基于底水仿真模型油藏化学驱后CO2吞吐增油效果——以大港油田底水油藏为例

李 毓 卢祥国 李鸿儒 张 杰 王晓燕， 崔丹丹 郐婧文

（1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油大港油田采油工艺研究院，天津 300280；3.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

0 引言

大港油田底水油藏多采用水平井井网开发，底水油藏储层具有高孔隙度、高渗透率和高原油黏度的特点。尽管水平井开发整体效果都优于常规直井，但现有强注强采工作制度易造成水平油井底水快速突进和突破，加之现有水平井水平段多数未下管外封隔器，油藏开发后期堵水作业难以实施。现有36口水平井中21口井含水率高于90%，8口为60%～90%，7口低于60%，因此高含水率已成为制约水平井开发效果的瓶颈问题。

长期以来，中国大庆、胜利和渤海等油田化学驱研究和矿场试验在解决高含水制约水平井开发效果的问题上取得重要进展［1-4］，2020年化学驱增油量超过千万吨。王锐等［5］通过对低渗非均质性油藏CO2驱油特征的研究证明了CO2驱能启动低渗层中水驱没有波及到的原油。赵永攀等［6］进一步对特低渗透油藏CO2驱油进行室内实验与矿场应用，证明了注气能快速有效地补充地层能量，增加油田产量。侯广［7］通过对致密油体积压裂水平井进行CO2吞吐实践与认识，证明了增膨、降黏是致密油藏CO2吞吐增产的主要作用因素。王智林等［8］对水驱后注CO2补充能量机理及方式优化进行了评价，解决了水驱后低渗油藏压力下降快、能量恢复难的问题。水平井CO2吞吐研究和试验表明，CO2吞吐是提高单井产油量和采收率的有效措施［9-12］。

为了满足目标底水油藏化学驱后进一步提高采收率的技术需求，本文以物理化学、高分子材料学和油藏工程等为理论指导；以仪器检测、化学分析和物理模拟等为技术手段；以大港油田底水油藏地质构型、井网井型和流体特点等为模拟对象，开展了底水油藏化学驱后CO2吞吐和CO2驱增油效果实验研究。研究成果为化学驱后剩余油的进一步挖潜提供了科学依据。

1 测试条件

1.1 实验材料

1.1.1 药剂和油水

实验药剂包括聚合物BHHP-113（有效质量分数88%）、表面活性剂BHS-01B（有效质量分数40%）和聚表剂（有效质量分数90%），以上3种药剂由大港油田公司提供。调剖剂类型为聚合物凝胶，由聚合物、交联剂和助剂等组成，其中聚合物为干粉聚合物SD-201（有效质量分数88%）；交联剂为酚醛树脂交联剂（有效质量分数100%）；固化剂为间苯二酚（有效质量分数100%）。调剖剂由中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。实验用油由大港油田庄A1井原油与轻烃混合而成，65℃时黏度为20 mPa·s。实验用水为大港油田庄A井区模拟注入水，模拟实验注入水参数（表1）。

表1 实验注入水参数Table 1 Parameters of experimental injection water

1.1.2 仿真模型

仿真模型由均质、平面和层内非均质岩心经环氧树脂浇铸而成［13-14］，几何尺寸为长×宽×高=32 cm×32 cm×6 cm（表2）。模型上部为油层（厚度5 cm），下部为水层（厚度1 cm），通过与外部“恒压”水源相联来模拟无限大底水水体。

表2 仿真模型参数及实验方案内容Table 2 Parameters of simulation model and experimental program contents

1.2 仪器设备、测试步骤和方案内容

1.2.1 仪器设备

化学驱实验设备主要包括平流泵、无限大水体模拟器（压力表、液位仪和中间容器），CO2气驱和CO2吞吐实验设备主要包括大型高温高压容器、手摇泵、中间容器、CO2气瓶、气体流量计、压力传感器和电阻检测仪等，设备流程示意见图1。

图1 水驱、化学驱及CO2吞吐实验设备及流程示意Fig.1 Schematic diagram of water flooding,chemical flooding,CO2 huff and puff experiment equipment and workflow

1.2.2 操作步骤

（1）岩心饱和水：常温条件下，岩心抽真空饱和水，计算孔隙体积及孔隙度。

（2）岩心饱和油：65℃油藏温度下，油驱水，计算含油饱和度。

（3）水驱和化学驱：65℃油藏温度下水驱到含水率98%，然后注入设计段塞尺寸化学驱油剂，最后后续水驱到含水率98%。实验过程中定期记录各组电极间电阻率［15-16］，利用电阻率与含油饱和度关系确定岩心内不同位置和时间的含油饱和度，绘制含油饱和度分布图。

（4）CO2吞吐：向岩心注入CO2，直至岩心压力达到6 MPa，闷井12 h，吞吐3轮次（每次注入压力都达到6 MPa）。每轮次吞吐后以0.01 MPa“恒压”向岩心底水层补充水，直到采油井不见气体为止。

（5）CO2吞吐和CO2驱：先向油井注入CO2（注入压力6 MPa，稳压12 h，然后将油井回压阀压力调至5.6 MPa生产），同时向水井注入CO2驱替（注入压力达到6 MPa，以100 mL/min气驱，驱替结束后再解除回压），第1轮次吞吐结束后再进行第2轮次吞吐，最后进行后续水驱。

岩心底水为无限大水体，依据油藏实际底水压力与注入压力关系确定底水压力为0.01 MPa。水驱采用“恒速”注入方式（1 mL/min），化学驱初期为“恒速”注入方式，待注入压力达到2p（p为水驱结束时注入压力）后转为“恒压”驱替。这样做的原因在于，岩心实验注入压力可以不受限制地升高（注入压力愈高，扩大波及体积效果愈好），而矿场注入压力受到储层破裂压力限制（大港油田储层破裂压力是水驱结束时注入压力2倍左右），因此室内实验必须限制注入压力升高幅度，否则，实验结果与矿场实际值存在较大差异，最终误导技术决策。

2 结果分析

2.1 驱油剂类型对化学驱后CO2吞吐增油效果的影响

2.1.1 采收率

对同一种模型分别进行直接水驱及水驱后注入不同药剂，再进行CO2吞吐实验，得到化学驱后CO2吞吐采收率实验结果（表3）。其中无数据表示未进行化学驱。

从表3可以看出，水驱后直接实施“CO2吞吐（方案1）”增油降水效果最好，“水驱+聚驱+后续水驱+CO2吞吐”（方案2）效果最差。分析认为，方案1仅实施了水驱，岩心内剩余油饱和度高，CO2注入量远高于其他方案，能量补给充足，采收率增幅较大。此外，由于方案1未实施化学驱，CO2在水中扩散速度高于聚合物溶液和聚/表二元体系，CO2与原油作用更充分，因而吞吐效果较好。在聚合物溶液、聚/表二元体系中，聚/表二元体系驱增油降水效果较好（方案3），聚合物溶液较差。由此可见，聚表剂溶液在驱替过程中因抗剪切能力较弱，其滞留和液流转向效果较差，因而采收率增幅较小。

表3 不同驱油剂类型阶段采收率实验数据Table 3 Experimental data of stage recovery factor for different displacement agents

2.1.2 各轮次CO2吞吐效果和采出液性质

进行3轮次CO2吞吐过程中，各轮次增幅不断减小，当本轮次增幅过小时则无开采意义，对比每轮次采收率及采收率增幅，各轮次CO2吞吐采收率实验数据（表4）。

表4 各轮次吞吐采收率测试数据Table 4 Experimental data of each-round huff and puff recovery

从表4可以看出，在CO23轮次吞吐中，前2轮次增油效果比较明显。

由于方案1中CO2吞吐前未实施化学驱，岩心内剩余油饱和度较高，3轮吞吐累计采收率增幅为33.2百分点。方案2和方案3中CO2吞吐前实施了化学驱，方案2采收率增幅为6.3百分点，方案3采收率增幅为5.0百分点。将岩心注气至6 MPa后开展闷井实验，闷井结束后观察岩心内压力降幅，各轮次CO2吞吐闷井后岩心内压力及其降幅测试数据（表5）。

表5 各轮次闷井后岩心内压力及其降幅Table 5 Pressure in core and its drop after each round of soak

从表5可以看出，岩心闷井前压力为6 MPa，闷井12 h后压力呈现不同程度下降。分析认为，由于部分CO2溶于油水和超临界状态等因素影响，致使岩心孔隙压力降低。在3个方案中，岩心剩余油饱和度愈高，闷井后压力降幅愈大。对于同一实验方案，随CO2吞吐轮次增加，闷井后压力降幅减小。

利用气体流量计计量注气量与放喷时的采气量，岩心各轮次CO2吞吐后CO2采出量测试数据（表6）。

从表6可以看出，在3个实验方案实施过程中，CO2注入量普遍高于采出量，即存在损失量。随吞吐轮次增加，损失气量逐渐减小。分析认为，由于原油溶解CO2量大于水，即溶解度较大，因而岩心内剩余油饱和度愈高，闷井后压力降幅愈大，注采气量差值愈大。

表6 各轮次吞吐注采气量（常压状态）Table 6 Gas injection-production volumes in each round of huff and puff(normal pressure state)

为探究CO2吞吐后，部分CO2是否溶于采出液中，将3个轮次的采出液进行离子组成分析，各轮次CO2吞吐后采出液离子组成分析（表7）。从表7可以看出，CO2溶于水后形成了“碳酸水”，进而电离形成HCO3-和CO32-，导致体系中该2种离子含量增加，溶液酸性略微增强。此外，由于H+抑制CO32-生成，导致部分采出液中检测不到CO32-。

表7 各轮次采出液离子组成Table 7 Analyses of ion composition for each round produced fluid

综上所述，采出液中碳总量质量浓度远高于模拟水（模拟水HCO3-为651 mg/L，无CO32-），说明采出液中溶解了部分CO2。

2.2 储层非均质性对化学驱后CO2吞吐增油效果的影响

2.2.1 采收率

方 案3（2、6 μm2）非 均 质 岩 心 与 方 案4（4 μm2）均质岩心的注剂情况完全相同（水驱+聚/表二元驱+后续水驱+CO2吞吐），对比两者在不同阶段的开采效果，得到储层非均质性对化学驱后CO2吞吐采收率影响实验数据（表8）。

表8 储层非均质性采收率实验数据Table 8 Experimental data of heterogeneous reservoir recovery factor

从表8可以看出，在岩心平均渗透率和驱油剂类型（聚/表二元体系）相同条件下，与层内非均质岩心（方案3）相比较，均质岩心（方案4）化学驱增油效果较好，剩余油饱和度较低，因而CO2吞吐采收率增幅较小，但最终采收率较高。

2.2.2 剩余油分布

在实验过程中，定期记录水驱后、注剂后及后续水驱结束时各组电极间电阻率，利用电阻率与含油饱和度关系确定岩心内不同位置和时间的含油饱和度，绘制含油饱和度分布图。实验过程中岩心各小层剩余油饱和度分布见图2、图3。

从图2和图3可以看出，在注入水和底水共同作用下，水驱后岩心内剩余油呈现复杂分布；聚/表二元驱结束后，从采出井到注入井剩余油饱和度呈减少的趋势；后续水驱结束后剩余油饱和度进一步降低。在4个底水注入口附近区域，水驱后剩余油饱和度较低，表明底水突进作用明显；聚/表二元驱结束后剩余油分布较均匀。分析认为，由于采取“水平井注和直井采”井网，水驱后剩余油主要分布在远离注采井主流线以及低渗层油井附近两翼区域，注入聚/表二元后对底水突进具有抑制作用。

2.3 调剖对化学驱后CO2吞吐增油效果的影响

通过方案5“水驱+0.8 PV（岩心孔隙体积）二元驱+后续水驱+CO2吞吐”与方案6“水驱+0.1 PV调剖+0.8 PV二元驱+后续水驱+CO2吞吐”实验对比，其中调剖剂配方为“3 000 mg/L聚合物+3 000 mg/L交联剂+3 000 mg/L固化剂”，水驱结束注入调剖剂后，会有效封堵高渗层，进而扩大波及体积提高采收率，调剖对化学驱后CO2吞吐增油效果的影响（表9）。

表9 平面非均质模型调剖采收率实验数据Table 9 Experimental data of profile control recovery for areal heterogeneous model

从表9可以看出，化学驱后，采收率已经很高，在CO2吞吐阶段，两方案采收率均较小，但方案5采收率增幅较大，方案6采收率增幅较小。分析认为，与方案5相比较，方案6增加了0.1 PV调剖剂段塞，这有效地抑制了聚/表二元体系沿高渗层（条带）突进，扩大波及体积效果明显，因而采收率增幅较大。进一步分析发现，与聚驱相比较，聚/表二元驱采收率增幅提高了6.2%，这可归功于表面活性剂提高洗油效率作用对采收率的贡献。据此计算提高洗油效率对采收率的贡献率为22.1%，扩大波及体积的贡献率为77.9%。

由此可见，扩大波及体积对于提高采收率占据决定性地位［17-18］，矿场技术决策时必须给予充分重视。此外，聚/表二元驱后实施CO2吞吐可以提高采收率，但采收率增幅仅1.6～2.2百分点，其技术经济效益有待于进一步考核和评价。

2.4 油井避水高度对CO2驱和吞吐增油效果的影响

2.4.1 采收率

方案7和方案8采用水平井注采方式，它们油井避水高度分别为2.5 cm和1.0 cm。方案9采用水平井注（避水高度2.5 cm）、直井采（避水高度1.25 cm）注采方式，研究对比油井避水高度对CO2驱和吞吐增油效果的影响（表10）。

表10 不同油井避水高度采收率实验数据Table 10 Experimental data of recovery of producer with different water avoidance heights

从表10中方案7和方案8可以看出，避水高度愈小，底水锥进愈严重，水驱阶段的开发效果较差，水驱采收率增幅较小。方案9注采方式，由于水驱过程中油井两侧存在波及效果较差区域，因而直井注采方式的采收率增幅比前两种方案小。在CO2气驱和吞吐阶段，由于水平油井吞吐波及区域较大，CO2与原油和水接触程度较高，降黏和膨胀作用效果较好，因而水平井注采的采收率增幅较大（此过程油井避水高度对增油效果影响不大）。方案9油井为直井，CO2与原油接触和作用区域较小，降黏和膨胀作用效果较差，因而采收率增幅较小。综上所述，油井避水高度对水驱开发效果影响程度大于CO2驱或CO2吞吐。无论是水驱还是CO2驱或CO2吞吐，水平井开发增油降水效果优于直井。

2.4.2 动态特征

水驱结束后进行第1轮CO2吞吐阶段，结束后进行CO2驱，气驱结束后在进行第2轮、第3轮吞吐，记录实验过程动态特征，得出CO2驱和3轮次CO2吞吐过程中岩内压力与时间关系（图4）。

图4 实验过程中各阶段岩心压力Fig.4 Core pressure in varous stages of experiment process

从图4可以看出，在水驱结束后注入CO2阶段，岩心压力快速升高到预定值（6 MPa）。在12 h闷井过程中，部分CO2溶入原油和地层水中，岩心压力呈现一定程度下降，其中方案7降幅小，方案9降幅大。气驱前先将岩心压力补充至6 MPa，后进行“恒压”气驱。在CO2吐出阶段，前期压力下降速度极快，游离CO2在高压差下形成气窜，携带部分原油，后期压力下降速度降低，原油溶解CO2开始分离，产生溶解气驱作用，产出液为泡沫油。在进行CO2驱时，记录不同注入量时产出液量，绘制CO2驱阶段累计产液量和阶段产液量与注入量关系（图5）。

图5 阶段产液量和累计产液量与注入量关系Fig.5 Relations of cumulative fluid stage and production fluid production vs.PV

从图5可以看出，气驱前期采出液量较大，但 推动油水向油井运移。后期采出液量较小，持续时间较长，主要是气体雾状流，CO2中夹带少量油水。

2.5 水井避水高度对化学驱后CO2吞吐增油效果的影响

与方案3避水高度2.5 cm相比较，方案10注入井置于低渗透层，避水高度仅1.0 cm。通过计算不同阶段采油效果，水井避水高度对化学驱后CO2吞吐增油效果的影响（表11）。

从表11可以看出，方案3水驱采收率为36.0%，方案10为32.9%。分析认为，由于岩心低渗层渗流阻力较高，注入水进入低渗透层后会转持续时间较短，主要为气液两相流，CO2增能作用向进入高渗层，同时也有部分水转向进入底水层，致使扩大波及效果变差。在聚/表二元驱阶段，由于驱油剂首先注入低渗层并滞留，致使低渗层渗流阻力增加和吸液启动压力升高，剪切作用增强，驱油剂中聚合物分子聚集体受到破坏程度增加，从低渗透层转向进入高渗透层驱油剂的滞留作用减小，扩大波及体积效果减弱，因而聚/表二元驱采收率增幅降低［19-23］。进一步分析发现，由于CO2吞吐措施作用区域是在油井端附近，因而注入井避水高度对吞吐效果直接影响不大，间接影响主要源于剩余油富集程度差异。

表11 不同水井避水高度采收率实验数据Table 11 Experimental data of recovery of injector with different water avoidance heights

3 结论

（1）底水油藏化学驱后CO2吞吐可以进一步提高采收率，并且剩余油饱和度愈高，采收率增幅愈大。3轮次吞吐后采收率增幅为5%左右，其中前2轮增油效果较好。与化学驱后CO2吞吐相比较，水驱后直接CO2吞吐采收率增幅较大，3轮次吞吐采收率增幅超过20%。

（2）水驱后剩余油纵向上主要分布在远离注入端的低渗透层，平面上主要分布在远离注采井主流线两翼部位，注入聚/表二元后对底水突进具有抑制作用。

（3）底水油藏水驱后CO2驱可以提高采收率，但采收率增幅远低于CO2吞吐的值。CO2进入底水油藏和闷井后部分CO2会溶解于油和水中，发挥增能、降黏和助喷等作用，进而提高原油采收率。

（4）底水油藏油水井避水高度对水驱、化学驱和CO2吞吐采收率增幅存在影响，过低避水高度会引起底水锥进和油井水淹，导致驱油剂进入底水层，进而降低底水油藏开发效果。