储层非均质性对自生CO2调驱效果的影响

郑玉飞，李 翔，徐景亮，郑伟杰，于 萌

（1.中海油田服务股份有限公司，天津 300459；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266555）

0 引言

我国海上油田储层厚度大、含油层系多，层间和层内矛盾突出［1-4］，同时海上油田开发又具有高风险、高投入的特点，因此，多采用强注强采的高效开发模式［5-6］，而长期注水冲刷进一步加剧了储层非均质性，导致油井含水率上升快，产量递减迅速［7-10］。此外，由于海上油田注水水质差、强度高，使得水井注入压力高、近井地带污染严重［11-12］。

针对海上油田的储层特征以及开发特点，提出了集调剖、驱油、增注于一体的自生CO2调驱技术［13-15］，该技术采用分段塞注入生气剂和释气剂方式，使二者直接在储层中反应并形成CO2泡沫体系，优先封堵高渗透层，扩大后续水驱波及体积［16-17］，同时酸性的释气剂及反应产生的热量能够有效解除近井地带无机和有机堵塞，恢复储层渗透率［18］。结合海上油田的储层特征，采用物理模拟实验的手段弄清储层纵向非均质性对自生CO2调驱效果的影响规律，再通过矿场试验，考察自生CO2调驱技术的适用性及稳油控水效果［19-20］，以期为该技术在海上油田的推广应用提供支持。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

表1为海上某油田地层原油性质。自生CO2调驱体系，包括生气剂（碳酸氢钠，分析纯）、释气剂（盐酸，工业纯）和助剂（起泡剂、稳泡剂等）；模拟油田地层水，矿化度为1 万mg/L；层间和层内非均质岩心，3 层等厚，人工压制，基本参数如表2 和表3所列。实验装置如图1 所示。

表1 渤海某油田地层原油性质（65 ℃）Table 1 Properties of crude oil in an oilfield in Bohai Sea

表2 层内非均质物理模型基本参数Table 2 Basic parameters of in-layer heterogeneity model

表3 层间非均质物理模型基本参数Table 3 Basic parameters of inter-layer heterogeneity model

图1 实验装置流程1.水罐；2.平流泵；3.压力表；4～8.中间容器罐；9.岩心夹持器；10.数据采集装置Fig.1 Flow chart of experiment

1.2 实验方法

实验步骤如下：①称量非均质岩心的质量，抽真空并饱和地层水后再次称取其质量；②向岩心饱和原油，通过计量油驱水的体积计算出原始含油饱和度；③对岩心进行水驱，至出口端含水率达到98%时停止；④对岩心进行自生CO2调驱，注入段塞组合如表4 所列，注入方式为4 段塞式按顺序依次注入；⑤对岩心进行后续水驱，至出口端含水率达到98%时停止。记录驱替过程中油水的产量，并评价自生CO2调驱体系的驱油效果。实验时设定温度为65 ℃，手摇泵回压为10 MPa，岩心夹持器围压为15 MPa。

表4 注入段塞组合设计Table 4 Design of injection slug combination

2 结果与分析

2.1 层内非均质性影响规律

为了考察层内非均质性对自生CO2调驱效果的影响，分别选用1号、2 号和3 号岩心模型进行驱替实验，含水率、采收率以及驱替压力变化如图2所示。

为便于对实验结果进行分析，引入储层渗透率均值，即

式中：k为某小层渗透率，mD；h为某小层厚度，cm。

从图2可以看出，水驱阶段1～3 号岩心的采收率分别为27.69%，34.91%和37.38%，表明渗透率级差一定时，水驱采收率随储层渗透率均值的增大而逐渐增大；注自生CO2调驱体系阶段，含水率急剧下降，产油量迅速增加，驱替压力波动明显，后续水驱后1～3 号岩心的采收率分别提高了27.40%，30.60% 和31.03%，说明自生CO2调驱技术对层内非均质模型提高采收率效果显著。

2.2 层间非均质性影响规律

2.2.1 储层渗透率均值

图2 层内非均模型驱替过程中含水率、采收率和驱替压力变化曲线Fig.2 Curves of water cut，recovery and displacement pressure during displacement in in-layer heterogeneity model

为了考察层间非均质性对自生CO2调驱效果的影响，分别采用4～15 号岩心模型进行驱替实验。首先通过4～6 号岩心驱替实验研究了储层渗透率均值对调驱效果的影响规律，实验结果如图3 和图4 所示。

由图3 和图4 可以看出，经自生CO2调驱后4～6 号岩心的采收率分别增加了19.40%，22.05% 和17.88%，说明自生CO2调驱技术对层间非均质模型也有很好的增油效果，但提高采收率幅度不及层内非均质模型。

图3 层间非均质模型驱替过程中含水率、采收率和驱替压力变化曲线Fig.3 Curves of water cut，recovery and displacement pressure during displacement in inter-layer heterogeneity model

图4 层内、层间非均质模型调驱效果对比Fig.4 Comparison of profile control effects between in-layer and interlayer heterogeneity model

2.2.2 渗透率级差

实验还考察了层间非均质模型渗透率级差对自生CO2调驱效果的影响。选取7～15 号层间非均质岩心模型进行驱替实验，实验结果如表5 所列。

表5 不同渗透率级差下自生CO2调驱效果Table 5 Effects of in-situ CO2profile control and flooding under different permeability ratios

将9 块岩心分为3 组（7～9号、10～12号、13～15 号各为一组）进行对比，可以发现中、低渗透层相同的情况下，模型渗透率级差越大，自生CO2调驱提高采收率的幅度越大。这是由于自生CO2调驱的调剖效果有限，当液流无法发生转向时，渗透率级差越大，即高渗透层的渗透率越大，其孔隙体积越大，水驱后的可采油量越多，注入调驱体系时贡献的采油量也越多，高采收率幅度也随之增大。

为了进一步分析层间非均质模型渗透率对自生CO2调驱效果的影响，将4～15 号岩心的自生CO2调驱采收率增值与其渗透率均值kˉ的关系做图（图5）。

图5 采收率增值与渗透率均值的关系Fig.5 Relationship between recovery increment and permeability mean value

从图5 可以看出，随着值增大，岩心采收率提高幅度呈现出先增大后减小的变化规律。这主要是因为一方面随着值增大，介质孔隙和喉道的直径均加大，有利于自生气体系反应的进行，但另一方面因体系的调剖能力有限，值过大时易在岩心形成窜流通道，反而会中和掉部分有利的因素。因此，当渗透率均值高于4 000 mD 时，提高采收率幅度会逐渐下降。该技术的值适用于2 000～4 000 mD，在该范围内自生CO2调驱技术提高采收率的增幅均高于20%。

3 矿场试验

海上C 油田存在的主要问题有注水强度大［水井平均注水强度为12.6 m3/（d·m），平均日注水量为867 m3］、储层渗透率级差大（渗透率级差为1.26～4.66）、各层吸水不均，致使周边油井注水突破，含水率上升迅速。为了缓解层间矛盾，减少无效注水，提高砂体采收率，2017—2018 年先后对C 油田5 口注水井进行了自生CO2调驱矿场试验，累计注入药剂5 699 m3，措施实施后实现累计增油14 446 m3，取得了显著的稳油控水效果（表6）。

表6 措施实施效果Table 6 Profile control and flooding effects

4 结论

（1）对于层内非均质模型，随着储层渗透率均值kˉ的增大，自生CO2调驱在水驱基础上提高采收率幅度从27.4%增加到31.03%，表明kˉ值对调驱效果的影响较小，自生CO2调驱可以很好地解决层内矛盾；对于层间非均质模型，随着kˉ值的增大，自生CO2调驱在水驱基础上提高采收率幅度从17.38%增加到22.05%，表明值对调驱效果的影响层间非均质模型大于层内非均质模型。

（2）对于层间非均质模型，当中—低渗透层渗透率一定时，自生CO2调驱提高采收率的效果随着渗透率级差的增大而变好。

（3）对于层间非均质模型，自生CO2调驱提高采收率幅度随kˉ值的增大呈现出先增加后减小的趋势。自生CO2调驱技术的值适用于2 000～4 000 mD，在该范围内自生CO2调驱提高采收率幅度大于20%。矿场试验结果表明，自生CO2调驱技术在海上油田具有良好的适用性。