付平(吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院， 吉林 松原 138000)

長巖心物模實(shí)驗(yàn)CO2混相驅(qū)影響因素

付平(吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院， 吉林 松原 138000)

黑79區(qū)塊CO2混相驅(qū)長巖心物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①當(dāng)注入氣體達(dá)到1.20PV時，超前注氣比同步注氣采收率提高4.69%；②采用小流量注入方式，采出液含水率為50%時轉(zhuǎn)CO2驅(qū)油采收率最高，為62.35%；③水氣交替注入能夠較大幅度提高采收率，水氣比為1:2的采收率最高，為60.45%；4.水氣段塞比為1∶2時注入體積達(dá)到0.36PV為最佳。

CO2混相驅(qū)；注氣時機(jī)；水氣段塞比；采收率

1 區(qū)塊概況

黑79區(qū)塊主要沉積微相是三角洲前緣水下分支河道，油藏類型為巖性油藏。黑79取心井資料統(tǒng)計孔隙度平均18.0%；滲透率平均19.86×10-3μm2。地面原油密度0.8546g/cm3，原油粘度(50℃)8.3mPa·s，凝固點(diǎn)30℃。溶解油氣比為31.4m3/ m3，飽和壓力為7.16MPa。

2 實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)采用美國產(chǎn)Ruska PVT-3000高壓物性實(shí)驗(yàn)裝置。實(shí)驗(yàn)條件采油該區(qū)塊的油田水和原油進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，溫度、壓力、氣油比等實(shí)驗(yàn)條件盡量還原現(xiàn)場真實(shí)環(huán)境。

實(shí)驗(yàn)步驟如下：①清洗、烘干、測干重；②巖心測量；③測量孔隙度和滲透率；④巖心抽真空，并飽和地層水；⑤稱取飽和水濕巖心質(zhì)量；⑥裝入巖心夾持器內(nèi)；⑦測定水相滲透率以及計算孔隙度；⑧飽和地層油，造束縛水；⑨進(jìn)行CO2驅(qū)實(shí)驗(yàn)。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1 注氣時機(jī)對CO2混相驅(qū)效果影響

(1)同步、超前注氣對CO2混相驅(qū)效果影響。采用純度為99.9%的CO2進(jìn)行長巖心驅(qū)油室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，測定同步注氣、超前注氣的注入體積與采出程度、氣油比之間的變化規(guī)律。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：超前注CO2的效果要好于同步注CO2，且兩種方式注入體積均為0.2PV為最佳，即當(dāng)CO2突破后，氣油比上升迅速，對最終采收率的貢獻(xiàn)較小。同時通過實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象及結(jié)果(即此條件下CO2驅(qū)油效率非常高)，由此判斷，壓力24.5MPa能夠?qū)崿F(xiàn)CO2多次接觸混相驅(qū)。

(2)不同含水階段對CO2混相驅(qū)效果影響。采用水和純度為99.9%的CO2進(jìn)行長巖心驅(qū)油室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，當(dāng)水驅(qū)后產(chǎn)出液含水率分別為50%和75%時，測定大流量和小流量不同含水率的采出程度。實(shí)驗(yàn)表明：水驅(qū)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)，當(dāng)產(chǎn)出液含水率50%時，進(jìn)行小流量驅(qū)替采收率最高，為62.35%，其次是產(chǎn)出液含水率75%時進(jìn)行的小流量驅(qū)替(56.99%)，再次是產(chǎn)出液含水率50%時進(jìn)行的大流量驅(qū)替(54.05%)，而產(chǎn)出液含水率75%時進(jìn)行的大流量驅(qū)替最低(48.65%)。結(jié)合實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象分析其原因是大流量進(jìn)行驅(qū)替時，流體沿著巖心大孔道形成竄流，在攜帶出原油的同時，含水率上升也比較快。而在小流量驅(qū)替時，流體更容易進(jìn)入較小孔道，相當(dāng)于擴(kuò)大了波及范圍，巖心中驅(qū)替狀態(tài)更接近于活塞驅(qū)替，所以含水率上升相對較慢。

3.2 不同注氣段塞對CO2混相驅(qū)效果影響分析

采用純度為99.9%的CO2進(jìn)行長巖心驅(qū)油室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，測定水氣比為1∶1、1∶2、2∶1以及水驅(qū)油、CO2驅(qū)油的注入體積與采出程度之間的規(guī)律。

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果總結(jié)出如下規(guī)律，即對于水氣比為1∶1，1∶2，2∶1三種水氣交替注入方式，其采收率隨著注氣段塞中CO2含量的遞增而增加。

3.3 注入量對CO2混相驅(qū)效果影響分析

實(shí)驗(yàn)同樣采用純度為99.9%的CO2進(jìn)行長巖心驅(qū)油室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，測定水氣比為1∶1、1∶2、2∶1以及水驅(qū)油、CO2驅(qū)油的注入體積與含水率、氣油比之間的規(guī)律。從見水時機(jī)看，對比五種驅(qū)替方式的注入體積，其規(guī)律是氣段塞越大的注入方式注入體積越大；而從見氣時機(jī)看，對比五種驅(qū)替方式的注入體積，其規(guī)律與見水時機(jī)規(guī)律相反，但差異較??；分析其原因主要是在實(shí)驗(yàn)過程中進(jìn)行水氣交替注入時，先注入氣段塞后注水段塞，因此在驅(qū)替過程中氣段塞大的注入方式先見氣，后見水；水段塞大的注入方式先見水，后見氣。

4 結(jié)語

(1)對于黑79區(qū)塊，在油藏條件下，即地層壓力24.5MPa，可以實(shí)現(xiàn)CO2混相驅(qū)替。

(2)長巖心物模實(shí)驗(yàn)表明，從不同注氣時機(jī)對CO2混相驅(qū)效果影響看：①超前注氣提高采收率幅度大于同步注氣。②采用小流量注入方式的提高采收率幅度大于大流量注入方式，水驅(qū)后產(chǎn)出液含水率為50%提高采收率幅度大于75%。

(3)從不同注氣段塞對CO2混相驅(qū)效果影響看，對于類似于黑79區(qū)塊的非均質(zhì)性強(qiáng)的儲層，水氣交替注入提高采收率幅度要明顯大于純水驅(qū)或CO2驅(qū)，且水氣交替注入方式的采收率隨著注氣段塞中CO2含量的遞增而增加，即當(dāng)水氣比為1∶2時效果最佳。

(4)在地層壓力條件下，采用超前注氣，小流量注入方式，氣水段塞比為1∶2，注入體積達(dá)到0.36PV時為最佳選擇。

[1]李士倫，周守信，杜建芬,等.國內(nèi)外注氣提高石油采收率技術(shù)回顧與展望[J].油氣地質(zhì)與采收率，2002，9(2)：1-5．

[2]李向良，李振泉，郭平,等．二氧化碳混相驅(qū)的長巖心物理模擬[J]．石油勘探與開發(fā)，2004，31(5)：102-104．

[3]李孟濤，單文文，劉先貴,等．超臨界二氧化碳混相驅(qū)油機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究[J].石油學(xué)報，2006，27(3)：80-83．

付平(1983- )，吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院，男，重慶人工程師，本科，主要從事老油田油藏地質(zhì)研究與開發(fā)工作。