超低渗透油藏注CO2开发方式优选及室内实验研究

樊建明，张庆洲，霍明会，田建锋，李卫兵

(1.长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；3.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安710065)

超低渗透油藏注CO2开发方式优选及室内实验研究

樊建明1,2，张庆洲1,2，霍明会1,2，田建锋3，李卫兵1,2

(1.长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；3.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安710065)

为了探索提高超低渗透油藏开发效果的有效CO2注入方式，通过长岩心注气物理模拟实验开展了不同CO2注入方式实验研究。研究结果表明：对于裂缝不发育油藏，油藏地层压力能够满足CO2混相驱，直接注CO2开发方式最好，驱油效率比水驱提高48.97%；非混相驱情况下，水驱后注气开发方式最好，驱油效率比水驱提高35.41%，且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝发育油藏，不管混相驱还是非混相驱，气水交替周期注入方式最好，驱油效率比水驱可分别提高20.39%、14.34%，两种驱替方式下最佳气水比和气段塞大小不同，混相驱情况下，气段塞大小0.05 HCPV、气水体积比1∶1最优，非混相情况下，气段塞大小0.1 HCPV、气水体积比1∶2最优。

超低渗透油藏；CO2驱；注入方式；实验研究

超低渗透油层岩性致密、非均质性强，导致仅靠注水开发进一步提高单井产量和采收率难度很大。借鉴国内外低渗透-特低渗透油藏注CO2的成功案例[1-5]，探索超低渗透油藏注CO2提高单井产量和采收率的可行性及合理注入方式。

长岩心注气物理模拟实验不仅是室内研究各种注气方式(驱替、气水交替、周期注CO2)和不同注气时机驱油效率的主要手段，还可研究气水交替注入中不同段塞大小、不同气水比例和不同注入压力等因素对采收率的影响[6-8]。研究结果可以评价注入CO2是否可用于三次采油，怎样的注入方式更有利于提高采收率，为施工参数优选和现场方案实施提供参考。

1 实验条件

1.1 实验岩心

岩心来源于华庆油田元284区块长63储层，根据岩心、薄片和野外露头剖面裂缝观察与统计，该储层局部天然微裂缝较为发育，裂缝类型以高角度构造微裂缝为主，裂缝开度≤60 μm，裂缝密度为0.62条/m。为了确定不同裂缝发育程度储层合理的注入方式，实验共选用2组长岩心，第一组岩心为天然岩心，天然裂缝相对不发育，岩心测试的平均渗透率为0.40×10-3μm2，平均孔隙度为12.15%；第二组岩心为人工造缝岩心。由于在岩心钻取过程中，含有微裂缝的岩心容易破碎，无法大批量用于实验。针对这一问题，考虑到天然裂缝产生的机理是不同方向岩石应力差导致的岩石发生破裂变形，提出利用三轴应力岩心夹持器，模拟地层中的应力条件，在小岩心上人工制造不同程度的微裂缝，从而等效为储层的天然裂缝。通过反复实验，按照人工造缝后岩心的渗透率与存在天然裂缝岩心的渗透率基本相当的原则，最终选取平均渗透率为0.98×10-3μm2左右、平均孔隙度为12.35%的人造裂缝岩心。

1.2 实验流体

实验所用地层油(表1)配样方法遵循SY/T 5542-2009《地层原油物性分析方法》，配制后的气油比为95.27 m3/t，实验用地层水(表2)根据油田提供的水矿化度分析数据配制，实验注入CO2的纯度为99.99%。

表1 地层油组成

表2 长岩心驱替实验地层水水质分析数据

1.3 实验温度

实验温度确定为华庆油田元284区块长6油藏地层温度70.6 ℃。

2 实验方案

不同超低渗透储层裂缝发育程度不同。为了评价裂缝发育程度不同储层的合理开发方式，实验采用天然岩心和人造裂缝岩心2组对比岩心。前期超低渗透油藏室内测定CO2最小混相压力为16.83 MPa，在油藏开发过程中有的区域地层压力高于16.8 MPa形成混相驱，低于16.8 MPa的区域形成非混相驱。为了评价混相和非混相情况下不同驱油方式的开发效果，实验出口压力分别设计为17 MPa(CO2与所驱原油处于混相状态)和12 MPa(CO2与所驱原油处于非混相状态)，针对裂缝发育程度不同和不同CO2驱油方式开展室内实验，设计方案见表3。

表3 长岩心CO2驱替实验方案

注：注CO2速度0.3 mL/h，注水速度0.3 mL/h

3 实验装置及步骤

3.1 实验装置

此套装置主要由注入泵系统、长岩心夹持器、回压调节器、压差表(控温系统，图1中虚线部分)、气量计等组成。其中1 m的三轴长岩心夹持器是长岩心装置中的关键部分，主要由长岩心外筒、胶皮套和轴向连接器组成。

图1 注CO2方式优选实验装置

3.2 实验步骤

考虑到实验方案及内容较多，实验均参考中国石油天然气行业标准SY/T 6575-2003《提高采收率方法筛选技术规范》和SY/T5345-2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》。具体实验步骤如下：

(1)在实验温度为110 ℃下用高压氮气吹干岩心后，用2台真空泵在岩心两端对其抽空，使其真空度达0.01 mmHg后再抽空36 h， 然后降温至70.6 ℃。

(2)在实验温度70.6 ℃下饱和地层水，在实验压力(17/12 MPa)下稳定4 h后，用计量泵计量饱和地层水体积，这一体积就是岩心的孔隙体积。

(3)在实验温度70.6 ℃下，用白油驱替地层水，使其岩心里的水呈束缚状态，本实验的束缚水饱和度为40.2%。建立束缚水后，岩心压力升至实验压力(17/12 MPa)。

(4)在实验温度70.6 ℃下，用所配制的地层原油，在速度为3.75 mL/h下驱替白油，当岩心流出物与所配制地层原油气油比一致，可以认为地层原油已被饱和。

(5)水驱后CO2驱。以0.3 mL/h的速度向岩心注水，当岩心采出端含水达到98%时，分别在岩心出口端压力升至17/12 MPa时，以0.3 mL/h的速度向岩心内注CO2，驱油效率没有明显上升时实验结束。

(6)直接CO2驱。分别在岩心出口端压力为17/12 MPa时，以0.3 mL/h的速度向岩心内注CO2，驱油效率没有明显上升时实验结束。

(7)周期注CO2。长岩心出口压力设置为17 MPa。先衰竭开采至7.1 MPa，然后注CO2至17 MPa再衰竭开采至7.1 MPa，共进行5个循环，最后衰竭开采至常压。

(8)段塞的敏感性评价。出口端压力分别设置为17 MPa和12 MPa，分别注入CO2段塞0.05 HCPV、0.1 HCPV、0.2 HCPV、0.3 HCPV、0.5 HCPV和0.7 HCPV后进行水驱油效率实验。

(9)CO2/水段塞交替注入。设计了0.05 HCPV、0.1 HCPV、0.3 HCPV共3种CO2段塞，分别在气水比(均指实验条件下的气水体积比)为1∶1、1∶2和2∶1的3种条件及17 MPa和12 MPa下的气水交替周期注入驱油实验。

在步骤(5)—(9)这5组实验中，仔细观察实验温度、驱替压力、回压、环压并记录时间、计量泵读数、产出的分离器油量、产出的分离器气量、驱替压力、回压、环压、室内温度和环境压力，然后对分离器的气样进行组分分析。

(10)由于岩心数量有限，同时为了更好保证实验条件的一致性，一组实验完成后重新对岩心用石油醚进行清洗，重复实验步骤(1)—(4)。

4 实验结果

4.1 注CO2驱和水驱后注CO2效果

(1)天然岩心的驱替效果对比分析

图2—图5是天然岩心直接注CO2混相驱、非混相驱和水驱后注CO2混相驱、非混相驱不同开发指标(驱油效率、驱替压差、气油比、含水率)对比曲线。从驱油效率变化曲线分析(图2)，直接注CO2混相驱效果最好，比水驱驱油效率41.66%高48.97%，然后依次为水驱后注CO2混相驱、水驱后注CO2非混相驱、直接注CO2非混相驱，比水驱驱油效率分别提高41.57%、35.41%、30.32%，说明这4种不同的注气方式在均质超低渗透油藏中驱油效果均比注水方式好。对比直接注气和水驱后注气压力变化曲线(图3)，虽然水驱后注气可以减少CO2用量，但注入压力明显比直接注气压力高。在0.3 mL/h的注入速度下，驱替最高压差达到了14 MPa左右。对比混相驱和非混相驱气油比变化曲线(图4)，混相驱气体突破比非混相驱晚，说明在混相驱条件下界面张力减小，CO2与原油的密度差降低，这一点有利于减少气体的指进。但由于混相驱原油中溶解了大量的CO2气体，混相驱气体突破后气油比上升较快。从图5含水率变化曲线可以看出注气后含水率明显降低，有利于控水，从而提高采收率。

图2 天然岩心不同CO2注入方式注入倍数与驱油效率的关系

图3 天然岩心不同CO2注入方式注入倍数与驱替压差的关系

图4 天然岩心不同CO2注入方式注入倍数与气油比的关系

图5 天然岩心不同CO2注入方式注入倍数与含水率的关系

(2)人造裂缝岩心的驱替效果对比分析

图6—图9是裂缝岩心不同CO2驱开发指标(驱油效率、驱替压差、气油比、含水率)对比曲线。从驱油效率对比曲线看出(图6)，水驱后注CO2混相驱效果最好，比水驱驱油效率42.10%高14.25%，直接CO2混相驱和水驱后注CO2非混相驱驱油效果接近，比水驱驱油效率高将近10%，直接CO2非混相驱开发效果最差，比水驱驱油效率低5%，说明直接注气非混相驱方式开发非均质超低渗透裂缝油藏效果不理想。对比直接注气和水驱后注气压力变化曲线(图7)，水驱后注气压力明显比直接注气压力高，水驱后注气驱替最高压差达到5.5 MPa，而直接注气驱替压差最高只有0.74 MPa。从生产气油比和含水率变化曲线(图8—图9)分析得出，水驱后注气既有利于减少气体的指进和非均质对气驱的不利影响，又可以降低水驱后的含水率，从而进一步提高驱油效率。

4.2 周期注CO2

周期注CO2开采主要机理有CO2溶于原油使其体积膨胀，从而增加弹性能量，同时降低原油黏度，增加原油流动能力；CO2能够萃取原油中的轻烃组分，降低注入介质与原油的界面张力，减小流动阻力，从而达到增油的目的。

开展周期注CO2实验，探索周期注CO2开发超低渗透油藏可行性。实验结果如图10—图11所示。经过5个周期注CO2，天然岩心采出程度达到了64.75%，裂缝岩心采出程度达到了45.68%，比水驱驱油效率分别高出22.65%和3.5%。由此可见超低渗透油藏进行周期注CO2是可行的，且驱油效果比水驱好。从天然岩心和裂缝岩心5个周期注CO2的最终驱油效率对比来看，周期注CO2更适合于开发均质性较好的油藏。

图6 裂缝岩心不同CO2注入方式注入倍数与驱油效率的关系

图7 裂缝岩心不同CO2注入方式注入倍数与驱替压差的关系

图8 裂缝岩心不同CO2注入方式注入倍数与气油比的关系

图9 裂缝岩心不同CO2注入方式注入倍数与含水率的关系

图10 天然岩心周期注CO2开采效果

图11 裂缝岩心周期注CO2开采效果

4.3 气水交替驱

4.3.1 段塞的敏感性 为了评价气水交替驱不同注入方式的开发效果，首先对注CO2段塞大小进行敏感性实验，优选出合理的注入段塞范围。实验结果见图12。

图12 混相驱和非混相驱条件下CO2段塞大小与驱油效率的关系

从CO2段塞大小与水驱效率关系曲线看，对于天然岩心，不管混相还是非混相驱，CO2段塞越大水驱效率越好。但在混相驱条件下当段塞大小超过0.12 HCPV后，对驱油效率影响减小。非混相驱条件下段塞大小超过0.2 HCPV后，驱油效率增加减小。因此，从经济角度考虑混相驱条件下段塞大小不超过0.12 HCPV，非混相驱条件下不超过0.2 HCPV。

从水驱效率曲线分析，对于裂缝岩心，不管混相驱还是非混相驱，CO2段塞大小对水驱效率存在最优值，小于该值，随CO2段塞增大，水驱效率增加，大于该值，随CO2段塞增大，由于非均质性和气体指进等原因，驱油效率降低。在混相驱条件下当段塞大小约为0.2 HCPV驱油效率最大，非混相驱条件下段塞大小约为0.1 HCPV驱油效率最大。

4.3.2 气水交替驱不同注入方式驱油效率评价 研究天然岩心和裂缝岩心CO2气水交替注入过程中气水比和交替注入时气体的段塞大小对驱油效率的影响，实验结果见表4—表5。

气水交替不同注入方式驱油实验结果说明，对于天然岩心，混相驱比非混相驱效果好，驱油效率约高6%，在同一压力下驱油效率差别不明显。在同一气水比条件下， 0.05 HCPV段塞驱油效果稍好，在0.05 HCPV段塞条件下，气水比1∶1效果相对较好。对于裂缝岩心，混相驱仍比非混相驱效果好，驱油效率约高4%。在同一CO2段塞大小条件下，气水比1∶2驱油效果相对较好，在此条件下，0.1 HCPV段塞注入方式效果好。

表4 天然岩心气水交替不同注入方式驱油实验结果

表5 裂缝岩心气水交替不同注入方式驱油实验结果

从结果分析，天然岩心气水交替混相和非混相驱驱油效果要比裂缝岩心好得多，驱油效率将近高出20%，原因是裂缝岩心的非均质性影响了驱油效果。

5 注入方式评价和优选

综合连续气驱、段塞驱、气水交替周期注入、周期注CO2实验结果(表6)得出：对于裂缝不发育油藏，油藏地层压力能够满足CO2混相驱的情况下，建议采用直接注CO2开发方式，驱油效率比水驱驱油效率提高48.97%；非混相驱情况下，宜采用水驱后注气开发方式，驱油效率比水驱驱油效率提高35.41%，且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝相对发育油藏，可采用周期注CO2或气水交替周期注入开发方式，考虑到周期注CO2气体的处理成本，建议采用气水交替周期注入开发方式，混相驱情况下气段塞0.05 HCPV、气水比1∶1最优，非混相情况下气段塞大小0.1 HCPV、气水比1∶2最优。

表6 不同注入方式驱油效率对比

6 结 论

(1)储层非均质性是影响注气效果的主要因素，建议进行注气试验时应选择均质性比较好的储层。

(2)超低渗透油藏周期注CO2是可行的，且驱油效果比水驱好。

(3)对于裂缝不发育油藏，混相驱条件下段塞大小不超过0.1 HCPV，非混相驱条件下不超过0.2 HCPV；对于裂缝相对发育油藏，在混相驱条件下段塞大小约为0.2 HCPV、非混相驱条件下段塞大小约为0.1 HCPV最佳。

(4)对于裂缝不发育油藏，油藏地层压力能够满足CO2混相驱情况下，直接注CO2开发方式最好，非混相驱情况下，水驱后注气开发方式最好；对于裂缝相对发育油藏，不管混相驱还是非混相驱，气水交替周期注入方式最好，混相驱情况下气段塞大小0.05 HCPV、气水比1∶1最优，非混相情况下气段塞大小0.1 HCPV、气水比1∶2最优。

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责任编辑：贺元旦

2015-04-10

国家科技重大专项“超低渗透油藏有效开采技术”(编号：2011ZX05013-004)

樊建明(1976-)，男，博士，高级工程师，主要从事超低渗致密油藏开发研究。 E-mail:fanjm_cq@petrochina.com.cn

1673-064X(2015)05-0037-06

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