王 萍

(中國石化華北油氣分公司 石油工程技術研究院，河南 鄭州 450006)

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裂縫性致密油藏CO2定容混相驅實驗研究及應用

王 萍

(中國石化華北油氣分公司 石油工程技術研究院，河南 鄭州 450006)

針對紅河油田長8油藏注水開發(fā)過程中主向井裂縫性水淹特征嚴重、側向井無水驅受效特征、影響油藏采收率的問題，為實現(xiàn)裂縫性致密油藏有效動用，建立了裂縫、基質(zhì)雙重介質(zhì)條件下CO2定容混相驅評價模型，并開展紅河油田CO2定容混相驅室內(nèi)實驗研究，分析了CO2定容混相驅驅替壓力傳遞規(guī)律和驅油效果。結果表明：CO2定容混相驅利用裂縫通道為基質(zhì)孔隙增能，能夠有效提高CO2和基質(zhì)孔隙原油的混相程度，比常規(guī)驅替方式提高基質(zhì)驅油效率0.91%～10.11%。CO2定容混相驅技術在紅河油田應用效果良好，井組累計增油1 089.5 t，能夠有效提高裂縫性致密油藏基質(zhì)原油的動用程度。

裂縫性致密油藏；定容混相驅；CO2氣竄；驅油效率

紅河油田長8油藏位于鄂爾多斯盆地天環(huán)向斜南部，平均滲透率0.4×10-3μm2，平均孔隙度10.8%，局部天然裂縫發(fā)育，為裂縫性致密油藏。在前期注水開發(fā)過程中地層能量衰減快，受天然裂縫和人工裂縫影響，注入水方向性強，注水效果差。由于目前沒有成熟的防止大裂縫通道水竄的有效工藝技術，急需開展裂縫性致密油藏提高采收率技術研究。CO2驅油技術在低滲透油田開采方面有著無法比擬的優(yōu)勢，在多數(shù)油田有很好的應用前景[1-5]，但對于裂縫性致密油藏，注入CO2容易沿著裂縫通道竄流到油井，大幅度降低注氣效果[6-8]。顯然，如何做到既有效利用裂縫通道，又要避免過早氣竄問題，就成了提高這類油藏采收率的關鍵。借鑒單井CO2吞吐措施的增產(chǎn)機理，創(chuàng)新提出“CO2定容混相驅” 技術，即注CO2初期井組油井全部關井，注入CO2優(yōu)先進入裂縫使裂縫壓力升高，當裂縫增壓至一定程度時，CO2進入基質(zhì)儲層不斷與地層原油發(fā)生混相接觸，最后油井全部開井生產(chǎn)。為論證CO2定容混相驅技術在裂縫性致密油藏應用的技術可行性，筆者結合紅河油田實際條件，開展了裂縫、基質(zhì)并存條件下CO2定容混相驅油評價實驗， 為裂縫性致密油藏開展礦場試驗提供依據(jù)。

1 CO2定容混相驅實驗方案設計

為定量評價裂縫性致密油藏CO2定容混相驅油效果，建立了裂縫、基質(zhì)并存條件下CO2定容混相驅替評價模型。將紅河油田長8油藏實際巖心人工壓開，并充填不同厚度墊片模擬不同寬度裂縫，巖心抽真空飽和地層水，確定孔隙體積。將裂縫巖心與基質(zhì)巖心并聯(lián)，按照實驗流程連接好(圖1)，水測滲透率并分別飽和油，記錄基質(zhì)巖心和裂縫巖心的出水量。關閉巖心下游開關，以一定壓力在巖心上游注氣蹩壓，憋壓過程中記錄巖心入口、出口壓力，繪制定容憋壓過程中巖心上、下游兩端壓力變化曲線，分析裂縫、基質(zhì)巖心并存條件下壓力傳遞規(guī)律；當裂縫巖心出口壓力和基質(zhì)巖心出口壓力相等時打開下游開關進行邊注邊采，此時記錄裂縫巖心與基質(zhì)巖心出油量及壓力變化，計算裂縫巖心、基質(zhì)巖心的驅油效率。將實驗結果與常規(guī)注采方式進行對比，定量評價CO2定容混相驅油效果。

本次實驗共設計6種并聯(lián)組合模型進行實驗，基質(zhì)巖心滲透率分別是0.900×10-3μm2、0.559 ×10-3μm2、0.305 ×10-3μm2(見表1)；裂縫巖心有兩種(見表2)，一是巖心造縫后不加墊片模擬天然縫，二是巖心造縫后加1 mm、2 mm墊片模擬不同寬度裂縫。實驗溫度65 ℃。

表1 基質(zhì)巖心基本參數(shù)

表2 裂縫巖心基本參數(shù)

2 CO2定容混相驅實驗結果

2.1 CO2定容混相驅二級驅替壓力傳遞規(guī)律

通過巖心并聯(lián)驅替實驗，在CO2只注不采形成定容混相的情況下，繪制了不同裂縫寬度巖心與不同滲透率基質(zhì)巖心并聯(lián)時的上、下游壓力變化曲線如圖2所示。從圖2可以看出，基質(zhì)、裂縫并聯(lián)條件下CO2定容混相時，裂縫巖心出口端壓力上升較快，達到最大壓差以后，驅替壓差迅速下降形成優(yōu)勢竄流通道；對于基質(zhì)巖心來說，受致密性影響入口端壓力傳遞速度較慢，導致出口端壓力上升慢，最終入口壓力、裂縫巖心出口壓力、基質(zhì)巖心出口壓力三者達到平衡，驅替系統(tǒng)兩端壓差為0，將此時的壓力定義為CO2定容混相驅平衡壓力。

不同巖心組合方式下的CO2定容混相驅平衡壓力見圖3。從圖3可以看出，定容混相驅平衡壓力值的大小受基質(zhì)巖心滲透率、裂縫寬度綜合影響。當裂縫寬度一定時，基質(zhì)滲透率降低，定容混相驅平衡壓力值就越大，分析原因為基質(zhì)巖心滲透率越低，CO2進入基質(zhì)孔隙的阻力就越大，對注入壓力的要求就越高，但基質(zhì)巖心滲透率對平衡壓力值影響較??；對于相同滲透率基質(zhì)巖心，隨裂縫寬度增加，裂縫和基質(zhì)平衡需要的壓力也有所降低。實驗結果顯示：天然微裂縫發(fā)育時，定容混相驅平衡壓力值為29 MPa～30 MPa；裂縫寬度≥1 mm時，定容混相驅平衡壓力值穩(wěn)定在23 MPa～24 MPa。

2.2 CO2定容混相驅油效果評價

由裂縫與基質(zhì)巖心并聯(lián)條件下CO2定容混相驅油實驗結果見表3。

表3 不同注采方式下驅油效率對比結果

從表3可以看出，裂縫與基質(zhì)巖心并聯(lián)條件下采用CO2定容憋壓后注采同步的方式，裂縫中的油基本全部被采出，驅油效率高達96%以上，而基質(zhì)巖心驅油效率只有不到12%。主要原因是裂縫巖心氣竄后，裂縫成為主要的氣流通道，驅替壓差迅速減小，基質(zhì)巖心波及體積較小，導致基質(zhì)驅油效率低。裂縫寬度越大，基質(zhì)巖心驅油效率越低；裂縫寬度一定時，隨基質(zhì)巖心滲透率降低，裂縫巖心驅油效率不變，基質(zhì)巖心驅油效率降低；說明裂縫與基質(zhì)巖心的滲透率極差越大，基質(zhì)巖心驅油效率就越低。

并聯(lián)巖心的滲透率級差不同，CO2定容混相驅二級驅替壓力變化特征也有差別。僅存在微裂縫時，在CO2沿裂縫竄通前基質(zhì)巖心出口壓力有一定程度提高，采用注采同步方式可驅出部分基質(zhì)孔隙中的原油(見圖2a))；地層中存在大的裂縫通道時，裂縫巖心首先發(fā)生氣竄，基質(zhì)巖心出口壓力不變，采用注采同步方式根本無法驅動基質(zhì)孔隙中的原油(見圖2b))。為進一步定量評價CO2定容混相驅提高基質(zhì)驅油效率程度，對比分析紅河油田長8油藏CO2定容混相驅與常規(guī)注采同步方式的驅替實驗結果?？梢钥闯觯翰捎媚姆N注采方式，對裂縫巖心的驅油效率影響不大，驅油效率均在96%以上；而注采方式對基質(zhì)巖心驅油效率影響較大，與常規(guī)注采同步方式相比，定容混相驅能夠提高基質(zhì)巖心驅油效率0.91%～10.11%。充分說明對于裂縫性致密油藏來說，初期采用CO2定容憋壓混相不僅能給基質(zhì)孔隙增壓，還有利于提高后期注采同步階段中基質(zhì)孔隙原油的動用程度，從而大幅提高油藏采收率。

3 現(xiàn)場試驗情況

HH156井組位于紅河油田12井區(qū)北部，為一注四采CO2驅先導試驗井組。注氣前水平井全部投產(chǎn)，滯后能量補充8個月。試驗井組于2013年6月25日進行CO2注氣，注氣10 d后，主應力方向油井HH12P72井發(fā)生氣竄，CO2含量監(jiān)測值高達27.48%。2013年7月9日，HH12P72關井停止生產(chǎn)，井組形成近似“CO2定容混相”驅替。隨著HH12P72關井壓力上升，注入CO2

發(fā)生轉向。定容憋壓1個月后，側向油井HH12P152見效反應特征明顯(見圖4)，含水由86%下降至76%，產(chǎn)油量由0.08 t/d上升到0.31 t/d，最高日產(chǎn)油1.19 t/d，截至2013年底井組累計增油1 089.5 t，定容混相驅增油效果明顯。

4 結論

1)建立了裂縫、基質(zhì)并存條件下CO2定容混相驅評價模型，裂縫氣竄時機是影響裂縫性致密儲層中基質(zhì)孔隙原油動用程度的關鍵因素。

2)CO2定容混相驅利用裂縫通道為基質(zhì)增能，能夠有效提高CO2和基質(zhì)孔隙原油的混相程度，與常規(guī)驅替方式相比能夠提高基質(zhì)孔隙驅油效率0.91%～10.11%。

3)CO2定容混相驅技術在紅河油田裂縫性致密油藏應用效果良好，增油效果明顯，為其它同類油田提高采收率提供了新方向。

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Experimental Study and Application of Carbon Dioxide Constant Volume Miscible-flooding in Fractured-tight Reservoir

WANG Ping

(Engineering Research Institute, North China Company, SINOPEC, Zhengzhou 450006, Henan, China)

In view of the serious water flooding of main direction well, invalid water-driving of lateral well, and finally influencing the reservoir recovery in Honghe Oilfield, the evaluation model of CO2constant volume miscible displacement is established under the condition of double media of fracture and matrix to achieve effective utilization of fractured tight reservoir in this paper. And experiment study of miscible flooding was carried out in Honghe Oilfield. At the same time, the rules of pressure transfer and oil displacement effect of CO2constant volume miscible displacement were analyzed. The results show that carbon dioxide constant volume miscible-flooding can effectively improve the mixed phase between the carbon dioxide and matrix porosity of crude oil, increasing the matrix pore with fracture channel. Matrix displacement efficiency was improved by 0.91%～10.11%, compared with the conventional flooding method. Carbon dioxide constant volume miscible-flooding technique has a good application effect in Honghe Oilfield with group total increasing-oil effect about 1089.5t. Carbon dioxide constant volume miscible-flooding can effectively enhance producing degree of matrix of crude oil in fractured-tight reservoir.

fractured-tight reservoir; constant volume miscible-flooding; CO2gas channeling; displacing efficiency

中國石化科技部項目(致密砂巖油藏有效開采關鍵技術應用研究):P14076

2016-07-11

王萍(1984-)，女，河北衡水人，工程師，碩士研究生，主要從事采油氣及提高采收率技術研究，E-mail:wang1ping2@163.com。

TE122

B

1008-9446(2017)01-0010-04