低滲透油藏CO2、水交替驅提高采收率及其影響因素分析

杜美馨，劉 剛

低滲透油藏CO2、水交替驅提高采收率及其影響因素分析

杜美馨，劉 剛

（西北大學 地質學系，陜西 西安 710069）

低滲透油藏儲層致密，水驅后期，含水率逐漸增高，驅替效率也隨之降低，剩余油潛力依然較大。應用CO2驅油技術，一方面可以較大幅度的提高采收率，同時也可將一部分的CO2封存在地下。通過室內CO2、水交替驅油實驗以及實際生產，分析了采收率提高情況以及影響采收率提高的因素。結果表明：氣水交替驅最終驅油效率51.2%~62.7%，平均58.7%，比水驅油平均高10.1%；尤其以滲透率大于1.0×10-3μm2的樣品采收率提高比較顯著；氣水交替驅，不同滲透率巖樣在注入0.5 PV的氣體或者水時軀替效率提高最大；驅替壓差與滲透率呈反比關系，隨著驅替壓差的減小驅油效率增大；低滲透油藏在實際注氣生產過程中，應綜合考量各類因素的影響，制定合理的注采方案。

CO2、水交替驅；采收率影響因素；軀替效率；

化石燃料是全球CO2排放的最大貢獻者，碳捕集與封存被認為是一項減少碳排放、緩解溫室效應的關鍵技術。CO2驅油技術為碳捕集與封存提供了巨大的潛力，在驅油過程中可以將一部分CO2永久地封存在地下，可以帶來良好的社會和經濟效益[1]。

鄂爾多斯盆地低滲透油藏，CO2驅油采收率的提高，依賴于宏觀和微觀的驅替效率。注氣方式、注入壓力、儲層的物性、CO2在孔隙空間中的水巖所用等因素控制著驅油效率的提高。選擇合適的注氣方式以及注氣過程中參數的合理選擇對油田實際增產就顯得非常重要。本文重點通過室內CO2驅油實驗和實際生產整體揭示CO2驅對采收率的提高情況，同時對CO2驅替方式、氣水轉注時機、儲層的物性以及注氣后對物性的改造等因素對驅油效率的影響做初步的探索。

1 CO2驅油實驗及影響因素分析

1.1 驅替方式對驅油效率的影響

實驗表明，長6油層組CO2最小混相壓力為22.4 MPa，注入區儲層的地層破裂壓力為24 MPa。受限于地層破裂壓力、儲層的低滲透能力以及較強的非均質性，采取了CO2非混相驅替的方式。而非混相驅容易形成氣體通道，氣體的波及效率低，相對于混相驅而言采收率低下[2-3]。氣水交替驅油可以有效的控制氣體的流動性，減少氣體突破時間，有效延緩氣竄，增大氣水波及面。對于難以達到混相條件的，氣水交替驅要優于注水和連續注氣。實驗表明，連續注氣超過0.5 PV時，所有樣品的驅油效率都表現出現增幅降低且趨于平緩的趨勢，而在氣水交替后，驅油效率表現比較大幅度的增高趨勢。

1.2 滲透率對驅油效率的影響

在低滲透砂巖儲層中，滲透率相對較大時，CO2氣體在儲層孔隙空間中運移相同位移所需的時間會縮短，氣體突破所需的時間也會縮短，這有利于提高CO2氣體在儲層中的波及效率。水驅油能夠采出儲層中聯通性較好的大、中孔隙空間中的原油，微小孔中的原油動用較少，水驅油后期，含水率較高的情況下，進行CO2驅，可以有效降低剩余油的粘度，改善原油與水的流度比，連通性較好孔隙空間中的油膜以及微小孔隙空間中的剩余油更容易被驅替出來，因此滲透率相對較高的儲層氣水交替驅會取得較好的效果。

圖1 CO2、水交替驅不同階段驅油效率變化

從圖1可以看出，滲透率小于0.5×10-3μm2的巖樣驅油效率最低，氣驅平均提高采收率5.0%，最終驅油效率平均值約為53.6%；滲透率介于0.5×10-3μm2~1.0×10-3μm2的巖樣最終平均驅油效率為59.63%，氣驅平均提高采收率6.0%；滲透率大于1.0×10-3μm2的巖樣，驅油效率提高值最大，氣驅平均提高采收率10.85%，最終采收率為61.9%。

1.3 轉注時機對驅油效率的影響

水、氣交替轉注時機的選擇至關重要。隨著驅替時間增加，水氣交替驅最終驅油效率總體趨勢是增加的。隨著驅替時間不斷延長，驅油效率增加幅度趨于平緩，驅油效率隨時間不再增加時，為了確定最佳轉注時機，需要分析驅油效率隨注入孔隙體積倍數的變化。不同滲透率巖心在注氣量為0.5 PV時，驅油效率提高值最大，一般提高2.5%~6.3%，隨著注入孔隙體積倍數不斷增加，驅油效率變化逐漸趨于平緩，氣驅轉水驅時，當注入量為0.5 PV時，驅油效率提高值亦為最大值（圖2，圖3）。隨著注入孔隙體積加倍，驅油效率提高幅度也對應變緩。為了獲得較高驅油效率，水氣交替驅注入孔隙體積倍數應控制在0.5~1.0 PV范圍內。

圖2 水驅轉氣驅

圖3 氣驅轉水驅

1.4 驅替壓力對驅油效率的影響

氣驅過程中，不同驅替壓力的驅油效果也有所差異，實驗表明驅替壓差與滲透率呈反相關的關系。驅替壓差小于1.4 MPa的巖樣驅油效率最高，隨著驅替壓力的增大，巖樣的驅油效率逐漸降低（圖4）。實際注氣生產初期，由于CO2氣體在液體中的溶解效應以及氣體進入到微小孔隙中，會出現壓力降低的現象。注入壓力恒定時，需要較小驅替壓力的儲層，氣體的波及效率會更高一些，有利于驅油效率的提高；驅替壓差較大的儲層，在壓力降比較明顯的生產初期，驅替效果必然會受到影響。實際生產動態表明，在氣水交替驅的過程中，地層壓力若能恢復到12 MPa（地層壓力），就可以獲得較好的驅替效率。

圖 4 注氣階段不同驅替壓差的驅油效率變化

2 實際產量提高情況

靖邊油田于2012年9月開始對45543-03井開始注氣生產，2013年3月開始對45543-05井和45543井注氣生產，截止2014年7月累計注入CO218 500 m3。圖5 為注入區生產井產液量與產油量的變化情況。

圖5 平均產液量與產油量變化

開始注氣后產液量與產油量有了明顯的提高，平均產油量比預測產量高出20%左右。2013年3月對45543-03井停止注氣，在2013年9月恢復注氣，恢復注氣后的一個月時間里，平均單井產量增加45%。可以看出，在進行了氣驅之后產量有大較大幅度的提高，在短時間之內CO2注入也可以較大幅度的提高產量[2]。

3 結 論

低滲透砂巖儲層水驅后進行氣驅可以較大幅度的提高采收率，實驗表明：氣水交替最終驅油效率51.2%~62.7%，平均58.7%，氣水交替驅油最終驅油效率比水驅平均高10.1%，實際產量比預期產量高出20%左右。

在進行氣水交替驅試驗中，不同滲透率的巖心樣品采收率的貢獻值不一樣。比較明顯的趨勢是滲透率大于1.0×10-3μm2的巖樣，采收率的提高值較大；水驅轉為氣驅之后，在注入約0.5 PV氣體后，采收率的增加幅度最大，隨著后續氣體的持續注入，采收率逐漸下降，氣驅轉水驅之后，同樣在注入0.5 PV水左右，采收率的提高值最大，隨著注水的進行，采收率逐漸下降。替壓差與滲透率呈反相關的關系，隨著驅替壓差的逐漸減小，驅油效率有增高的趨勢；CO2注入儲層后會與地層發生相應的水巖反應，使孔隙度有一定程度的減小，滲透率變化不顯著或者稍有增大。

［1］Henriksen D E, Ombudstvedt I. GHGT-12 CCS–What Does it Take? Necessary Framework to Succeed with CCS ☆[J]. Energy Procedia, 2014, 63:6730-6737.

［2］Jinfeng Ma, Xiangzeng Wang, et al. Jingbian CCS Project, China: Second Year of Injection, Measuurment, Monitoring and Verification. Energy Procedia. 2014，63：2921-1938.

［3］魏浩光, 岳湘安, 趙永攀, 等. 特低滲透油藏天然氣非混相驅實驗[J]. 石油學報, 2011, 02: 307-310．

Analysis on Factors of Enhancing Oil Recovery by CO2and Water Alternating Flooding in Low Permeability Reservoirs

（Department of Geology, Northwest University, Shaanxi Xi’an 710069，China）

The low permeability reservoir is tight. After water flooding, water content increases gradually and the water-oil displacement efficiency comes down while the potential of residual oil is still huge. CO2oil displacement technique can not only enhance oil recovery greatly, but also store partial CO2in the underground. In this article, the efficiency and related factors of CO2-water alternating EOR were analyzed by laboratory experiments and practical production. The results indicate that the final efficiency of CO2water alternating displacement is in the range of 51.2%~ 62.7%, with an average of 58.7%, which is 10.1%higher than that of water displacement. In particular, the recovery rate of samples with permeability greater than 1.0×10-3μm2increases significantly. The displacement efficiency of different samples with various permeability increases mostly when they are injected 0.5 PV gas or water in CO2water alternating displacement. In addition, the displacement differential pressure is inversely proportional to the permeability, and the oil displacement efficiency increases with the decrease of the displacement differential pressure. Above all, we should consider the impact of various factors in practical gas injection and production process of low permeability reservoirs.

CO2and water alternating flooding; factors of enhancing oil recovery; efficiency of EOR

TE 357

A

1004-0935（2017）04-0354-03

2017-03-08

杜美馨（1992-），女，碩士，陜西西安人。