吉林特低渗透油藏CO2驱油开发效果探讨

章 星， 寇 根，王子强， 张 浩， 张国山

(1中国石油大学克拉玛依校区 2新疆油田实验检测院砾岩油藏实验室)

随着油气勘探开发程度的不断加深，越来越多的油田进入了开发的中、后期，高产、稳产难度加大，非常规油气资源和复杂油气藏的开发动用将成为石油工业增储上产的必经之路[1-2]。我国低渗透油气藏主要分布在东部的松辽、渤海湾等盆地，中部的鄂尔多斯、四川盆地，西部的准噶尔、塔里木等盆地。其中特低渗透油藏和超低渗透油藏占低渗透储量的一半以上，使得特低渗透储层将是我国石油工业增储上产的主要资源基础[3-4]。

特低渗透油藏储层物性较差，注入水扩散较慢，注水时间长，注水井周围储层渗透率降低，憋压严重，导致注水压力升高，注水成本增大，形成所谓的“注不进，采不出”现象，难以形成有效驱替[5-7]。由于气体具有低黏度，易膨胀，降低原油界面张力的特性，故注气开发比注水开发的注入压力低，地层压力保持水平高，可以作为改善油田开发效果的有效方法[8-11]。但对于特低渗透油藏来说，如何有效的利用气驱改善其开发效果，保证高效合理的开发，还需进一步研究。

大量的室内试验、数值模拟和矿场实践表明CO2是一种有效的驱油剂，国内外许多低渗、特低渗油藏都开辟了CO2生产试验区以此来改善开发效果[12-14]。同时值得强调的是CO2EOR技术不仅能够有效的提高石油采收率，而且能够显著地减少温室气体的排放。吉林油田特低渗透油藏目前已开辟CO2生产试验区，而特低渗透油藏实施CO2混相驱的开发效果受混相条件，渗流机理，注气方案等因素的影响[15-16]。因此，探索和发展与试验区相适应的注CO2驱油提高剩余油采收率的机理和应用技术对吉林油田未来开发政策的制定与实施具有重要的现实意义。

一、实验介绍

1. 目的意义

在特低渗透油藏开发过程中，由于其本身具有的复杂性，需要采用有效的CO2驱油方法，选择合适的注入时机。通过室内特低渗透长岩心CO2驱油物理模拟实验，研究不同注入条件下的CO2驱油效果，分析采出程度、气油比、含水率和总压力梯度等指标与注入体积之间的变化曲线及规律，优选出最佳注入时机，提高注入CO2的利用率，达到最大的驱油效率，为油藏开发何时转注CO2以及注入量的选择提供理论依据。

2. 设备与岩心

美国Core Lab公司生产的CFS-200多功能岩心驱替系统，最高驱替压力和最高围压均为70 MPa，最高实验温度150 ℃，配备有长岩心夹持器。该系统可以进行地层压力和地层温度条件下的各种驱替实验，实现油气水的自动分离和计量。

根据石油行业标准《SY/T 5336-2006岩心分析方法》，对岩心进行洗油处理，并进行岩心基础物性参数(直径、长度)测量，并采用气测法测定岩心的孔隙度和渗透率，见表1。实验长岩心由10块短岩心排列组成，其总长度为74.452 cm，串联渗透率为6.10 mD，平均孔隙度为15.62%。

表1 实验岩心数据

3. 流体参数

实验压力采用地层压力(24.5 MPa)，实验温度采用地层温度(98 ℃)，实验所用油样(脱气油+溶解气，室内配制)、水样是以某生产井实际流体数据为主配制而成。实验室配制含气油所采用脱气油来自于吉林油田H59区块的某一联合站，溶解气和产出气是根据实际油田生产数据由北京华元气体化工有限公司生产。实验中的驱替气体纯度达99.9%的CO2。

4. 步骤与方案

7个步骤：①清洗岩心，烘干，称取干重；②测量岩心直径和长度；③采用氮气测定岩心孔隙度和渗透率；④排列岩心，将岩心装入夹持器内；⑤岩心抽真空并饱和地层水；⑥饱和地层油，造束缚水，稳定岩心两端压力；⑦进行不同方案的驱油实验，记录相关数据。

12个方案：①不同注气方式(同步注气、超前注气)CO2驱油实验；②不同注气时机实验，“大流量”水驱油(0.1 cm3/min)至产出液含水率分别为30%、50%、75%和90%时转用CO2驱油(0.2 cm3/min)，“小流量”水驱油(0.05 cm3/min)至产出液含水率分别为50%和75%时转CO2驱油(0.05 cm3/min)；③不同注气段塞实验，气水比为1 ∶1、1 ∶2和2 ∶1的CO2与水交替注入实验，气和水的基本段塞大小为0.1 PV，流体的总注入量为1.2 PV；④水驱油实验。

二、结果与分析

1. 注气方式

超前注气定义为：在采油井投产之前，注入井提前注入CO2对地层进行提压处理，使地层压力高于原始地层压力，建立有效的驱替系统。技术关键：室内的超前注气长岩心实验是以0.2 cm3/min的速度注入CO2，关闭长岩心出口端阀门，使得整个长岩心驱替系统开始提升压力(相当于焖井)。直至系统压力高于原始地层压力2 MPa，打开长岩心出口端阀门开始产油，并继续注入CO2驱油。

对于不同注气方式CO2驱油实验，采出程度、气油比、总压力梯度与注入体积之间的规律十分明显。超前注气的采出程度与注入体积曲线要明显区别于同步注气的曲线，如图1所示。尤其当注入体积达到1.20 PV时，超前注气的最终采收率49.91%，同步注气45.22%，提高采收率4.69%。超前注气的CO2驱油速度明显快于同步注气，驱油效果优于同步注气。超前注气的CO2气体突破(0.16 PV)早于同步注气的CO2气体突破(0.18 PV)。

图1 不同注气方式条件下的驱油曲线

超前注气的有利机理：①增加油藏压力，提高混相程度；②增加油、气接触时间，有利于充分扩散、溶解、混相；③在出口(油井)关闭下注气，无明显渗流，降低注入流体指进的趋势；④降低油藏衰竭开采中因为原油物性变差所造成的储层伤害。

2. 注气时机

大流量实验研究表明：①产出液含水率越低，在转CO2驱油后，CO2突破得越早，见图2；并且在突破过程中，CO2驱油的产油量越大，对最终采收率的贡献就越大；②随着产出液含水率的增大，其采收率呈递减趋势并且逐渐变缓，符合负对数变化。也就是说，产出液含水率越高，在转CO2驱油后其最终驱油效果越不明显，提高最终采收率的空间越小；③产出液含水率越大时，转CO2驱油后其含水率变化越滞后，CO2突破越晚，气油比变化越晚，其最终采收率越小，并且其总压力梯度-注入体积曲线呈M型变化，即转注CO2后总压力梯度略有上升。

CO2比一般烃类气体更加容易溶于注入水，并且CO2在地层油中的溶解度大于其在注入水中的溶解度，使得CO2可以从注入水溶液中转溶于地层油中，即，在CO2驱替过程中CO2穿越注入水从而驱替地层油。由于CO2在地层油中的溶解度大，在实验条件下，当地层油与CO2接触时，可以增加地层油体积，降低地层油黏度，减小表面张力以及溶解气驱油，使得地层油的最终采收率增大。针对不同含水率转CO2驱油实验，其中水驱油采收率为36.52%～38.15%，占最终采收率的67.57%～81.02%；CO2驱油可有效提高采收率8.94%～22.65%，占最终采收率的18.98%～32.43%。

图2 不同注气时机条件下的驱油曲线

特低渗透油藏具有渗透率低、孔喉小、储层物性差、毛管压力高、胶结物含量高等特点，其中岩心孔隙度的大小影响了流体的吸附量及其渗流过程中阻力的大小。若孔隙度越小，岩石比表面积越大，CO2在多孔介质表面的吸附量越多。孔隙度越小，流体有效渗透率越小，流动过程中受到的阻力越大。因此，孔隙度越小时，出口端CO2突破越晚，原油物性改变的越晚。

在驱替过程中，小流量驱替实验能够给予CO2与地层油更多的接触时间，使地层油能体积膨胀的范围更大，进一步地降低地层油黏度和增加地层油的流度，使得在CO2突破过程中能够缓慢地驱替出更多的地层油，从而使得最终采收率有明显的增加。图3中，相对于大流量水驱油转CO2驱油实验，在采用小流量驱替的实验过程中，注入水突破过程可以增加采收率5.87%～5.91%，CO2突破过程可以增加采收率2.39%～2.47%，不同产出液含水率实验可以增加采收率8.30%～8.34%，所以采用低速注入流体可达到提高最终采收率的目的。

图3 不同流量实验条件下的驱油曲线

3. 注气段塞

在特低渗透长岩心实验中，气、水的交替注入，一方面可以减缓CO2的指进形成，另一方面可以扩大CO2的波及效率。但是注入水对CO2、原油形成混相流体体系具有十分不利的影响，实验调整注入CO2的段塞大小可以形成局部混相，可以更多地萃取剩余油中的轻质组分，使得驱替效率达到最高。气水界面的流动对原油的携带也起到了一个重要的作用，可以提高原油在岩心中的流动能力，达到增加最终采收率的目的。

气水比为2 ∶1、1 ∶1、1 ∶2，气和水驱油实验的最终采收率分别为60.45%、58.50%、54.24%、45.22%和39.56%，见图4。对比不同气水比驱油实验，按照驱替过程中CO2所占总注入流体的体积比例进行排列。可见最终采收率与CO2所占体积比例呈正相关关系，即在不同气水比实验过程中的CO2注入体积越大，其最终采收率越高，这是因为气、水的交替注入可以有效地抑制因为地层非均质性造成的CO2窜流现象，提高CO2波及效率、改善油层动用程度，进而达到提高原油采收率的目的。

图4 不同注气段塞条件下的驱油曲线

水驱油实验、气水比为1 ∶1和1 ∶2实验、气水比为2 ∶1实验中产出液见水时的流体注入体积分别为0.2、0.3和0.4 PV，CO2段塞的增大会延长产出液的见水时间。对比不同气水比驱油实验和CO2驱油实验，其驱油过程中CO2的突破时间较为一致，即见气时的注入体积约为0.2 PV。水驱油实验和CO2驱油实验的总压力梯度变化趋势较为一致，气水比为1 ∶1、1 ∶2驱油实验与气水比为2 ∶1驱油实验的总压力梯度变化趋势差别较大。

三、结论

总结分析12个特低渗透长岩心驱油实验，每个实验都具有自己独特的实验方案和操作方式，所以实验中采出程度、含水率、气油比、总压力梯度与注入体积之间的变化关系都是不同的。

提出特低渗透油藏开发方式：①超前注气(低速注入或者间歇注气，即实施早期、低速注入CO2，预防形成优势通道)；②早期气水交替(气水比采用2 ∶1，提高注入CO2的利用率)；③后期水驱(达到最大驱油效率和经济效益)的组合式驱油策略；④采用多种注采方案，进行分区(井组)试验。

建议考虑室内实验一维渗流与井网条件下三维流动方式的不同，采用数值模拟方法进一步优化注采方案、工作制度及注采参数；在不同的井区，开展不同方案的试验，以实际开发效果作比较，确认方案的有效性。