特低渗油藏水驱后二氧化碳气水交替驱见效特征

雷欣慧,郑自刚,余光明,张 康

(1.中国石油长庆油田分公司，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)

0 引 言

鄂尔多斯盆地三叠系特低渗透油藏由于储层物性差、非均质性严重导致注水开发矛盾突出，普遍存在注水能力下降、地层能量不足、产量递减大和水驱采收率低等问题[1-4]。实践证实，CO2驱可通过降低原油黏度、改善流度比、使原油体积膨胀、降低界面张力等方式改善特低渗透油藏注水效果，大幅度提高原油采收率[5-9]。在CO2驱过程中，黏性指进会严重影响CO2驱波及体积，进而影响采收率[10]。气水交替注入技术充分利用CO2驱的优势，有效减小CO2黏性指进，提高波及体积[11]。目前，CO2气水交替驱的研究热点是注入参数优化设计[12-19]，研究方法涉及物理模拟法和数值模拟法，但对CO2气水交替驱动态特征的研究较少，忽略了驱替过程中CO2在油水中的状态、相带变化过程及其与驱油效果间的关系，导致对CO2气水交替驱过程认识不清。文中以物理模拟驱油实验为手段，研究水驱后CO2气水交替驱过程中含水率、气油比变化规律；并结合CO2在油水中溶解度的测试结果，研究多相流时CO2在油藏油水中的赋存状态，探索CO2气水交替驱在油藏条件下的相带变化过程；同时，根据不同阶段驱油效率变化，认识CO2气水交替驱见效特征。

1 实验条件及方法

1.1 实验条件

选取鄂尔多斯盆地三叠系杏河北长6油藏为研究对象，油层平均渗透率为2.16 mD，是典型的特低渗透油藏，孔隙结构复杂，非均质性强。据此选定驱油条件：实验温度为50 ℃，模拟末端回压为10.50 MPa，按该区地层水离子组分配制模拟地层水，水型为CaCl2型(表1)，总矿化度为7.81×104mg/L。实验用油为该区脱水脱气原油，黏度为2.08 mPa·s，细管实验测试混相压力为16.90 MPa；实验用CO2气体体积分数为99.5%，选取该区露头岩心钻取的长岩心进行物理模拟实验，岩心长度为30.00 cm，直径为2.54 cm，气测渗透率为2.28 mD，束缚水饱和度为56.61%。

表1 实验用地层水离子组分Table 1 The ion components of formation water used in the experiment

1.2 实验方法

(1) 溶解度测试。模拟油藏温度，测试不同压力下CO2在实验用油和水中的溶解度。实验步骤为：将不同量的CO2和油(或水)导入PVT仪中，增压成单相，搅拌摇匀后稳定一段时间，然后缓慢降压，每隔1.00～2.00 MPa分别测定流体的泡点压力，该泡点压力对应的CO2浓度即为CO2的溶解度。

(2) 物理模拟驱油。实验设计末端回压为10.50 MPa，进行2周期气水交替驱。实验步骤为：岩心饱和油后进行水驱，当产出液含水率大于98%后转CO2驱，驱替至出口端不产油后转注水，然后进行下一周期气水交替驱，气水交替驱时机为出口端完全不产油。整个实验过程中，恒速注入，泵速为0.1 mL/min，并记录实时注入压力和产出油、气、水量。

(3) CO2在油藏流体中状态判断。方法主要包括：①依据不同时刻岩心出口端产出的油、气、水量，对驱替过程的流态进行划分，分为单相流(油相、气相、水相)、两相流(油水两相、油气两相、气水两相)、油气水三相流；②结合高温高压PVT测得的不同压力下CO2在油水中的溶解度和注入过程岩心沿程压力，得到实验注入压力范围内CO2在油、水中的溶解度；③对比不同流态下的气油(水)比与溶解度的相对大小，当实际气油(水)比小于溶解度时，判定油藏条件下CO2为溶解气；反之为自由气或突破气，此时发生气窜。同时，按照该方法对驱油见效阶段划分为两大类，即气窜前和气窜后，其中，气窜前按照是否见气，又分为见气前和见气前—气窜后。

2 实验结果及分析

2.1 CO2溶解度测试

利用高压相态实验装置，在油藏温度下测得不同压力下CO2在原油中和地层水中的溶解度(图1)。由图1可知：随压力增大，CO2在油中的溶解度迅速上升，CO2在地层水中的溶解度先迅速上升后逐渐平稳，且CO2在原油中的溶解能力明显高于地层水。

图1 不同压力下CO2在油、水中溶解度(50℃)Fig.1 The solubility of CO2 in oil and water under different pressures (50℃)

2.2 含水率及气油比变化规律

图2为水驱后CO2和水交替驱的驱替动态。由图2可知：第1周期气水交替驱过程中(CO2驱后转水驱)，含水率在见气前保持在100%，在见气产油后含水率迅速降至0，直至完全产气；转注水后，初期完全产气，含水率为0，在见水后含水急剧上升，由于驱替过程中油气水分散程度高，含水率在较高的水平上(大于90%)波动，呈锯齿状，直至含水率为100%；第2周期气水交替驱过程含水率变化与第1周期大致相同。在每个周期气水交替驱过程中，含水率呈近似倒“几”字状。

图2 水驱后CO2和水交替驱的驱替动态Fig.2 The displacement dynamics of gas-water flooding after water flooding

由图2可知：第1周期气水交替注气过程中，气油比在见气前为0.0 m3/m3，见气后气油比迅速上升至一定水平并保持相对稳定，然后迅速升至10.03m3/m3以上，直至完全产气；转注水后，初期完全产气，见油后油气比迅速降至完全不产气，气油比为0.0m3/m3。第2周期气水交替驱过程中气油比变化与第1周期基本相同。

2.3 油藏条件下CO2的赋存状态

重点分析第1周期气水交替驱过程中油水两相流和油气水三相流态下CO2的赋存状态，判断CO2以溶解气还是自由气的形式存在。

第1周期气水交替过程注气阶段的流态主要包括单相流(水相或气相)、油气两相流和三相流。图3为气油比及注入压力变化情况。由图3可知：两相流和三相流时注入压力为15.80～16.30 MPa，平均为16.05 MPa。在该压力下，CO2在油、水中的溶解度分别为197、28 m3/m3。油气水三相流态下，岩心产出端气油比为0.0～8.5 m3/m3，远小于CO2在油中的溶解度，从而判断在油藏条件下(岩心中)CO2以溶解气的形式溶于油中；油气两相流态下，岩心产出端气油比为7.5～2 700.0 m3/m3，因此，当气油比小于197.0 m3/m3时，岩心中CO2以溶解气的形式溶于油中，气油比大于197.0 m3/m3时，岩心中的CO2主要以自由气的形式存在，表明CO2已气窜。图3中的气油比及注入压力变化需根据油藏条件下CO2状态的判断结果，对产出端流态进行修正，获得油藏中的实际流态，其对比结果及油藏条件下CO2状态见表2。

表2 油藏条件下流动相态、CO2状态及气窜判断结果Table 2 The mobile phase state,CO2 state and gas channeling judgment results under reservoir conditions

图3 气油比及注入压力变化Fig.3 The changes of gas-oil ratio and injection pressure

2.4 见效特征分析

表3(Ⅰ为第1周期，Ⅱ为第2周期)为不同阶段驱油效率变化情况。由表3可知：一次水驱驱油效率为37.43%，第1周期气水交替驱油效率提高23.32个百分点，其中，注气提高17.65个百分点，交替注水提高5.67个百分点；第2周期气水交替驱油效率提高11.23个百分点，其中，注气提高7.49个百分点，交替注水提高3.74个百分点。2个周期气水交替驱后驱油效率提高34.55个百分点，最终驱油效率高达71.98%。实验结果表明：气水交替驱能有效改善特低渗透油藏水驱开发效果，大幅度提高采收率；随交替周期增多，由于剩余油饱和度降低，驱油效果逐渐降低。

表3 不同阶段驱油效率变化Table 3 The changes in oil displacement efficiency at different stages

表4为气驱(Ⅰ)不同阶段驱油效率增值及占比结果。结合CO2的赋存状态及注入过程流态分布分析结果，对第1周期注气阶段进行细化，分为见气前、见气后—气窜前、气窜后，其驱油效率增值分别为2.68、12.83、2.14个百分点。

由表4可知，在CO2注入阶段，见气后继续注气对驱油效率的贡献占比为84.82%，而气窜后继续注气对驱油效率的贡献占比仅为12.12%。表明CO2驱见气不是气体突破，而是产出了含CO2的油气，在油藏条件下表现为单相油流，类似于混相带，该阶段是气驱见效关键期；气窜后增油量有限，气窜大大降低了注气效果。因此，在实际油藏气水交替驱开发过程中，建议适当增大第1周期注气段塞的尺寸(0.2～0.3倍孔隙体积)，并在气窜的临界点转注水驱，可有效提高CO2的利用率，并进一步改善驱油效果。

表4 气驱(Ⅰ)不同阶段驱油效率增值及占比Table 4 The increasement and proportion of oil displacement efficiency at different gas flooding (Ⅰ) stages.

3 结 论

(1) 气水交替驱见气后含水率迅速下降，气油比上升，见气并不代表已气窜，由于溶解的CO2逸出，气油比一定范围内的增大(小于197.0 m3/m3)是见效的关键阶段，见气后驱油效率增值占整个注气阶段驱油效率的84.82%；气油比增至一定值才表示发生气窜，气窜后驱油效果变差，驱油效率占比仅为12.12%。

(2) 当产出气油(水)比小于CO2的溶解度时，CO2以溶于油(水)的形式存在，在油藏条件下表现为单相液流；反之，CO2以自由气的形式存在，在油藏条件下为气液多相流；根据CO2在油藏条件下的赋存状态可判断CO2驱是否发生气窜。

(3) 在实际油藏气水交替驱开发过程中，建议适当增大第1周期注气段塞的尺寸(0.2～0.3倍孔隙体积)，并在气窜临界点转注水驱，可提高CO2的利用率，改善驱油效果。