

大庆油田1988年开辟了萨南东部过渡带注CO2试验区，1990年至1995年先后对葡Ⅰ2油层和萨Ⅱ10-14油层进行了矿场试验，都是先采用前期水驱，再进行水与CO2交替注入方式，CO2注入的总量为0.2 PV。两次矿场试验都降低了水油比和水驱剩余油饱和度。其中葡Ⅰ2油层水驱0.44 PV，综合含水98.6%，中心井含水率99.5%，然后再进行水驱，水气交替20个月，年注气速度0.214 PV，注气4个周期。最后全区采收率提高了4.67%。萨Ⅱ10-14油层水驱0.102 PV，全区含水98.1%，中心井含水92.3%。水气交替年注入速度是0.18 PV，注6个周期，最后全区采收率提高了5.7%[19]。

苏北盆地草舍油田泰州组油藏为复杂小段块，原始地层压力为35.9 MPa，最小混相压力为32.06 MPa，1981年5月投入开发，1990年9月开始注水，2004年地层压力为32.06，驱替类型为混相驱，2005年7月开始向5口井注气，2007年2月油藏注气见效，截至2009年12月，综合含水由56%下降至44%，提高采收率2%[20]。

6 结论

（1）水驱后的油藏，由于水敏性粘土矿物较多，见水后易发生膨胀而阻塞孔隙，使注水压力高，注水成本高，渗透率降低严重，产量下降较快，无法进一步提高采收率。而气体不易与岩石矿物发生反应，不宜造成储层的伤害。

（2）介绍了CO2驱增油机理、混相驱和非混相驱两种驱油方式以及混相驱和非混相驱的驱油机理和适应性。

（3）优选了水驱后油藏的CO2注入方式，水驱后的高含水油藏主要采用水与CO2交替注入的方式开采，不仅可以进一步提高油田采收率，也可以防止黏性指进及延缓气体的早期突破。

（4）随着我国CO2采油技术的日益成熟以及CO2气源的不断发现，实现水驱后油藏继续高效稳产具有重要意义。

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