趙明國(guó)，蔡 亮，陳 棲

（1. 東北石油大學(xué) 提高采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 黑龍江 大慶163318； 2. 中國(guó)石油四川銷(xiāo)售分公司， 四川 成都 610000）

F區(qū)塊CO2驅(qū)注入速度對(duì)驅(qū)油效果的影響

趙明國(guó)1，蔡 亮1，陳 棲2

（1. 東北石油大學(xué) 提高采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 黑龍江 大慶163318； 2. 中國(guó)石油四川銷(xiāo)售分公司， 四川 成都 610000）

為解決低滲透油藏吸水能力差，注水開(kāi)發(fā)比較困難等問(wèn)題，在模擬F低滲透油藏條件下，通過(guò)CO2驅(qū)替室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，以不同注入速度下CO2驅(qū)替的采收率、生產(chǎn)氣油比和注入壓力為評(píng)價(jià)指標(biāo)，探索了CO2注入速度對(duì)驅(qū)油效果的影響。結(jié)果表明,CO2驅(qū)替對(duì)于開(kāi)采該油藏具有非常好的效果，但其效果與注入速度有關(guān)。注氣量達(dá)到0.6～1.21 PV后，CO2開(kāi)始突破。隨著CO2注入速度增大，CO2突破時(shí)機(jī)延后，最終采收率增加。當(dāng)注入速度達(dá)到2.28 cm3/min后，注入壓力接近CO2/油最小混相壓力，驅(qū)替方式轉(zhuǎn)變?yōu)镃O2混相驅(qū)，此時(shí)最終采收率明顯高于其它注入速度下的最終采收率。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)論，建議本區(qū)塊CO2驅(qū)注入速度為2.28～ 2.56 cm3/min。

低滲透油藏；CO2驅(qū)替；注入速度；室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

隨著我國(guó)優(yōu)質(zhì)油氣資源儲(chǔ)量和產(chǎn)量逐年減少，低滲透油藏已然成為了我國(guó)油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的主要資源[1,2]。由于低滲透油層存在滲流阻力大、吸水能力差和注水井附近地層壓力上升快等問(wèn)題，因此低滲透油藏油藏注水開(kāi)發(fā)比較困難，水驅(qū)采收率較低[3-6]。目前，對(duì)于該類(lèi)油田國(guó)內(nèi)外普遍采用注煙道氣、N2和CO2等氣體進(jìn)行開(kāi)發(fā)，并取得了很好的開(kāi)發(fā)效果[7-10]。

在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施前，為了進(jìn)一步認(rèn)識(shí)注CO2在F低滲透油藏開(kāi)發(fā)中的實(shí)際應(yīng)用效果，本文以室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，在改變CO2的注入速度的條件下，通過(guò)分析其對(duì)CO2驅(qū)替效果的影響，優(yōu)化了注入速度，并確定了CO2驅(qū)油在該低滲透油藏開(kāi)發(fā)中的可行性。

1 實(shí)驗(yàn)條件

油：F區(qū)塊脫氣原油與油層采出氣配制的模擬油 ，在地層溫度85.9 ℃，地層壓力21 MPa條件下，模擬油參數(shù)見(jiàn)表1。

表1 地層模擬油高壓物性參數(shù)Table 1 Formation oil PVT simulation parameters

水：模擬水。礦化度4 845.68 mg/L。

巖心：天然巖心。將4塊滲透率相近的巖心連接為長(zhǎng)巖心模型。巖心模型長(zhǎng)28.13 cm，直徑2.52 cm，滲透率1.63×10-3μm2，孔隙度13.19%。

2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程

實(shí)驗(yàn)設(shè)備包括：雙缸恒速恒壓泵、活塞容器、壓力傳感器、手動(dòng)泵、巖心夾持器、回壓調(diào)節(jié)器、恒溫箱、油氣分離器、氣體質(zhì)量流量計(jì)及氣體增壓泵等。

3 實(shí)驗(yàn)方案及過(guò)程

為與F區(qū)塊注采參數(shù)保持一致，實(shí)驗(yàn)總共設(shè)計(jì)了0.228、0.57、1.14、1.71、2.28和2.56 cm3/min等六種注入速度的CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)方案。巖心出口端回壓控制在21 MPa。

首先將抽提、烘干的巖心飽和地層水；在控制出口端回壓21 MPa下，將巖心飽和模擬油，計(jì)算束縛水飽和度；將CO2按一定流量注入巖心中進(jìn)行CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，直至巖心出口端沒(méi)有油流出為止。在此過(guò)程中計(jì)量驅(qū)出油、氣體體積及累計(jì)注入CO2體積。

4 CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)效果分析

4.1 采收率

由圖1可見(jiàn)，隨著CO2注入量增加，CO2驅(qū)累積采收率增加。當(dāng)注氣量達(dá)到2.8 PV后，CO2驅(qū)累積采收率增加幅度非常小。在相同注氣量條件下，隨著CO2注入速度的增加，采收率增加。當(dāng)注入速度為0.228、0.57、1.14、1.71、2.28和2.56 cm3/min時(shí)，最終采收率分別為63.49%、65.83%、73.97%、74.34%、79.02%和81.26%?？梢?jiàn)，注氣速度越大，最終采收率越高。這是由于注入速度增大時(shí)，注入壓力隨之增大，進(jìn)而引起地層油中CO2溶解量增加，地層原油粘度、油氣界面張力大幅度降低以及地層原油體積膨脹[5]。同時(shí)這為CO2和原油混相提供了更有利的條件，進(jìn)一步降低了CO2在原油中的指進(jìn)程度，且壓力越大驅(qū)替方式越接近混相驅(qū)，最終采收率也越高[6]。

4.2 生產(chǎn)氣油比

由圖2可見(jiàn)，注入CO2后，生產(chǎn)氣油比基本穩(wěn)定在原始溶解油氣比，當(dāng)注氣量達(dá)到0.6～1.21 PV后，CO2開(kāi)始突破，氣油比明顯增加。當(dāng)注入速度為0.228、0.57、1.14、1.71、2.28、2.56 cm3/min時(shí)，CO2突破時(shí)的注氣量分別為0.647、0.234、0.770 3、0.804 3、0.862 7和1.208 2 PV。CO2突破時(shí)累積采收率分別為17.48%、18.02%、21.32%、23.49%、35.16%和46.15%（見(jiàn)圖1）。由此可見(jiàn)，CO2注入速度越大，CO2突破越晚，突破時(shí)CO2注入量和累積采收率越大。

圖1 CO2采收率曲線Fig.1 CO2flooding recovery curve

圖2 CO2驅(qū)生產(chǎn)氣油比曲線Fig.2 CO2flooding GOR curve

4.3 注入壓力

由圖3可見(jiàn)，隨著CO2注入量增加，CO2注入壓力增加，當(dāng)CO2突破后，CO2注入壓力明顯降低。當(dāng)注入量一定時(shí)，隨著注入速度增加，CO2注入壓力增大。從注入壓力結(jié)果分析可以看出，注入速度為2.28和2.56 cm3/min時(shí)，最高注入壓力分別為28.5和31.4 MPa，CO2突破前平均壓力分別為27.16 MPa和29.76 MPa，接近最小混相壓力（該區(qū)塊最小混相壓力為29 MPa[7]），從而實(shí)現(xiàn)CO2混相驅(qū)。

圖3 CO2驅(qū)壓力變化曲線Fig.3 CO2flooding pressure curve

從圖1和2可以看出在這兩個(gè)注入速度下，累積采收率相差非常小，而且遠(yuǎn)高于其它注入速度的累積采收率；CO2突破時(shí)機(jī)較其它注入速度晚，CO2突破后氣油比上升速度明顯加快，實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象符合混相驅(qū)特征[8]。

通過(guò)對(duì)比不同注入速度CO2驅(qū)效果可以發(fā)現(xiàn)，CO2注入速度越高，驅(qū)油效果越好。從本實(shí)驗(yàn)看，注入速度為2.28～ 2.56 cm3/min時(shí)達(dá)到混相驅(qū)?；煜囹?qū)后，繼續(xù)提高注入速度，采收率增幅變化非常小，且壓力容易超過(guò)該區(qū)塊破裂壓力（34 MPa）,造成地層破裂，形成CO2氣竄。因此，本區(qū)塊進(jìn)行CO2驅(qū)時(shí)，建議注入速度選擇2.28～ 2.56 cm3/min。

5 結(jié) 論

（1）隨著CO2注入量增加，CO2驅(qū)累積采收率增加。當(dāng)注氣量達(dá)到2.8 PV后，CO2驅(qū)累積采收率增加幅度非常小。相同CO2注入量下，注氣速度越大，最終采收率越高。

（2）注氣量達(dá)到0.6～1.21 PV后，CO2開(kāi)始突破。CO2注入速度越大，CO2突破越晚，突破時(shí)CO2注入量和采收率越多。

（3）隨著注入速度的增加，CO2注入壓力增加。注入速度達(dá)到2.28 cm3/min后，注入壓力接近最小混相壓力，可實(shí)現(xiàn)CO2混相驅(qū)。建議本區(qū)塊進(jìn)行CO2驅(qū)注入速度為2.28～2.56 cm3/min。

［1］ 李星濤，郭肖王，萬(wàn)彬.滲透油藏注CO2提高采收率技術(shù)探討[J].重慶科技學(xué)院學(xué)報(bào),2010，12(1)：7-29.

［2］ 李兆敏，張超，李松巖，等．非均質(zhì)油藏泡沫與交替驅(qū)提高采收率研究[J]．石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào),2011,24（6）:1-5.

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［4］ 張德平. CO2驅(qū)采油技術(shù)研究與應(yīng)用現(xiàn)狀[J].科技導(dǎo)報(bào),2011，29（13）:75-79.

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Effect of CO2Injection Rate on Oil Displacement Efficiency of Low Permeability Reservoir in F Block

ZHAO Ming-guo1，CAI Liang1，CHEN Xi2
（1. Enhanced Oil and Gas Recovery Key Laboratory of Ministry of Education, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China; 2. PetroChina Sichuan Sales Branch, Sichuan Chengdu 610000, China）

In order to solve the problem that water absorbing capacity of reservoir with low permeability is worse, water-flooding is tough, under simulated condition of F reservoir with low permeability, by means of indoor experiment of CO2flooding, regarding recovery efficiency, produced oil-gas ratio and injection pressure at different injection rate as evaluation index, the influence of CO2injection rate on oil displacement efficiency has been investigated. The results show that，CO2flooding has good effect on this reservoir，and its effect is relative to injection rate. When the injection volume reaches 0.6～1.21 PV, CO2starts to break through. With the increase of CO2injection rate, the time for CO2to break through delays, which can increase the recovery efficiency. When injection rate reaches 2.28 cm3/min, injection pressure approaches the minimum miscible pressure of CO2/oil, displacement mode turns to CO2miscible displacement. At this point, ultimate recovery is the highest. Based on the experiment conclusions, it’s pointed out that rational injection rate of CO2in this block is 2.28～ 2.56 cm3/min.

Low permeability reservoir; CO2flooding; Injection rate ; Indoor experiment

TE 347.45

： A

： 1671-0460（2015）11-2537-03

2015-06-24

趙明國(guó)（1963-），男，黑龍江大慶人，教授，博士，2009年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院油氣田開(kāi)發(fā)專(zhuān)業(yè)，研究方向：提高原油采收率。E-mail：zhaomingguo63@163.com。

蔡亮（1990-），男，在讀研究生，研究方向：提高原油采收率。E-mail：648916537@qq.com。