濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驅(qū)提高采收率試驗

馬平，陳林媛，王秋梅，費明華

（1.西南石油大學石油工程學院，四川 成都 610500；2.中國石化中原油田分公司采油四廠，河南 濮陽 457071；3.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學研究院，河南 濮陽 457001；4中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083）

濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驅(qū)提高采收率試驗

馬平1，2，陳林媛3，王秋梅3，費明華4

（1.西南石油大學石油工程學院，四川 成都 610500；2.中國石化中原油田分公司采油四廠，河南 濮陽 457071；3.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學研究院，河南 濮陽 457001；4中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083）

水驅(qū)廢棄的高溫高鹽油藏，化學驅(qū)提高采收率的發(fā)展受到限制，為了探索進一步提高油藏采收率的新途徑，在濮城油田沙一段水驅(qū)廢棄油藏開展了CO2/水交替驅(qū)先導試驗。通過細管實驗確定了該區(qū)CO2驅(qū)的最小混相壓力，利用長巖心物理模擬開展了完全水驅(qū)后CO2/水交替驅(qū)替實驗。結果表明，該區(qū)注CO2的最小混相壓力為18.42 MPa，目前油藏條件下，CO2/水交替驅(qū)可提高采收率35.89%。現(xiàn)場優(yōu)選了1個井組開展先導試驗，生產(chǎn)動態(tài)資料表明，地層壓力保持在最小混相壓力之上，產(chǎn)出油質(zhì)變輕，驅(qū)替達到了混相，單井最高增油量16 t/d，采出程度提高5.15%。研究表明，CO2/水交替驅(qū)可以獲得比水驅(qū)更高的采收率，試驗規(guī)模可以進一步擴大。

水驅(qū)廢棄油藏；CO2/水交替混相驅(qū)；采收率；濮城油田沙一段油藏

對于滲透率較高的地層，注氣容易產(chǎn)生氣竄，采用水/氣交替注入的效果更好。加拿大、美國、前蘇聯(lián)早在1957年就將此技術應用于油田提高采收率實踐，45%的項目注入劑選擇了CO2，在美國，80%以上的項目贏利［1-6］。我國這方面的研究起步較晚。近幾年，在大慶、勝利、江蘇等油田開展了CO2驅(qū)提高采收率的室內(nèi)研究及礦場實踐，取得了一定效果［7-10］。中原油田經(jīng)過30余年的高速開發(fā)，主力油層已進入特高含水、高采出階段，地層的高溫高鹽，限制了化學驅(qū)的發(fā)展。如何充分利用現(xiàn)有資源從而大幅度提高采收率已成為十分重要的任務。

1 油藏特征

濮城油田沙一下油藏位于濮城長軸背斜構造的東北翼，1980年4月投入開發(fā)，1998年采出程度達到50.04%，含水率98.44%，基本進入水驅(qū)廢棄階段。密閉取心井資料分析表明，經(jīng)過強水驅(qū)開發(fā)后，儲層巖石的物性發(fā)生明顯變化，層內(nèi)、層間含油飽和度仍有較大差異，水驅(qū)提高采收率難度大。

1.1 巖石物性變化特征

對比不同時期取心井資料，同一粒度中值的儲層在注水開發(fā)后，孔隙度和滲透率都有增大，滲透率增加幅度遠遠大于孔隙度的變化，孔隙度增大12.6百分點，滲透率增大70.8百分點。

圖1對比了沙一下油藏不同時期取心井的孔隙度、滲透率與粒度中值的關系。從圖1可看出，隨粒度中值的增加，孔隙度的增加幅度變化較小，2條趨勢線近于平行，但滲透率的2條趨勢線的剪刀差幅度增大。當粒度中值為0.07 mm時，滲透率增加1.6倍左右；粒度中值為0.08 mm時，滲透率增加近2倍。這可能與泥質(zhì)中的黏土礦物遇注入水膨脹有關，同時又受注入水沖刷雙重作用的影響。

圖1 水驅(qū)前后孔隙度、滲透率與粒度中值關系

1.2 剩余油賦存方式

經(jīng)過強水洗后，物性好、水洗嚴重的部位含油飽和度為30%左右，物性差的部位含油飽和度為40%～50%，層間含油飽和度仍有較大差異。其中，濮檢4井沙一下12小層平均含油飽和度48.7%，平均含水飽和度34.8%；沙一下13小層平均含油飽和度37.9%，平均含水飽和度45.5%。

層內(nèi)非均質(zhì)性強的層，水驅(qū)不均勻，夾層下部剩余油相對富集。濮檢4井12小層，層內(nèi)非均質(zhì)性強，滲透率變異系數(shù)0.8，滲透率級差95.9，突進系數(shù)3.26，中間有一厚度為15 cm的灰白色白云質(zhì)泥巖將其劃分為2個韻律段，水洗嚴重不均，上下部中水洗，中部強水洗（27 cm）。強水洗層位于上韻律層的底部，強水洗段3號樣物性很好，孔隙度33.6%，滲透率916×10-3μm2，含油飽和度僅33%。其他物性差的部位和隔層下部水驅(qū)程度相對較低，含油飽和度較高，為50%左右。

層內(nèi)非均質(zhì)性弱的層，水驅(qū)均勻，水淹較嚴重，但水洗程度與夾層的分隔性有關。濮檢4井沙一下13小層巖石具高孔（29.4%）、高滲（411×10-3μm2）特征，分選較好，巖石疏松；整體水洗程度高，絕大部分為一級水淹，含油飽和度為35%左右；粉砂質(zhì)泥巖下部為二級水淹，含油飽和度為40%～50%。

2 CO2/水交替驅(qū)室內(nèi)實驗

濮城油田地層水礦化度24×104mg/L，氯離子質(zhì)量濃度16×104mg/L。針對油藏滲透率高、含水率高、礦化度高、化學驅(qū)難以開展、氣驅(qū)易發(fā)生氣竄的特點，開展了CO2/水交替驅(qū)室內(nèi)實驗。與文獻［11］相比，本文強化了流體組分和驅(qū)替壓差變化的觀察分析。

2.1 混相壓力測試

混相壓力測試采用細管實驗法。模型內(nèi)徑0.47 cm，長12.5 m，裝有140～230目的有孔玻璃砂（孔隙體積112 cm3，滲透率約5 μm2，孔隙度35%），進行了5次驅(qū)替實驗，以測定注CO2的最小混相壓力。不同壓力下采出程度隨CO2注入倍數(shù)的變化規(guī)律如圖2所示。

圖2 采出程度與注入倍數(shù)的關系

從實驗結果看，隨著注入倍數(shù)的增加，采出程度呈拋物線型上升，隨著注入壓力的升高，提高采收率幅度加大。注入壓力由11.25 MPa逐步上升到23.60 MPa，氣體突破時的采出程度由30.72%提高到92.40%。分析認為，隨著驅(qū)替壓力的上升，氣體突破時間變晚，CO2與原油接觸時間加長，并伴隨組分就地傳質(zhì)，達到多次混相，采出程度大幅度提高，也可從觀察井流物的變化得到證實。當驅(qū)替壓力上升時，井流物逐步由非混相驅(qū)替特征轉為混相驅(qū)特征。根據(jù)5次細管實驗結果，推算出82.5℃的最小混相壓力約為18.42 MPa。

2.2 CO2/水交替驅(qū)物理模擬實驗

物理模擬巖心的總長度為197.4 cm，平均直徑為2.50 cm，滲透率平均值為245.5×10-3μm2，孔隙體積為252.4 cm3。配制的地層流體在地層溫度82.5℃和原始地層壓力23.58 MPa條件下，飽和壓力為9.83 MPa，原油單次脫氣氣油比為75.6 m3/t，原油體積系數(shù)為1.214 m3/m3，溶解系數(shù)為6.54 MPa-1。地層水總礦化度為19.7×104mg/L，水型為CaCl2型。巖心物性、流體性質(zhì)均接近油藏狀態(tài)。

驅(qū)替實驗為完全水驅(qū)后實施CO2/水交替驅(qū)。當注入1.282 PV水，含水率97.92%，采出程度達到57.56%后，開展CO2/水交替注入實驗。交替注入方式為0.1 PV的CO2和0.1 PV的水交替驅(qū)替，當注入4個段塞的CO2后，再注入0.8 PV的水，實驗結束。

CO2/水交替驅(qū)階段，采出程度和含水率隨注入倍數(shù)的變化見圖3。第1個CO2/水段塞結束前，已經(jīng)開始見效，含水得到有效控制，采出程度上升；第2、3段塞采出程度大幅上升，第3個CO2/水段塞時基本出現(xiàn)無水采油期，第3個CO2/水段塞結束前，由于注入的CO2開始突破，提高采收率幅度降低；第4個CO2/水段塞結束時接著轉注水，當注入0.832 PV水時，含水率增加至98.98%，采收率高達93.46%，在水驅(qū)基礎上增加了35.90百分點。第1至第4個CO2/水段塞，階段采收率分別提高了3.24，13.46，15.00和4.20百分點。

圖3 交替驅(qū)替時采出程度、含水率與注入倍數(shù)的關系

分析認為，首先注入的CO2溶于原油，使原油的體積增大，黏度降低，促使原油流動性提高，同時抽提原油中的輕質(zhì)烴類（C2—C6），從而使殘余油飽和度明顯降低。實驗中產(chǎn)出天然氣的中間組分由30.6%上升到40.0%的最高值，之后隨著CO2的突破降低，重質(zhì)組分減少至最低；CO2突破后，采出程度的提高大幅減緩。同時氣水交替驅(qū)時，先注入的氣體分散占據(jù)大孔道，水驅(qū)時，水在這些層中滲流阻力增大，驅(qū)動壓力升高，迫使部分注入水向滲透性較差的區(qū)（層）中分流，增加了細小孔隙的自吸幾率，擴大了水的波及面積。

3 現(xiàn)場試驗

3.1 試驗區(qū)設計

2008年初優(yōu)選一個井組開展了先導試驗，試驗區(qū)水驅(qū)控制面積0.18 km2，平均有效厚度3.9 m，儲量10.26×104t，平均孔隙度25.8%，滲透率361×10-3μm2。注入井1口（濮1-1井），采油井4口，觀察井1口。在室內(nèi)實驗基礎上，應用數(shù)值模擬技術進行方案設計與優(yōu)選，設計交替注氣速度40 t/d，交替注水速度260 m3/ d。CO2段塞數(shù)目 6個，首段塞交替注氣6個月，交替注水3個月，CO2段塞大小0.093 1 PV，氣水段塞比1∶1.37；后續(xù)段塞交替注氣2個月，交替注水1個月，CO2段塞大小0.031 0 PV。

3.2 實施狀況

為提高氣驅(qū)效果，注氣前，選用凝膠顆粒調(diào)驅(qū)劑及耐溫抗鹽交聯(lián)聚合物對注入井進行復合式深部調(diào)剖。2008年6月開始注CO2，注入壓力5.2 MPa，注氣速度40 t/d，首段塞注氣6個月，后續(xù)段塞每段塞注氣2個月，到2011年7月已完成6個段塞注入，基本和設計方案一致，共注入CO219 753.95 t（0.255 PV），注入水65 919 m3（0.643 PV）。注入184 d后見效，初期見效即為主體見效期，主體見效時間129 d，增油量10～16 t/d，含水率由注入前的99.6%最低下降到84.7%，井組累計增油5 279.3 t，采出程度提高5.15%。

為進一步提高CO2利用率，在注氣結束后，適時關井、燜井，3次關井的日產(chǎn)油量均有不同程度的提高。第1次關井7 d，油井恢復生產(chǎn)后進入第一見效階段，產(chǎn)油量由0.2 t/d上升到10.5 t/d；第2次關井17 d，進入第二見效階段，產(chǎn)油量由10.1 t/d上升到14.5 t/d；第3次關井7 d，油井產(chǎn)油量由0.9 t/d上升到5 t/d。

3.3 實施效果分析

從生產(chǎn)數(shù)據(jù)監(jiān)測資料分析，產(chǎn)出物組分和流體性質(zhì)發(fā)生了變化，采收率得到提高，預計采收率可以提高8.2百分點。

3.3.1 注CO2達到了混相

注氣后試驗區(qū)地層壓力由試驗前的20.14 MPa上升到21.29 MPa，一直保持在18.42 MPa（最小混相壓力）以上，產(chǎn)出油中重烴摩爾分數(shù)下降，注氣見效后天然氣中的C1摩爾分數(shù)（扣除CO2）開始明顯降低，基本接近原始伴生氣的C1摩爾分數(shù)，中間烴摩爾分數(shù)上升；隨著CO2的逐漸突破，C1摩爾分數(shù)基本穩(wěn)定，中間烴摩爾分數(shù)下降，出現(xiàn)水驅(qū)的特征（見圖4）。采出原油顏色由黑色變成褐色，地面原油黏度也呈現(xiàn)出先降后升的特點，初期42.52 mPa·s，最低下降到18.12 mPa·s，后期又逐漸上升到20.41 mPa·s以上。CO2對原油輕質(zhì)組分的萃取及原油黏度下降導致產(chǎn)出物組分發(fā)生變化，CO2/水交替驅(qū)能夠驅(qū)替到原來水驅(qū)波及不到的孔隙，擴大了波及體積。

圖4 試驗區(qū)產(chǎn)出物組分變化曲線

3.3.2 最佳注入?yún)?shù)須不斷優(yōu)化

室內(nèi)實驗注入4個段塞，CO2段塞大小0.1 PV，前3個段塞氣水段塞比1∶1，累計注入CO20.412 PV，注入水2.02 PV，現(xiàn)場總注入量與室內(nèi)實驗注入量相比，還有較大差距。室內(nèi)實驗資料表明，驅(qū)油效率隨交替次數(shù)的增加而增加，在注入量一定的情況下，單次注入量越少，驅(qū)油效率越高［6］，現(xiàn)場實施中，合理的注入速度、總注入量、注入段塞次數(shù)及燜井時間等參數(shù)尚需不斷優(yōu)化調(diào)整。

4 結論

1）濮城油田沙一段油藏目前地層條件下注CO2達到了混相，產(chǎn)出油中重組分摩爾分數(shù)下降，中間烴摩爾分數(shù)上升，原油組分發(fā)生變化，CO2/水交替驅(qū)能驅(qū)替到原來水驅(qū)波及不到的原油，擴大了波及體積。

2）現(xiàn)場實施中適時關井可使CO2充分擴散、接觸剩余油，提高CO2利用率，最佳的注入?yún)?shù)需根據(jù)監(jiān)測資料不斷優(yōu)化調(diào)整。

3）CO2/水交替驅(qū)可大幅度提高水驅(qū)廢棄油藏原油采收率。中原油田東濮凹陷油藏整體油質(zhì)輕，在地層能量保持良好的一類層實施CO2混相驅(qū)具有較好的條件，CO2/水交替驅(qū)有較大的推廣前景，可以有效解決高溫高壓油藏三次采油的難題。

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（編輯 孫薇）

Pilot test of enhancing oil recovery by CO2and water alternating injection in Es1reservoir of Pucheng Oilfield

Ma Ping1，2,Chen Linyuan3,Wang Qiumei3,Fei Minghua4
(1.School of Petroleum Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.No.4 Oil Production Plant, Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;4.International Petroleum Exploration and Production Corporation, SINOPEC,Beijing 100083,China)

Enhancing oil recovery by chemical flooding is limited due to high temperature and high salinity of abandoned waterflooding reservoir.In order to probe new methods in enhancing oil recovery,the pilot tests of CO2and water alternating injection are carried out in Es1reservoir of Pucheng Oilfield which is nearly abandoned.The minimum miscibility pressure of CO2flooding is determined by slim tube test.Through the long core physical simulation,a well group is selected to implement the pilot test after completely waterflooding.The result shows that the minimum miscibility pressure of CO2injection is 18.42 MPa.At present,the miscibility can be reached the formation pressure and the oil recovery can be improved to 35.89%by CO2and water alternating injection.Production data show that formation pressure is over the minimum miscibility pressure.Produced oil turns light and flooding becomes miscible.The maximum oil increment of single well is 16 t and the degree of reserve recovery increases by 5.15%,which shows thatthe oilrecovery can be enhanced by CO2and water alternating injection and the testscale can be enlarged.

abandoned waterflooding reservoir;CO2and water alternating injection;oil recovery;Es1reservoir in Pucheng Oilfield

TE357.45

：A

1005-8907（2012）03-0350-04

2011-10-04；改回日期：2012-03-20。

馬平，男，1964年生，高級工程師，在讀博士研究生，1988年畢業(yè)于西南石油學院油藏工程專業(yè)，主要從事油氣田開發(fā)工作。E-mail：eyuan_6939@sina.com。

馬平，陳林媛，王秋梅.濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驅(qū)提高采收率試驗［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：350-353. Ma Ping，Chen Linyuan，Wang Qiumei.Pilot test of enhancing oil recovery by CO2and water alternating injection in Es1reservoir of Pucheng Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（3）：350-353.