CO2驱注采耦合提高采收率技术

郑文宽，杨 勇，吕广忠，李友全，张传宝

(1.中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015； 2.山东省非常规油气勘探开发重点实验室，山东 东营 257015)

引 言

地层条件下，CO2处于超临界状态，具有高密度、低黏度、与原油混溶性强、抽提作用强、易于液化的特点[1-4]，是一种优越的驱油剂，能够显著提高油藏中注入流体波及区域的驱油效率[5]。但另一方面，由于CO2流度远大于原油流度，以及储层固有的非均质性，导致气驱过程中CO2往往优先沿渗透率优势通道流动，气窜现象严重。波及系数低直接限制了CO2驱采收率的进一步提高[6-8]。如何控制注气过程中不利的流度比以及提高气体的宏观波及规律，是进一步提高CO2驱采收率的关键，也是下一步的主要研究方向[9-13]。

现阶段CO2驱扩大波及、抑制气窜的主要措施有气水交替、CO2增稠、泡沫调驱技术等[14-16]，然而这些技术在特低渗透油藏中的适应性均欠佳，主要体现在油藏渗透率低，注入能力差，驱替剂难以注入。因此，亟需寻求新的注采模式来改善特低渗透油藏CO2驱开发效果。胜利油田借鉴水驱开发经验，提出了利用注采耦合技术来改善CO2驱波及效果。注采耦合是一种注采井交替注采的开发模式，通过注采交替引起的压力场交替变化与液流转向来提高水驱波及体积，能够较好地抑制水窜，改善油藏高含水期的水驱效果[18-19]。虽然此前人们已经针对水驱注采耦合技术做了诸多研究工作，但该项技术在气驱中的研究和应用仍较少，作用机理及效果评价也尚不明确。

本文采用物理模拟与数值模拟相结合的研究方法，通过微观可视化实验，明确CO2驱注采耦合中油气两相的运移规律，以及油气界面、前缘演化、剩余油分布等；利用数值模拟方法，研究不同条件下注采耦合的扩大波及及提高采收率规律，建立CO2驱注采耦合技术界限，以达到指导现场生产，扩大波及，抑制气窜的效果。

1 微观可视化实验

1.1 实验条件与流程

通过微观可视化实验模拟CO2驱注采耦合若干个连续的耦合周期，观察注采耦合过程中的油气两相运移规律，以及油气界面、前缘演化、剩余油分布等。

实验使用的渗流介质为玻璃刻蚀模型；使用煤油作为模拟油，煤油在50℃下的最小混相压力约为8.5 MPa，为增加辨识度，在油相中添加油溶蓝；注入CO2气样纯度为99.995%。具体实验步骤如下：

(1)将微观刻蚀模型装入微观模型夹持器中，加围压，对模型抽真空饱和油；

(2)关闭模型出口，打开入口，注入CO2；

(3)关闭模型入口，焖井憋压10 min；

(4)打开模型出口，采出流体；

(5)步骤(2)—(4)为一个耦合周期，重复上述流程，每组实验包括5个耦合周期。

实验全程由高速摄像机记录实验过程，并通过图像分析识别不同阶段的油气分布面积。

1.2 CO2驱注采耦合实验分析

CO2驱注采耦合实验不同阶段的油气分布如图1所示。其中图1(a)为注气提压阶段，图1(b)为焖井憋压阶段，图1(c)为开采泄压阶段，图1(d)为多个耦合周期后的流体分布。图中亮白色区域为基质颗粒，蓝色区域为油相，灰色区域为气相，绿色圆点为注入井位置，红色圆点为采出井位置。在实验过程中，蓝色油相区域颜色由深变浅，最后变成灰色，代表油相逐渐被CO2气相驱出。

由图1可以看出，在注气提压阶段，随着模型压力持续升高，注入的CO2主要沿大孔道缓慢挤入，集中于注入井附近，波及范围较小，且扩散速度慢；焖井憋压阶段，模型压力趋于平衡，CO2组分逐渐由气相溶解扩散进油相，具体表现在油气两相界面即气相前缘出现缓慢后撤，油相区域颜色逐渐变淡，说明此时CO2组分波及扩大，但是气相区域变小；开采泄压阶段，流体在压差的作用下由高压区(全区)向低压区(采出井)流动，同时压力降低引起的流体膨胀，主要是CO2膨胀，加快了采出速度，此阶段CO2组分及气相波及区域均快速扩大。

将实验压力提高至最小混相压力以上，模拟混相驱注采耦合开发过程，不同实验阶段的油气分布如图2所示。

对比图2混相驱注采耦合和图1非混相驱注采耦合不同阶段的油气分布，可以看出，混相驱注采耦合由于压力保持水平更高，增强了CO2在油相中的溶解扩散能力，因此在焖井憋压阶段，油相颜色变淡区域即CO2组分波及区域范围更广，而气相区域几乎全部消失；开采阶段，较高的压力保持水平使得流体膨胀所释放的弹性能量更大，促使CO2运移到更广的区域，带出更多的油，同时也加快了流体采出速度。 通过图像分析技术识别不同阶段的油气分布，5个耦合周期后，混相驱注采耦合CO2波及系数达到了80%，明显高于非混相驱注采耦合的CO2波及系数70%。不同阶段的CO2波及情况如图3所示。

图1 非混相驱注采耦合实验不同阶段油气分布Fig.1 Oil and gas distribution in different stages of (immiscible CO2 flooding) injection-production coupling

图2 混相驱注采耦合实验不同阶段油气分布Fig.2 Oil and gas distribution in different stages of (miscible CO2 flooding) injection-production coupling

图3 注采耦合不同阶段的CO2波及变化规律Fig.3 Variation of CO2 sweep coefficient in different stages of injection-production coupling

相对于连续气驱，注采耦合避免了注采井间流线直接沟通，消除了注采井间的高压差条带，使得注采井控制区域压力均匀上升，CO2均匀扩散，边角区的油更容易得到动用。

2 CO2驱注采耦合技术界限

胜利油田樊142块平均渗透率1.89×10-3μm2，樊142-7-斜4井组为CO2驱试验井组，包括1口注气井与6口采油井，如图4所示。由于该油藏储层渗透率过低，无法采用气水交替方式生产，为提高油层压力达到混相，并扩大CO2波及体积，拟采取注采耦合方式开发。

图4 樊142块井网设计Fig.4 Well pattern design of FAN-142 block

使用Petrel软件建立地质模型，导入Eclipse软件中，模拟不同条件下的CO2驱注采耦合开发过程。对比采用的注采耦合基础方案为初期耦合、压力保持水平为1倍最小混相压力、等时注采(注采时间1∶1)、 耦合周期12个月。因考虑到此次樊142-7-斜4井组现场试验要求，该部分模拟不设置焖井阶段，采用控制变量方式对注采耦合技术界限进行分析。

2.1 耦合时机

根据注采耦合方式介入时机不同可分为初期耦合、见气后耦合、气窜后耦合等。不同耦合时机的开发情况对比如表1所示。可以看出越早实施注采耦合，CO2波及系数与最终采出程度越高，初期耦合相对于连续气驱，气相波及系数提高了5%，CO2组分波及系数提高了8.9%，采出程度提高3.4%。而由于CO2驱注采耦合扩大波及的主要机理是溶解扩散与弹性膨胀，并没有对气窜通道进行封堵，因此在见气后或气窜后转注采耦合则较难见效。优选初期耦合作为最佳耦合时机。

表1 不同耦合时机开发效果对比Tab.1 Comparison of development effects at different coupling times

2.2 压力保持水平

不同压力保持水平下的注采耦合与连续气驱开发效果对比如图5所示。由于CO2扩散系数与压缩性均随压力升高而增大，因此相对于连续气驱，CO2驱注采耦合开发效果受压力保持水平影响更大，其平均压力保持水平也应高于连续气驱。研究区块的最小混相压力为31 MPa，建议注采耦合的压力保持水平不低于37.2 MPa，即不低于1.2倍的最小混相压力。

图5 不同压力保持水平的开发效果对比Fig.5 Comparison of development effects at different pressure levels

2.3 注采耦合时长

根据注采耦合时长不同可分为等时注采、长注短采、短注长采。不同注采耦合时长采用相同的注采比，且一个周期内总注气量一致。其中等时注采每个耦合周期注6个月，采6个月；长注短采每个耦合周期注8个月，采4个月；短注长采每个耦合周期注4个月，采8个月。模拟开发结果对比如图6所示。由图6可知，短注长采效果最佳，短注长采由于需要在最短的时间内注入等量CO2，一方面需要维持最高的压力保持水平，一方面也增加了CO2在储层中的平均接触时间，溶解扩散作用更充分，因此提高采收率的效果最好。

图6 不同注采耦合时长开发效果对比Fig.6 Comparison of development effects of different injection-production coupling duration

2.4 耦合周期

不同耦合周期的模拟开发结果对比如图7所示。由图7可知，不同耦合周期对采出程度影响较小，短周期开发效果略好于长周期开发，但是短周期注采耦合的工程实施成本也更高。综合考虑采收率及成本因素，耦合周期6～12个月为最佳。

图7 不同注采耦合周期开发效果对比Fig.7 Comparison of development effects of different injection-production coupling cycles

根据对耦合时机、压力保持水平、注采耦合时长、耦合周期的优化结果，选取初期耦合、短注长采模式，压力保持水平为1.2倍的最小混相压力，耦合周期为6～12个月。相对于常规连续气驱，CO2驱注采耦合可显著降低气油比上升速度。延缓该区块气窜时间14个月，并提高采收率约6.3%。注采耦合与连续气驱的剩余油分布及CO2组分分布如图8所示。

图8 注采耦合(左)与连续气驱(右)剩余油分布Fig.8 Remaining oil distributions after injection-production coupling development and continuous gas flooding

3 结 论

(1)CO2驱注采耦合提高采收率的主要机理是溶解扩散与弹性膨胀，其避免了注采井间流线直接沟通，消除了注采井间的高压差条带，使得注采井控制区域压力均匀上升，CO2均匀扩散，边角区的油更容易得到动用。

(2)注气提压阶段，CO2不断溶解，气相前缘后撤，气相波及体积逐渐变小，组分波及体积缓慢扩大；泄压开采阶段，溶解于油相中的CO2快速逸出，同时气相因压力降低发生弹性膨胀，气相及组分波及体积均加速扩大。

(3)初期耦合、短注长采提高采收率效果最明显，气窜后转注采耦合则较难见效；相对于连续气驱，CO2驱注采耦合开发效果受压力保持水平影响更大，其平均压力保持水平也应高于连续气驱，建议不低于1.2倍的最小混相压力。

(4)相对于连续气驱，CO2驱注采耦合可显著降低气油比上升速度，延缓樊142-7-斜4井组气窜时间14个月，并提高采收率约6.3%。