樊建明，張慶洲，霍明會，田建鋒，李衛(wèi)兵

(1.長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018；3.西安石油大學 石油工程學院，陜西 西安710065)

超低滲透油藏注CO2開發(fā)方式優(yōu)選及室內(nèi)實驗研究

樊建明1,2，張慶洲1,2，霍明會1,2，田建鋒3，李衛(wèi)兵1,2

(1.長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018；3.西安石油大學 石油工程學院，陜西 西安710065)

為了探索提高超低滲透油藏開發(fā)效果的有效CO2注入方式，通過長巖心注氣物理模擬實驗開展了不同CO2注入方式實驗研究。研究結(jié)果表明：對于裂縫不發(fā)育油藏，油藏地層壓力能夠滿足CO2混相驅(qū)，直接注CO2開發(fā)方式最好，驅(qū)油效率比水驅(qū)提高48.97%；非混相驅(qū)情況下，水驅(qū)后注氣開發(fā)方式最好，驅(qū)油效率比水驅(qū)提高35.41%，且水驅(qū)后注氣可以起到控水作用以及減少氣體指進的影響。對于裂縫發(fā)育油藏，不管混相驅(qū)還是非混相驅(qū)，氣水交替周期注入方式最好，驅(qū)油效率比水驅(qū)可分別提高20.39%、14.34%，兩種驅(qū)替方式下最佳氣水比和氣段塞大小不同，混相驅(qū)情況下，氣段塞大小0.05 HCPV、氣水體積比1∶1最優(yōu)，非混相情況下，氣段塞大小0.1 HCPV、氣水體積比1∶2最優(yōu)。

超低滲透油藏；CO2驅(qū)；注入方式；實驗研究

超低滲透油層巖性致密、非均質(zhì)性強，導致僅靠注水開發(fā)進一步提高單井產(chǎn)量和采收率難度很大。借鑒國內(nèi)外低滲透-特低滲透油藏注CO2的成功案例[1-5]，探索超低滲透油藏注CO2提高單井產(chǎn)量和采收率的可行性及合理注入方式。

長巖心注氣物理模擬實驗不僅是室內(nèi)研究各種注氣方式(驅(qū)替、氣水交替、周期注CO2)和不同注氣時機驅(qū)油效率的主要手段，還可研究氣水交替注入中不同段塞大小、不同氣水比例和不同注入壓力等因素對采收率的影響[6-8]。研究結(jié)果可以評價注入CO2是否可用于三次采油，怎樣的注入方式更有利于提高采收率，為施工參數(shù)優(yōu)選和現(xiàn)場方案實施提供參考。

1 實驗條件

1.1 實驗巖心

巖心來源于華慶油田元284區(qū)塊長63儲層，根據(jù)巖心、薄片和野外露頭剖面裂縫觀察與統(tǒng)計，該儲層局部天然微裂縫較為發(fā)育，裂縫類型以高角度構造微裂縫為主，裂縫開度≤60 μm，裂縫密度為0.62條/m。為了確定不同裂縫發(fā)育程度儲層合理的注入方式，實驗共選用2組長巖心，第一組巖心為天然巖心，天然裂縫相對不發(fā)育，巖心測試的平均滲透率為0.40×10-3μm2，平均孔隙度為12.15%；第二組巖心為人工造縫巖心。由于在巖心鉆取過程中，含有微裂縫的巖心容易破碎，無法大批量用于實驗。針對這一問題，考慮到天然裂縫產(chǎn)生的機理是不同方向巖石應力差導致的巖石發(fā)生破裂變形，提出利用三軸應力巖心夾持器，模擬地層中的應力條件，在小巖心上人工制造不同程度的微裂縫，從而等效為儲層的天然裂縫。通過反復實驗，按照人工造縫后巖心的滲透率與存在天然裂縫巖心的滲透率基本相當?shù)脑瓌t，最終選取平均滲透率為0.98×10-3μm2左右、平均孔隙度為12.35%的人造裂縫巖心。

1.2 實驗流體

實驗所用地層油(表1)配樣方法遵循SY/T 5542-2009《地層原油物性分析方法》，配制后的氣油比為95.27 m3/t，實驗用地層水(表2)根據(jù)油田提供的水礦化度分析數(shù)據(jù)配制，實驗注入CO2的純度為99.99%。

表1 地層油組成

表2 長巖心驅(qū)替實驗地層水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)

1.3 實驗溫度

實驗溫度確定為華慶油田元284區(qū)塊長6油藏地層溫度70.6 ℃。

2 實驗方案

不同超低滲透儲層裂縫發(fā)育程度不同。為了評價裂縫發(fā)育程度不同儲層的合理開發(fā)方式，實驗采用天然巖心和人造裂縫巖心2組對比巖心。前期超低滲透油藏室內(nèi)測定CO2最小混相壓力為16.83 MPa，在油藏開發(fā)過程中有的區(qū)域地層壓力高于16.8 MPa形成混相驅(qū)，低于16.8 MPa的區(qū)域形成非混相驅(qū)。為了評價混相和非混相情況下不同驅(qū)油方式的開發(fā)效果，實驗出口壓力分別設計為17 MPa(CO2與所驅(qū)原油處于混相狀態(tài))和12 MPa(CO2與所驅(qū)原油處于非混相狀態(tài))，針對裂縫發(fā)育程度不同和不同CO2驅(qū)油方式開展室內(nèi)實驗，設計方案見表3。

表3 長巖心CO2驅(qū)替實驗方案

注：注CO2速度0.3 mL/h，注水速度0.3 mL/h

3 實驗裝置及步驟

3.1 實驗裝置

此套裝置主要由注入泵系統(tǒng)、長巖心夾持器、回壓調(diào)節(jié)器、壓差表(控溫系統(tǒng)，圖1中虛線部分)、氣量計等組成。其中1 m的三軸長巖心夾持器是長巖心裝置中的關鍵部分，主要由長巖心外筒、膠皮套和軸向連接器組成。

圖1 注CO2方式優(yōu)選實驗裝置

3.2 實驗步驟

考慮到實驗方案及內(nèi)容較多，實驗均參考中國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 6575-2003《提高采收率方法篩選技術規(guī)范》和SY/T5345-2007《巖石中兩相相對滲透率測定方法》。具體實驗步驟如下：

(1)在實驗溫度為110 ℃下用高壓氮氣吹干巖心后，用2臺真空泵在巖心兩端對其抽空，使其真空度達0.01 mmHg后再抽空36 h， 然后降溫至70.6 ℃。

(2)在實驗溫度70.6 ℃下飽和地層水，在實驗壓力(17/12 MPa)下穩(wěn)定4 h后，用計量泵計量飽和地層水體積，這一體積就是巖心的孔隙體積。

(3)在實驗溫度70.6 ℃下，用白油驅(qū)替地層水，使其巖心里的水呈束縛狀態(tài)，本實驗的束縛水飽和度為40.2%。建立束縛水后，巖心壓力升至實驗壓力(17/12 MPa)。

(4)在實驗溫度70.6 ℃下，用所配制的地層原油，在速度為3.75 mL/h下驅(qū)替白油，當巖心流出物與所配制地層原油氣油比一致，可以認為地層原油已被飽和。

(5)水驅(qū)后CO2驅(qū)。以0.3 mL/h的速度向巖心注水，當巖心采出端含水達到98%時，分別在巖心出口端壓力升至17/12 MPa時，以0.3 mL/h的速度向巖心內(nèi)注CO2，驅(qū)油效率沒有明顯上升時實驗結(jié)束。

(6)直接CO2驅(qū)。分別在巖心出口端壓力為17/12 MPa時，以0.3 mL/h的速度向巖心內(nèi)注CO2，驅(qū)油效率沒有明顯上升時實驗結(jié)束。

(7)周期注CO2。長巖心出口壓力設置為17 MPa。先衰竭開采至7.1 MPa，然后注CO2至17 MPa再衰竭開采至7.1 MPa，共進行5個循環(huán)，最后衰竭開采至常壓。

(8)段塞的敏感性評價。出口端壓力分別設置為17 MPa和12 MPa，分別注入CO2段塞0.05 HCPV、0.1 HCPV、0.2 HCPV、0.3 HCPV、0.5 HCPV和0.7 HCPV后進行水驅(qū)油效率實驗。

(9)CO2/水段塞交替注入。設計了0.05 HCPV、0.1 HCPV、0.3 HCPV共3種CO2段塞，分別在氣水比(均指實驗條件下的氣水體積比)為1∶1、1∶2和2∶1的3種條件及17 MPa和12 MPa下的氣水交替周期注入驅(qū)油實驗。

在步驟(5)—(9)這5組實驗中，仔細觀察實驗溫度、驅(qū)替壓力、回壓、環(huán)壓并記錄時間、計量泵讀數(shù)、產(chǎn)出的分離器油量、產(chǎn)出的分離器氣量、驅(qū)替壓力、回壓、環(huán)壓、室內(nèi)溫度和環(huán)境壓力，然后對分離器的氣樣進行組分分析。

(10)由于巖心數(shù)量有限，同時為了更好保證實驗條件的一致性，一組實驗完成后重新對巖心用石油醚進行清洗，重復實驗步驟(1)—(4)。

4 實驗結(jié)果

4.1 注CO2驅(qū)和水驅(qū)后注CO2效果

(1)天然巖心的驅(qū)替效果對比分析

圖2—圖5是天然巖心直接注CO2混相驅(qū)、非混相驅(qū)和水驅(qū)后注CO2混相驅(qū)、非混相驅(qū)不同開發(fā)指標(驅(qū)油效率、驅(qū)替壓差、氣油比、含水率)對比曲線。從驅(qū)油效率變化曲線分析(圖2)，直接注CO2混相驅(qū)效果最好，比水驅(qū)驅(qū)油效率41.66%高48.97%，然后依次為水驅(qū)后注CO2混相驅(qū)、水驅(qū)后注CO2非混相驅(qū)、直接注CO2非混相驅(qū)，比水驅(qū)驅(qū)油效率分別提高41.57%、35.41%、30.32%，說明這4種不同的注氣方式在均質(zhì)超低滲透油藏中驅(qū)油效果均比注水方式好。對比直接注氣和水驅(qū)后注氣壓力變化曲線(圖3)，雖然水驅(qū)后注氣可以減少CO2用量，但注入壓力明顯比直接注氣壓力高。在0.3 mL/h的注入速度下，驅(qū)替最高壓差達到了14 MPa左右。對比混相驅(qū)和非混相驅(qū)氣油比變化曲線(圖4)，混相驅(qū)氣體突破比非混相驅(qū)晚，說明在混相驅(qū)條件下界面張力減小，CO2與原油的密度差降低，這一點有利于減少氣體的指進。但由于混相驅(qū)原油中溶解了大量的CO2氣體，混相驅(qū)氣體突破后氣油比上升較快。從圖5含水率變化曲線可以看出注氣后含水率明顯降低，有利于控水，從而提高采收率。

圖2 天然巖心不同CO2注入方式注入倍數(shù)與驅(qū)油效率的關系

圖3 天然巖心不同CO2注入方式注入倍數(shù)與驅(qū)替壓差的關系

圖4 天然巖心不同CO2注入方式注入倍數(shù)與氣油比的關系

圖5 天然巖心不同CO2注入方式注入倍數(shù)與含水率的關系

(2)人造裂縫巖心的驅(qū)替效果對比分析

圖6—圖9是裂縫巖心不同CO2驅(qū)開發(fā)指標(驅(qū)油效率、驅(qū)替壓差、氣油比、含水率)對比曲線。從驅(qū)油效率對比曲線看出(圖6)，水驅(qū)后注CO2混相驅(qū)效果最好，比水驅(qū)驅(qū)油效率42.10%高14.25%，直接CO2混相驅(qū)和水驅(qū)后注CO2非混相驅(qū)驅(qū)油效果接近，比水驅(qū)驅(qū)油效率高將近10%，直接CO2非混相驅(qū)開發(fā)效果最差，比水驅(qū)驅(qū)油效率低5%，說明直接注氣非混相驅(qū)方式開發(fā)非均質(zhì)超低滲透裂縫油藏效果不理想。對比直接注氣和水驅(qū)后注氣壓力變化曲線(圖7)，水驅(qū)后注氣壓力明顯比直接注氣壓力高，水驅(qū)后注氣驅(qū)替最高壓差達到5.5 MPa，而直接注氣驅(qū)替壓差最高只有0.74 MPa。從生產(chǎn)氣油比和含水率變化曲線(圖8—圖9)分析得出，水驅(qū)后注氣既有利于減少氣體的指進和非均質(zhì)對氣驅(qū)的不利影響，又可以降低水驅(qū)后的含水率，從而進一步提高驅(qū)油效率。

4.2 周期注CO2

周期注CO2開采主要機理有CO2溶于原油使其體積膨脹，從而增加彈性能量，同時降低原油黏度，增加原油流動能力；CO2能夠萃取原油中的輕烴組分，降低注入介質(zhì)與原油的界面張力，減小流動阻力，從而達到增油的目的。

開展周期注CO2實驗，探索周期注CO2開發(fā)超低滲透油藏可行性。實驗結(jié)果如圖10—圖11所示。經(jīng)過5個周期注CO2，天然巖心采出程度達到了64.75%，裂縫巖心采出程度達到了45.68%，比水驅(qū)驅(qū)油效率分別高出22.65%和3.5%。由此可見超低滲透油藏進行周期注CO2是可行的，且驅(qū)油效果比水驅(qū)好。從天然巖心和裂縫巖心5個周期注CO2的最終驅(qū)油效率對比來看，周期注CO2更適合于開發(fā)均質(zhì)性較好的油藏。

圖6 裂縫巖心不同CO2注入方式注入倍數(shù)與驅(qū)油效率的關系

圖7 裂縫巖心不同CO2注入方式注入倍數(shù)與驅(qū)替壓差的關系

圖8 裂縫巖心不同CO2注入方式注入倍數(shù)與氣油比的關系

圖9 裂縫巖心不同CO2注入方式注入倍數(shù)與含水率的關系

圖10 天然巖心周期注CO2開采效果

圖11 裂縫巖心周期注CO2開采效果

4.3 氣水交替驅(qū)

4.3.1 段塞的敏感性 為了評價氣水交替驅(qū)不同注入方式的開發(fā)效果，首先對注CO2段塞大小進行敏感性實驗，優(yōu)選出合理的注入段塞范圍。實驗結(jié)果見圖12。

圖12 混相驅(qū)和非混相驅(qū)條件下CO2段塞大小與驅(qū)油效率的關系

從CO2段塞大小與水驅(qū)效率關系曲線看，對于天然巖心，不管混相還是非混相驅(qū)，CO2段塞越大水驅(qū)效率越好。但在混相驅(qū)條件下當段塞大小超過0.12 HCPV后，對驅(qū)油效率影響減小。非混相驅(qū)條件下段塞大小超過0.2 HCPV后，驅(qū)油效率增加減小。因此，從經(jīng)濟角度考慮混相驅(qū)條件下段塞大小不超過0.12 HCPV，非混相驅(qū)條件下不超過0.2 HCPV。

從水驅(qū)效率曲線分析，對于裂縫巖心，不管混相驅(qū)還是非混相驅(qū)，CO2段塞大小對水驅(qū)效率存在最優(yōu)值，小于該值，隨CO2段塞增大，水驅(qū)效率增加，大于該值，隨CO2段塞增大，由于非均質(zhì)性和氣體指進等原因，驅(qū)油效率降低。在混相驅(qū)條件下當段塞大小約為0.2 HCPV驅(qū)油效率最大，非混相驅(qū)條件下段塞大小約為0.1 HCPV驅(qū)油效率最大。

4.3.2 氣水交替驅(qū)不同注入方式驅(qū)油效率評價 研究天然巖心和裂縫巖心CO2氣水交替注入過程中氣水比和交替注入時氣體的段塞大小對驅(qū)油效率的影響，實驗結(jié)果見表4—表5。

氣水交替不同注入方式驅(qū)油實驗結(jié)果說明，對于天然巖心，混相驅(qū)比非混相驅(qū)效果好，驅(qū)油效率約高6%，在同一壓力下驅(qū)油效率差別不明顯。在同一氣水比條件下， 0.05 HCPV段塞驅(qū)油效果稍好，在0.05 HCPV段塞條件下，氣水比1∶1效果相對較好。對于裂縫巖心，混相驅(qū)仍比非混相驅(qū)效果好，驅(qū)油效率約高4%。在同一CO2段塞大小條件下，氣水比1∶2驅(qū)油效果相對較好，在此條件下，0.1 HCPV段塞注入方式效果好。

表4 天然巖心氣水交替不同注入方式驅(qū)油實驗結(jié)果

表5 裂縫巖心氣水交替不同注入方式驅(qū)油實驗結(jié)果

從結(jié)果分析，天然巖心氣水交替混相和非混相驅(qū)驅(qū)油效果要比裂縫巖心好得多，驅(qū)油效率將近高出20%，原因是裂縫巖心的非均質(zhì)性影響了驅(qū)油效果。

5 注入方式評價和優(yōu)選

綜合連續(xù)氣驅(qū)、段塞驅(qū)、氣水交替周期注入、周期注CO2實驗結(jié)果(表6)得出：對于裂縫不發(fā)育油藏，油藏地層壓力能夠滿足CO2混相驅(qū)的情況下，建議采用直接注CO2開發(fā)方式，驅(qū)油效率比水驅(qū)驅(qū)油效率提高48.97%；非混相驅(qū)情況下，宜采用水驅(qū)后注氣開發(fā)方式，驅(qū)油效率比水驅(qū)驅(qū)油效率提高35.41%，且水驅(qū)后注氣可以起到控水作用以及減少氣體指進的影響。對于裂縫相對發(fā)育油藏，可采用周期注CO2或氣水交替周期注入開發(fā)方式，考慮到周期注CO2氣體的處理成本，建議采用氣水交替周期注入開發(fā)方式，混相驅(qū)情況下氣段塞0.05 HCPV、氣水比1∶1最優(yōu)，非混相情況下氣段塞大小0.1 HCPV、氣水比1∶2最優(yōu)。

表6 不同注入方式驅(qū)油效率對比

6 結(jié) 論

(1)儲層非均質(zhì)性是影響注氣效果的主要因素，建議進行注氣試驗時應選擇均質(zhì)性比較好的儲層。

(2)超低滲透油藏周期注CO2是可行的，且驅(qū)油效果比水驅(qū)好。

(3)對于裂縫不發(fā)育油藏，混相驅(qū)條件下段塞大小不超過0.1 HCPV，非混相驅(qū)條件下不超過0.2 HCPV；對于裂縫相對發(fā)育油藏，在混相驅(qū)條件下段塞大小約為0.2 HCPV、非混相驅(qū)條件下段塞大小約為0.1 HCPV最佳。

(4)對于裂縫不發(fā)育油藏，油藏地層壓力能夠滿足CO2混相驅(qū)情況下，直接注CO2開發(fā)方式最好，非混相驅(qū)情況下，水驅(qū)后注氣開發(fā)方式最好；對于裂縫相對發(fā)育油藏，不管混相驅(qū)還是非混相驅(qū)，氣水交替周期注入方式最好，混相驅(qū)情況下氣段塞大小0.05 HCPV、氣水比1∶1最優(yōu)，非混相情況下氣段塞大小0.1 HCPV、氣水比1∶2最優(yōu)。

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責任編輯：賀元旦

2015-04-10

國家科技重大專項“超低滲透油藏有效開采技術”(編號：2011ZX05013-004)

樊建明(1976-)，男，博士，高級工程師，主要從事超低滲致密油藏開發(fā)研究。 E-mail:fanjm_cq@petrochina.com.cn

1673-064X(2015)05-0037-06

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