裂缝性低渗油藏CO2气窜规律分析方法及其应用

王 维，庞 波，郭振华

(延长油田股份有限公司 七里村采油厂，陕西 延安 717199)

引 言

CO2驱过程中出现的气窜问题一直是众多学者研究的焦点[1-5]。尽管不同储层物性有所差异，但由其非均质性所引起的CO2气窜问题却均不同程度存在，且低渗透油藏由于天然微裂缝发育和人工裂缝的存在尤为明显[6-9]。目前，气窜时机多通过室内驱油实验，利用总驱油效率、气油比和CO2气体组分含量3类曲线的变化趋势来联合划定，并以此来指导现场生产[10-15]。但低渗透油藏由于单井基础产量低，CO2驱替后原油产量变化缓慢和地层原油中溶解气少，见气后CO2组分含量上升快等特点，当前定义的气窜曲线往往与裂缝性低渗透油藏生产实际不相匹配，难以有效指导现场生产。为此，定义了CO2驱见气速率和见气阶段驱油效率，基于此定量分析了储层渗透率、油藏非均质性及注入压力对CO2气窜的影响，划分了各影响因素的气窜范围，明确了开展CO2驱油的最佳条件，并在此基础上进一步分析了水气交替注入和淀粉凝胶体系对裂缝性低渗油藏CO2气窜的抑制作用。

1 实验部分

1.1 实验仪器

ASPE-730恒速压汞仪、HAS-100HSB型恒压恒速泵、RUSKA高温高压PVT实验装置、岩心夹持器、回压阀、中间容器、CS200型气体流量计、压差传感器及数据采集系统、气液分离和收集装置。

实验岩心：尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm的露头岩心。

实验用油、水和气：地层脱气原油，其地面原油密度0.88 g/cm3，地面原油黏度4.5 mPa·s；实验用水为按照地层水矿化度配制的模拟地层水；实验用CO2气体纯度为99.99%。

1.2 实验方案

共包括5部分CO2岩心驱替实验，岩心物性参数见表1。其中涉及岩心非均质性驱替实验部分主要采用并联双管岩心实验。实验流程如下：①将实验岩心进行烘干、抽真空、饱和地层水、饱和油等实验前准备后，连接实验装置。②开展不同渗透率均质岩心单管恒压和不同注入压差CO2驱及不同渗透率级差非均质岩心并联双管恒压CO2驱、水气交替驱、淀粉凝胶注入后CO2驱实验(具体注入参数见实验方案)；③记录见气时间、采出端液体和气体体积，直至岩心出口端不出油即停止实验；④计算见气速率和见气阶段驱油效率。

表1 实验评价内容及岩心参数

实验方案如下：①开展6组不同渗透率均质岩心CO2驱替实验，评价渗透率对CO2气窜的影响；②开展5组不同注入压力下的均质岩心CO2驱替实验，评价注入压力对CO2气窜的影响。所用岩心(基质岩心)平均渗透率为1.53×10-3μm2，实验注入压力分别为8 MPa、9 MPa、10 MPa、11 MPa、12 MPa；③开展5组不同渗透率级差的非均质岩心CO2驱替实验，评价储层非均质性对CO2气窜的影响；④开展4组不同渗透率级差非均质岩心CO2水气交替驱实验，评价水气交替注入对非均质储层CO2气窜的抑制作用，水气交替注入段塞大小为0.1 PV，气液比为1∶1；⑤开展2组不同渗透率级差非均质岩心CO2驱替实验，每组实验先进行CO2驱替直至发生气窜，待向岩心中注入0.2 PV凝胶体系并静置20 h后继续进行CO2驱替实验，以评价凝胶体系对非均质储层CO2气窜的抑制作用。其中，各部分实验岩心出口端设置回压阀，且出口压力均为7 MPa，方案①、②、③、④、⑤部分实验中CO2注入压力均为10 MPa。

2 结果与分析

2.1 CO2气窜主控因素分析

2.1.1 渗透率对CO2气窜的影响

利用式

(1)

计算CO2驱油过程中单位压差下的见气速率(以下简称“见气速率”)。利用式

(2)

计算见气阶段驱油效率。式(1)、(2)中，v表示单位压差下的见气速率，m/(h·MPa)；t表示油气前缘到达出口端的时间，h；Δp表示注入压差，MPa；ηg表示见气阶段驱油效率；Vog表示见气阶段采出端原油体积，mL；Vo表示岩心中饱和油体积，mL。

图1为不同渗透率岩心CO2驱替过程中CO2见气速率和见气阶段驱油效率变化。图2为通过恒速压汞实验测得的岩心喉道结构特征。从图1可以看出，随着岩心渗透率增大，CO2见气速率逐渐增大，且总体呈现“两端缓中间陡”态势，而岩心见气阶段驱油效率则表现出先增大后降低的趋势。

图1 不同岩心渗透率下CO2见气速率及见气阶段驱油效率

图2 不同渗透率岩心喉道半径分布

在岩心渗透率较低时，尽管渗透率有所增大，但决定岩心渗透率的储层喉道尺度变化较小(渗透率为1.42×10-3μm2和3.18×10-3μm2的岩心喉道半径分布范围基本重合)，气驱阻力较大，CO2见气速率较低，CO2波及范围较广，此时，见气阶段驱油效率基本达到最大值，且岩心驱替实验结果显示该渗透率范围内岩心最终驱油效率也最高，这说明该渗透率范围内的储层最适合开展CO2驱；当岩心渗透率由8.52×10-3μm2增大至16.40×10-3μm2时，岩心喉道微观尺度变化明显加剧，其喉道半径主要分布范围由0.56～2.31 μm增大至0.87～3.17 μm，且半径大于1.69 μm的喉道数量急剧增大，气驱阻力减小，CO2见气速率迅速增大，由0.16 m/(h·MPa)增大至0.99 m/(h·MPa)，此时，见气阶段驱油效率明显降低，说明岩心气窜通道已逐渐形成；当岩心渗透率由16.40×10-3μm2增大至50.21×10-3μm2时，CO2见气速率上升幅度和见气阶段驱油效率均变化较小，这主要是由于该岩心渗透率范围内，喉道半径相对较大，驱替过程中岩心出口端一旦见气，岩心中很容易形成气窜通道。综合上述分析，可将储层渗透率约8.52×10-3μm2作为渗透率气窜缓慢和易气窜范围的划分界限。

2.1.2 注入压力对CO2气窜的影响

图3为不同注入压差下CO2见气速率和见气阶段驱油效率变化。图4为利用RUSKA高温高压PVT实验装置测得的CO2在原油中的溶解度和扩散系数。从图3可以看出，随着岩心注入压差增大，CO2见气速率几乎呈线性增大，而见气阶段驱油效率则呈先增大后降低的趋势。

图3 不同注入压差下见气速率和见气阶段驱油效率

图4 不同压力下CO2在原油中的溶解度和扩散系数

这主要是由于随着驱替压差增大，CO2在岩心中的运移动力增大，故CO2见气速率逐渐增大。同时，CO2在原油中的溶解增强，扩散速度加快，岩心中CO2指进作用越加明显。当驱替压差小于3 MPa时，随着驱替压差增大，见气阶段驱油效率逐渐增大，且岩心驱替实验结果显示其见气前驱油效率也成增大的趋势，这主要是因为随着注入压力升高，CO2在原油中的溶解增强(图4)，CO2对岩心的洗油作用增强；当驱替压差大于3 MPa时，随着驱替压差增大，CO2在原油中的扩散速度迅速加快(图4)，且CO2在岩心中的指进作用增强，气窜加快，见气阶段驱油效率逐渐降低，当驱替压差达到5 MPa时，其见气阶段驱油效率和见气前驱油效率分别较3 MPa时降低4.62%和6.66%。由此可见，可将岩心驱替压差约3 MPa作为注入压差气窜缓慢和易气窜范围的划分界限。

2.1.3 非均质性对CO2气窜的影响

图5为不同非均质条件下高渗岩心见气速率和见气阶段驱油效率变化，其中渗透率级差为0时的数据由均质岩心(基质岩心)在相同驱替条件下实验所得。考虑到该部分岩心驱替实验中采用恒定压差注入方式且低渗岩心渗透率与2.1.1中低渗岩心渗透率十分接近，认为该部分低渗岩心CO2见气速率和见气阶段驱油变化规律与2.1.1中对应渗透率岩心相同。

图5 不同非均质性下高渗岩心见气速率和见气阶段驱油效率

从图5可以看出，随着储层非均质性增强，CO2见气速率明显增大，尤其是在渗透率级差大于10后，而见气阶段驱油效率则总体呈现逐渐降低的趋势。具体表现为：当渗透率级差在0～10时，CO2见气速率和见气阶段驱油效率均变化缓慢，说明该非均质性对CO2驱油影响较小；当渗透率级差大于10时，高渗岩心CO2见气速率迅速增大。这主要是由于随着岩心非均质性增强，驱替过程中CO2在高渗岩心的渗流阻力逐渐降低，CO2见气速率增大，气窜加剧所致。由此可见，可将渗透率级差约10作为储层非均质性气窜缓慢和易气窜范围的划分界限。

2.2 CO2气窜控制技术

2.2.1 水气交替注入

定义CO2见气速率降低幅度为相同非均质性条件下，采取水气交替或淀粉凝胶体系注入后见气速率与注入前两者差值的绝对值与后者的百分比。同此方式，定义未见气和见气阶段驱油效率提高幅度。

图6为水气交替注入对不同非均质性岩心CO2见气速率、未见气和见气阶段驱油效率提高幅度的影响。从图6可以看出，随着储层非均质性增强，高渗岩心CO2见气速率降低幅度呈逐渐降低的态势，但不同非均质性条件下变化幅度差异较大，而未见气和见气阶段驱油效率提高幅度均呈先增大后降低的趋势。表现为：当渗透率级差在5～50时，CO2见气速率降低幅度由43.31%降至35.26%，未见气阶段驱油效率提高幅度由18.96%降至16.46%，见气阶段驱油效率提高幅度由25.21%降至17.21%；当渗透率级差增加至100时，CO2见气速率降低幅度、未见气和见气驱油效率提高幅度均迅速下降，CO2见气速率降低幅度降至5.28%，未见气阶段驱油效率提高幅度降至4.55%，见气阶段驱油效率提高幅度降至1.09%，表明该非均质性条件下，水气交替注入抑制CO2气窜、提高驱油效果已十分有限。以上进一步说明水气交替注入对延缓非均质性储层CO2气窜、提高驱油效果存在一定的非均质性界限，该渗透率级差界限约为50。

图6 水气交替注入对不同非均质性岩心见气速率降低幅度和驱油效率提高幅度影响

与单一CO2驱相比，水气交替注入过程容易在岩心多孔介质中形成气水两相界面，“界面效应”增大了两相驱替阻力，扩大了岩心波及范围，同时水相可以较好地抑制气相过早气窜。从非均质岩心(低渗和高渗)CO2见气速率降低幅度、见气阶段驱油效率提高幅度及未见气阶段驱油效率提高幅度可以明显看出。当渗透率级差处于0～50时，未见气和见气阶段驱油效率提高幅度均出现先增大后降低的趋势，这主要是由于岩心非均质性较弱时(渗透率级差小于10)，水气交替注入可以更有效扩大驱替流体在岩心中的波及范围，提高岩心中前期未被CO2波及到区域内原油驱油效率。

2.2.2 淀粉凝胶体系注入

图7为淀粉凝胶体系成胶后在高压CO2环境下的黏弹性及其在岩心中的突破压力曲线(岩心突破压力测试过程中岩心末端未加回压)。从淀粉凝胶体系黏弹性曲线可以看出，较高剪切速率下，高压CO2环境下淀粉凝胶体系成胶后弹性模量保持在0.55～0.60 MPa，损耗模量维持在约0.045 MPa，这说明该体系强度较高，且性能稳定，可满足CO2驱油实验强度的要求。

图7 高压CO2环境下凝胶体系成胶后黏弹性及其岩心突破压力

表2为注入淀粉凝胶前后CO2驱见气速率和见气阶段驱油效率变化。从表2可知，注入凝胶对抑制裂缝性储层CO2气窜和改善CO2驱油效果明显。具体表现为：当渗透率级差为100时，高渗岩心CO2见气速率由25.21 m/(h·MPa)快速下降至5.32 m/(h·MPa)，降低幅度达78.90%，见气阶段驱油效率提高17.62%；对裂缝性储层，淀粉凝胶注入后储层CO2见气速率降至8.64 m/(h·MPa)，见气阶段驱油效率提高10.36%。这主要是由于岩心注入淀粉凝胶体系后，对储层裂缝可形成有效封堵，增大了CO2在高渗层的渗流阻力，延缓了气窜通道的形成，通过提高CO2波及效率从而改善驱油效果。

表2 注入淀粉凝胶前后CO2驱见气速率和见气阶段驱油效率变化

3 结 论

(1)CO2驱见气速率和见气阶段驱油效率随岩心渗透率、注入压差和渗透率级差的增大分别呈逐渐升高和先增后降的总体变化规律，且岩心渗透率约(5～10)×10-3μm2、注入压差约3 MPa和渗透率级差小于10为开展CO2驱油的最佳条件。

(2)水气交替注入抑制CO2气窜存在明显非均质界限，该渗透率级差界限约为50，当渗透率级差为5～50和100时，其降低CO2驱前缘推进速度幅度分别为35.26%～43.31%和5.28%，提高见气阶段驱油效果幅度分别为17.21%～25.21%和1.09%。

(3)淀粉凝胶体系对抑制裂缝性储层CO2气窜效果显著，淀粉凝胶体系注入后，裂缝性低渗油藏CO2驱见气速率降至8.64 m/(h·MPa)，见气阶段驱油效率提高10.36%。