雷欣慧,鄭自剛,余光明,張 康

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710018)

0 引 言

鄂爾多斯盆地三疊系特低滲透油藏由于儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性嚴(yán)重導(dǎo)致注水開發(fā)矛盾突出，普遍存在注水能力下降、地層能量不足、產(chǎn)量遞減大和水驅(qū)采收率低等問題[1-4]。實(shí)踐證實(shí)，CO2驅(qū)可通過降低原油黏度、改善流度比、使原油體積膨脹、降低界面張力等方式改善特低滲透油藏注水效果，大幅度提高原油采收率[5-9]。在CO2驅(qū)過程中，黏性指進(jìn)會(huì)嚴(yán)重影響CO2驅(qū)波及體積，進(jìn)而影響采收率[10]。氣水交替注入技術(shù)充分利用CO2驅(qū)的優(yōu)勢(shì)，有效減小CO2黏性指進(jìn)，提高波及體積[11]。目前，CO2氣水交替驅(qū)的研究熱點(diǎn)是注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)[12-19]，研究方法涉及物理模擬法和數(shù)值模擬法，但對(duì)CO2氣水交替驅(qū)動(dòng)態(tài)特征的研究較少，忽略了驅(qū)替過程中CO2在油水中的狀態(tài)、相帶變化過程及其與驅(qū)油效果間的關(guān)系，導(dǎo)致對(duì)CO2氣水交替驅(qū)過程認(rèn)識(shí)不清。文中以物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)為手段，研究水驅(qū)后CO2氣水交替驅(qū)過程中含水率、氣油比變化規(guī)律；并結(jié)合CO2在油水中溶解度的測(cè)試結(jié)果，研究多相流時(shí)CO2在油藏油水中的賦存狀態(tài)，探索CO2氣水交替驅(qū)在油藏條件下的相帶變化過程；同時(shí)，根據(jù)不同階段驅(qū)油效率變化，認(rèn)識(shí)CO2氣水交替驅(qū)見效特征。

1 實(shí)驗(yàn)條件及方法

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

選取鄂爾多斯盆地三疊系杏河北長(zhǎng)6油藏為研究對(duì)象，油層平均滲透率為2.16 mD，是典型的特低滲透油藏，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)。據(jù)此選定驅(qū)油條件：實(shí)驗(yàn)溫度為50 ℃，模擬末端回壓為10.50 MPa，按該區(qū)地層水離子組分配制模擬地層水，水型為CaCl2型(表1)，總礦化度為7.81×104mg/L。實(shí)驗(yàn)用油為該區(qū)脫水脫氣原油，黏度為2.08 mPa·s，細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)試混相壓力為16.90 MPa；實(shí)驗(yàn)用CO2氣體體積分?jǐn)?shù)為99.5%，選取該區(qū)露頭巖心鉆取的長(zhǎng)巖心進(jìn)行物理模擬實(shí)驗(yàn)，巖心長(zhǎng)度為30.00 cm，直徑為2.54 cm，氣測(cè)滲透率為2.28 mD，束縛水飽和度為56.61%。

表1 實(shí)驗(yàn)用地層水離子組分Table 1 The ion components of formation water used in the experiment

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

(1) 溶解度測(cè)試。模擬油藏溫度，測(cè)試不同壓力下CO2在實(shí)驗(yàn)用油和水中的溶解度。實(shí)驗(yàn)步驟為：將不同量的CO2和油(或水)導(dǎo)入PVT儀中，增壓成單相，攪拌搖勻后穩(wěn)定一段時(shí)間，然后緩慢降壓，每隔1.00～2.00 MPa分別測(cè)定流體的泡點(diǎn)壓力，該泡點(diǎn)壓力對(duì)應(yīng)的CO2濃度即為CO2的溶解度。

(2) 物理模擬驅(qū)油。實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)末端回壓為10.50 MPa，進(jìn)行2周期氣水交替驅(qū)。實(shí)驗(yàn)步驟為：巖心飽和油后進(jìn)行水驅(qū)，當(dāng)產(chǎn)出液含水率大于98%后轉(zhuǎn)CO2驅(qū)，驅(qū)替至出口端不產(chǎn)油后轉(zhuǎn)注水，然后進(jìn)行下一周期氣水交替驅(qū)，氣水交替驅(qū)時(shí)機(jī)為出口端完全不產(chǎn)油。整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中，恒速注入，泵速為0.1 mL/min，并記錄實(shí)時(shí)注入壓力和產(chǎn)出油、氣、水量。

(3) CO2在油藏流體中狀態(tài)判斷。方法主要包括：①依據(jù)不同時(shí)刻巖心出口端產(chǎn)出的油、氣、水量，對(duì)驅(qū)替過程的流態(tài)進(jìn)行劃分，分為單相流(油相、氣相、水相)、兩相流(油水兩相、油氣兩相、氣水兩相)、油氣水三相流；②結(jié)合高溫高壓PVT測(cè)得的不同壓力下CO2在油水中的溶解度和注入過程巖心沿程壓力，得到實(shí)驗(yàn)注入壓力范圍內(nèi)CO2在油、水中的溶解度；③對(duì)比不同流態(tài)下的氣油(水)比與溶解度的相對(duì)大小，當(dāng)實(shí)際氣油(水)比小于溶解度時(shí)，判定油藏條件下CO2為溶解氣；反之為自由氣或突破氣，此時(shí)發(fā)生氣竄。同時(shí)，按照該方法對(duì)驅(qū)油見效階段劃分為兩大類，即氣竄前和氣竄后，其中，氣竄前按照是否見氣，又分為見氣前和見氣前—?dú)飧Z后。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 CO2溶解度測(cè)試

利用高壓相態(tài)實(shí)驗(yàn)裝置，在油藏溫度下測(cè)得不同壓力下CO2在原油中和地層水中的溶解度(圖1)。由圖1可知：隨壓力增大，CO2在油中的溶解度迅速上升，CO2在地層水中的溶解度先迅速上升后逐漸平穩(wěn)，且CO2在原油中的溶解能力明顯高于地層水。

圖1 不同壓力下CO2在油、水中溶解度(50℃)Fig.1 The solubility of CO2 in oil and water under different pressures (50℃)

2.2 含水率及氣油比變化規(guī)律

圖2為水驅(qū)后CO2和水交替驅(qū)的驅(qū)替動(dòng)態(tài)。由圖2可知：第1周期氣水交替驅(qū)過程中(CO2驅(qū)后轉(zhuǎn)水驅(qū))，含水率在見氣前保持在100%，在見氣產(chǎn)油后含水率迅速降至0，直至完全產(chǎn)氣；轉(zhuǎn)注水后，初期完全產(chǎn)氣，含水率為0，在見水后含水急劇上升，由于驅(qū)替過程中油氣水分散程度高，含水率在較高的水平上(大于90%)波動(dòng)，呈鋸齒狀，直至含水率為100%；第2周期氣水交替驅(qū)過程含水率變化與第1周期大致相同。在每個(gè)周期氣水交替驅(qū)過程中，含水率呈近似倒“幾”字狀。

圖2 水驅(qū)后CO2和水交替驅(qū)的驅(qū)替動(dòng)態(tài)Fig.2 The displacement dynamics of gas-water flooding after water flooding

由圖2可知：第1周期氣水交替注氣過程中，氣油比在見氣前為0.0 m3/m3，見氣后氣油比迅速上升至一定水平并保持相對(duì)穩(wěn)定，然后迅速升至10.03m3/m3以上，直至完全產(chǎn)氣；轉(zhuǎn)注水后，初期完全產(chǎn)氣，見油后油氣比迅速降至完全不產(chǎn)氣，氣油比為0.0m3/m3。第2周期氣水交替驅(qū)過程中氣油比變化與第1周期基本相同。

2.3 油藏條件下CO2的賦存狀態(tài)

重點(diǎn)分析第1周期氣水交替驅(qū)過程中油水兩相流和油氣水三相流態(tài)下CO2的賦存狀態(tài)，判斷CO2以溶解氣還是自由氣的形式存在。

第1周期氣水交替過程注氣階段的流態(tài)主要包括單相流(水相或氣相)、油氣兩相流和三相流。圖3為氣油比及注入壓力變化情況。由圖3可知：兩相流和三相流時(shí)注入壓力為15.80～16.30 MPa，平均為16.05 MPa。在該壓力下，CO2在油、水中的溶解度分別為197、28 m3/m3。油氣水三相流態(tài)下，巖心產(chǎn)出端氣油比為0.0～8.5 m3/m3，遠(yuǎn)小于CO2在油中的溶解度，從而判斷在油藏條件下(巖心中)CO2以溶解氣的形式溶于油中；油氣兩相流態(tài)下，巖心產(chǎn)出端氣油比為7.5～2 700.0 m3/m3，因此，當(dāng)氣油比小于197.0 m3/m3時(shí)，巖心中CO2以溶解氣的形式溶于油中，氣油比大于197.0 m3/m3時(shí)，巖心中的CO2主要以自由氣的形式存在，表明CO2已氣竄。圖3中的氣油比及注入壓力變化需根據(jù)油藏條件下CO2狀態(tài)的判斷結(jié)果，對(duì)產(chǎn)出端流態(tài)進(jìn)行修正，獲得油藏中的實(shí)際流態(tài)，其對(duì)比結(jié)果及油藏條件下CO2狀態(tài)見表2。

表2 油藏條件下流動(dòng)相態(tài)、CO2狀態(tài)及氣竄判斷結(jié)果Table 2 The mobile phase state,CO2 state and gas channeling judgment results under reservoir conditions

圖3 氣油比及注入壓力變化Fig.3 The changes of gas-oil ratio and injection pressure

2.4 見效特征分析

表3(Ⅰ為第1周期，Ⅱ?yàn)榈?周期)為不同階段驅(qū)油效率變化情況。由表3可知：一次水驅(qū)驅(qū)油效率為37.43%，第1周期氣水交替驅(qū)油效率提高23.32個(gè)百分點(diǎn)，其中，注氣提高17.65個(gè)百分點(diǎn)，交替注水提高5.67個(gè)百分點(diǎn)；第2周期氣水交替驅(qū)油效率提高11.23個(gè)百分點(diǎn)，其中，注氣提高7.49個(gè)百分點(diǎn)，交替注水提高3.74個(gè)百分點(diǎn)。2個(gè)周期氣水交替驅(qū)后驅(qū)油效率提高34.55個(gè)百分點(diǎn)，最終驅(qū)油效率高達(dá)71.98%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：氣水交替驅(qū)能有效改善特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)效果，大幅度提高采收率；隨交替周期增多，由于剩余油飽和度降低，驅(qū)油效果逐漸降低。

表3 不同階段驅(qū)油效率變化Table 3 The changes in oil displacement efficiency at different stages

表4為氣驅(qū)(Ⅰ)不同階段驅(qū)油效率增值及占比結(jié)果。結(jié)合CO2的賦存狀態(tài)及注入過程流態(tài)分布分析結(jié)果，對(duì)第1周期注氣階段進(jìn)行細(xì)化，分為見氣前、見氣后—?dú)飧Z前、氣竄后，其驅(qū)油效率增值分別為2.68、12.83、2.14個(gè)百分點(diǎn)。

由表4可知，在CO2注入階段，見氣后繼續(xù)注氣對(duì)驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)占比為84.82%，而氣竄后繼續(xù)注氣對(duì)驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)占比僅為12.12%。表明CO2驅(qū)見氣不是氣體突破，而是產(chǎn)出了含CO2的油氣，在油藏條件下表現(xiàn)為單相油流，類似于混相帶，該階段是氣驅(qū)見效關(guān)鍵期；氣竄后增油量有限，氣竄大大降低了注氣效果。因此，在實(shí)際油藏氣水交替驅(qū)開發(fā)過程中，建議適當(dāng)增大第1周期注氣段塞的尺寸(0.2～0.3倍孔隙體積)，并在氣竄的臨界點(diǎn)轉(zhuǎn)注水驅(qū)，可有效提高CO2的利用率，并進(jìn)一步改善驅(qū)油效果。

表4 氣驅(qū)(Ⅰ)不同階段驅(qū)油效率增值及占比Table 4 The increasement and proportion of oil displacement efficiency at different gas flooding (Ⅰ) stages.

3 結(jié) 論

(1) 氣水交替驅(qū)見氣后含水率迅速下降，氣油比上升，見氣并不代表已氣竄，由于溶解的CO2逸出，氣油比一定范圍內(nèi)的增大(小于197.0 m3/m3)是見效的關(guān)鍵階段，見氣后驅(qū)油效率增值占整個(gè)注氣階段驅(qū)油效率的84.82%；氣油比增至一定值才表示發(fā)生氣竄，氣竄后驅(qū)油效果變差，驅(qū)油效率占比僅為12.12%。

(2) 當(dāng)產(chǎn)出氣油(水)比小于CO2的溶解度時(shí)，CO2以溶于油(水)的形式存在，在油藏條件下表現(xiàn)為單相液流；反之，CO2以自由氣的形式存在，在油藏條件下為氣液多相流；根據(jù)CO2在油藏條件下的賦存狀態(tài)可判斷CO2驅(qū)是否發(fā)生氣竄。

(3) 在實(shí)際油藏氣水交替驅(qū)開發(fā)過程中，建議適當(dāng)增大第1周期注氣段塞的尺寸(0.2～0.3倍孔隙體積)，并在氣竄臨界點(diǎn)轉(zhuǎn)注水驅(qū)，可提高CO2的利用率，改善驅(qū)油效果。