CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)后期防氣竄綜合治理方法研究

陳祖華，湯勇，王海妹，陳雨菡

（1.中國(guó)石油化工股份有限公司華東分公司，南京210011；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500）

CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)后期防氣竄綜合治理方法研究

陳祖華1，湯勇2，王海妹1，陳雨菡1

（1.中國(guó)石油化工股份有限公司華東分公司，南京210011；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500）

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)得到的CO2混相驅(qū)油效率往往可達(dá)90%以上，但現(xiàn)場(chǎng)卻難以達(dá)到室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的驅(qū)油效果。限制采收率提高的主要原因是CO2的黏性指進(jìn)、重力超覆和油層的非均質(zhì)性等因素對(duì)注入CO2波及效率的影響。針對(duì)注CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)后期油藏氣竄現(xiàn)象逐漸加重、開(kāi)發(fā)矛盾不斷加劇等問(wèn)題，從開(kāi)發(fā)層系、注采結(jié)構(gòu)、注入方式以及注入剖面4個(gè)方面開(kāi)展了改善CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的研究，并提出了細(xì)分層系、高部位注氣、水氣交替注入、聚合物調(diào)剖及CO2+泡沫驅(qū)防氣竄等技術(shù)對(duì)策。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施結(jié)果顯示，油藏整體氣油比從2 733.1 m3/m3下降到63.84 m3/m3，日產(chǎn)油從注氣前的30.72 t上升到注氣后的81.68 t。該項(xiàng)防氣竄綜合治理技術(shù)及經(jīng)驗(yàn)可為類(lèi)似油藏注氣驅(qū)開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)和后期防氣竄提供借鑒。

CO2驅(qū)；開(kāi)發(fā)后期；防氣竄方法；黏性指進(jìn)；重力超覆

0 引言

隨著溫室氣體減排和地質(zhì)埋存日益受到全世界的關(guān)注，CO2驅(qū)油技術(shù)在國(guó)內(nèi)越來(lái)越受到重視，CO2驅(qū)油及埋存工業(yè)化推廣的步伐也逐漸加快［1-2］。制約CO2驅(qū)的主要因素為黏性指進(jìn)和重力超覆，國(guó)外在這方面做了大量的研究工作，值得借鑒。CO2驅(qū)流速的空間變化不僅是由于滲透率的變化和井網(wǎng)部署等固定的幾何因素造成，還由于驅(qū)替前緣的不穩(wěn)定性等滲流特性所引起［3-4］。由于CO2的黏度低，驅(qū)替前緣對(duì)黏性指進(jìn)很敏感，黏性指進(jìn)使注入的CO2繞過(guò)被驅(qū)替的油相而發(fā)生竄流。當(dāng)壓力梯度相同時(shí)，CO2比油和水的移動(dòng)速度快。因此，黏性指進(jìn)不僅降低了波及效率，引起過(guò)早突破和過(guò)早產(chǎn)出CO2，而且在一定程度上影響了混相前緣的形成［5］。

CS油藏位于蘇北盆地溱潼凹陷斷階帶，油藏埋藏深度為2 900～3 050 m，自上而下可以劃分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ共3個(gè)油組14個(gè)小層，主要發(fā)育濱湖相沖積扇—河流相超覆沉積。Ⅱ，Ⅲ油組砂巖厚度為50～70 m，屬于低孔、低滲儲(chǔ)層，平均孔隙度為13.21%，平均滲透率為24.77 mD，非均質(zhì)性很強(qiáng)，滲透率級(jí)差達(dá)10倍以上，滲透率變異系數(shù)為0.98。地面原油密度為0.856 8～0.910 0 g/cm3，黏度為11.20～335.23 mPa·s［6］。該油藏從2005年7月開(kāi)始實(shí)施注CO2驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)，采用不規(guī)則面積井網(wǎng)注氣方式，先后有5口井投注CO2。隨著注入CO2體積的不斷增加，油藏呈現(xiàn)出產(chǎn)量增加及動(dòng)液面上升的良好勢(shì)頭。至2011年，對(duì)應(yīng)23口采油井全部見(jiàn)效，但隨之而來(lái)的氣油比不斷上升，導(dǎo)致沿主河道方向發(fā)生大面積氣竄，使得CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)矛盾不斷加劇［7］。CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)后期的關(guān)鍵是要做好防氣竄。筆者圍繞這個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題，提出對(duì)CS油藏開(kāi)發(fā)層系、注采結(jié)構(gòu)、注入方式以及注入剖面進(jìn)行調(diào)整等一系列以防氣竄為目標(biāo)的綜合治理對(duì)策。

1 開(kāi)發(fā)層系調(diào)整

劃分開(kāi)發(fā)層系的目的是為了合理開(kāi)發(fā)，防止層間干擾，從而提高采油速度和采收率，同時(shí)也便于生產(chǎn)管理。開(kāi)發(fā)層系的劃分通常需要油藏具備以下5個(gè)條件：一定的經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量、良好的隔層、相近的物性和構(gòu)造形態(tài)、油水分布?jí)毫ο到y(tǒng)及原油性質(zhì)［8］。

就地質(zhì)條件而言，CS油藏油氣主要富集在Ⅱ，Ⅲ油組，單井鉆遇油層平均有效厚度達(dá)37 m。該油藏各油層的滲透率變異系數(shù)、構(gòu)造形態(tài)、油水邊界、壓力系統(tǒng)和原油性質(zhì)也基本接近，且具有較穩(wěn)定的生產(chǎn)能力，具備層系細(xì)分的物質(zhì)基礎(chǔ)。CS油藏Ⅱ，Ⅲ油組之間泥質(zhì)夾層薄，尤其是向東部油藏高部位減薄，使局部地區(qū)隔層分布不穩(wěn)定，加之?dāng)鄬渝e(cuò)開(kāi)了相鄰斷塊的厚油層，并錯(cuò)層連通，因此，水驅(qū)時(shí)對(duì)斷層的封閉性和連通性的描述不夠準(zhǔn)確，致使分層系開(kāi)發(fā)的難度增加（圖1）。此外，注氣工藝條件的約束，也使注氣初期分層系開(kāi)發(fā)受到了限制。

圖1 CS油藏Ⅲ油組頂面構(gòu)造簡(jiǎn)圖（a）及W—E方向油藏剖面（b）Fig.1The top structure of oil groupⅢ（a）and reservoir profile of W-E direction（b）of CS reservoir

到注氣后期，CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)的矛盾日趨顯現(xiàn)。平面上，與水驅(qū)開(kāi)發(fā)特征相類(lèi)似，水竄的方向也是氣竄的方向，即主河道方向；縱向上，由于流體間的密度差引起驅(qū)替中產(chǎn)生重力舌進(jìn)現(xiàn)象，因此，在注入井和生產(chǎn)井之間的油藏頂部比底部更具有CO2驅(qū)的優(yōu)勢(shì)［9-10］。CS油藏后期密閉取心結(jié)果也進(jìn)一步證明了上述現(xiàn)象，從巖心標(biāo)本可明顯觀察到，油藏頂部比底部的清洗程度高，殘余油相對(duì)較低。從CS油藏密閉取心井水淹剖面圖（圖2）可以看出：該井整體水淹均勻，但層內(nèi)與層間水淹仍有差異，層內(nèi)非均質(zhì)性較層間非均質(zhì)性強(qiáng)，相對(duì)均質(zhì)的厚層頂部氣驅(qū)油效率高，剩余油飽和度低；物性相對(duì)較好的Ⅱ油組2和3小層，由于頂部受氣驅(qū)影響，驅(qū)油效率高，達(dá)到50%左右，而底部水淹相對(duì)較輕，驅(qū)油效率約35%；緊鄰?qiáng)A層的下部，如Ⅲ油組3小層，受氣驅(qū)影響，驅(qū)油效率相對(duì)較低；受注采關(guān)系影響，層間驅(qū)油效率差異大。Ⅱ油組整體動(dòng)用程度高，Ⅲ油組整體動(dòng)用程度低，剩余油相對(duì)富集。

圖2 CS油藏密閉取心井水淹剖面Fig.2Water flooding profile of sealed core hole in CS reservoir

根據(jù)密閉取心研究成果，結(jié)合動(dòng)態(tài)分析，綜合判斷CS油藏注氣開(kāi)發(fā)后期剩余油主要富集在油層底部，即Ⅱ油組3小層底部、夾層下部和Ⅲ油組底部。因此，發(fā)生氣竄后，將Ⅱ，Ⅲ油組細(xì)分為2套開(kāi)發(fā)層系，對(duì)CS油藏南部斷層附近油層厚度較大、產(chǎn)能較高且剩余油相對(duì)富集的區(qū)域進(jìn)行了分注分采，重新調(diào)整了高部位井組的注采層位，以減少儲(chǔ)層非均質(zhì)性造成的層間干擾，使CO2更多地進(jìn)入到低滲層，從而更好地動(dòng)用剩余油飽和度高的油層。

2 注采結(jié)構(gòu)調(diào)整

國(guó)內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研認(rèn)為，傾斜油層中注氣效果比水平油層要好很多，而且美國(guó)和加拿大等國(guó)家有許多傾斜油層有效實(shí)施注氣的成功實(shí)例［11］。因此，可以從構(gòu)造的上傾部位注氣，并保持低速生產(chǎn)，使重力足以保持密度較小的CO2與原油混相，從而有效抑制CO2的指進(jìn)，提高波及體積［12］。

利用數(shù)模手段，建立不同傾角一注一采典型模型，研究地層傾角分別為0°，5°，10°，15°，20°，25°，30°和35°時(shí)的CO2驅(qū)采出程度、剩余油分布和CO2波及情況。模擬結(jié)果表明：隨著地層傾角的增加，采出程度增加（表1）；油藏高部位剩余油飽和度降低，同時(shí)高部位的CO2含量增加，形成小的氣頂，更有利于氣驅(qū)油；地層傾角越大，采用高部位注氣開(kāi)發(fā)的效果就越好（圖3）。

表1 不同傾角下預(yù)測(cè)期末采出程度Table 1The degree of reserve recovery at different dip angles

圖3 不同傾角時(shí)預(yù)測(cè)期末剩余油分布Fig.3Remaining oil distribution at different dip angles

CS油藏地層傾角為15°，利用重力改善驅(qū)替效率和原油采收率的效果比水平油藏更為顯著。氣竄發(fā)生后，在CS油藏構(gòu)造高部位南中Ⅱ斷塊和南中Ⅲ斷塊南部斷層附近各調(diào)整了一口采油井轉(zhuǎn)注氣，利用重力分異和改變液流方向來(lái)改善驅(qū)替效果，有效地抑制CO2因重力超覆帶來(lái)的危害，降低氣油比，減少CO2的損失和無(wú)效的注氣［13］。

3 注入方式調(diào)整

CO2是非黏稠、高流動(dòng)性的流體。竄流的CO2會(huì)從油的側(cè)面繞流，可能會(huì)指進(jìn)或竄入生產(chǎn)井，特別是在垂向滲透率較高的油藏中，由于受流體壓力梯度以及孔隙間的浮力和毛管力的影響，可使流體產(chǎn)生明顯的垂向竄流［14］。降低油藏水平竄流和垂向竄流程度最常用的方法是交替注入水和CO2，此方法可以降低CO2流度，并減少流體的垂向竄流，這是因?yàn)橐氲牧硪涣鲃?dòng)相改變了流體的相對(duì)滲透率［15-16］。

國(guó)外研究表明，在傾斜油藏中，對(duì)下傾方向采用水氣交替驅(qū)比對(duì)上傾方向采用氣驅(qū)更為有效。對(duì)互相連通的層狀油藏，采用水氣交替注入更具優(yōu)越性，這也是國(guó)內(nèi)外防止氣竄的一種有效方式。盡管與連續(xù)注氣相比，在水氣交替注入過(guò)程中發(fā)生異常現(xiàn)象（如氣鎖等）的可能性會(huì)明顯地增加，但這仍不失為一種現(xiàn)場(chǎng)操作性強(qiáng)又比較經(jīng)濟(jì)的防氣竄方法［17］。

為此，開(kāi)展了CS油藏水氣交替注入方式研究，設(shè)計(jì)了水氣交替10個(gè)段塞的注入方案，并預(yù)測(cè)了提高采收率的幅度。與單一段塞CO2驅(qū)方案和水驅(qū)方案進(jìn)行了對(duì)比，在相同CO2注入量條件下，15年評(píng)價(jià)期內(nèi)，水氣交替注入方案比CO2單一驅(qū)替提高采收率3.2%（圖4），含水下降也更為顯著（圖5）。

圖4 CS油藏不同驅(qū)替方案累積產(chǎn)油曲線對(duì)比Fig.4Comparison of accumulate oil production curve between WAG plan and CO2flooding plan

圖5 CS油藏不同驅(qū)替方案含水率變化對(duì)比Fig.5Comparison of water cut change between WAG plan and CO2flooding plan

注氣后期CS油藏沿主河道方向發(fā)生氣竄后，按照上述水氣交替方案，在氣竄較嚴(yán)重的C5井實(shí)施水氣交替注入。方案實(shí)施后C5井對(duì)應(yīng)的2口生產(chǎn)井氣油比明顯下降，產(chǎn)量上升。其中生產(chǎn)井S198井產(chǎn)油量從4.3 t/d上升到5.9 t/d，含水基本穩(wěn)定［圖6（a）］；另一口生產(chǎn)井S195井產(chǎn)油量從3.2 t/d上升到7.3 t/d［圖6（b）］。注入水有效地改變了流體的相對(duì)滲透性，水氣交替驅(qū)見(jiàn)效明顯。

圖6 水氣交替注入前后生產(chǎn)曲線Fig.6The production curves before and after water alternating gas injection

4 注入剖面調(diào)整

CS油藏CO2驅(qū)后期，氣體流動(dòng)性較好并因重力超覆向油層頂部指進(jìn)，使油層縱向上非均質(zhì)性有進(jìn)一步加劇的趨勢(shì)，造成采油井在Ⅱ油組頂部和Ⅲ油組頂部的層位過(guò)早見(jiàn)氣，進(jìn)而降低了CO2驅(qū)油的有效性，影響了注氣開(kāi)采的效果。利用調(diào)剖手段可減緩層間和層內(nèi)矛盾，控制氣體的竄流。

由于CS油藏埋藏較深，溫度較高，選擇高溫耐鹽的驅(qū)劑調(diào)整剖面具有一定的難度。針對(duì)氣竄較嚴(yán)重的C5井，選用聚合物調(diào)堵防氣竄和CO2+泡沫驅(qū)防氣竄2種方法進(jìn)行剖面調(diào)整［18］。

現(xiàn)場(chǎng)對(duì)C5井實(shí)施調(diào)剖，54天累計(jì)注入堵劑3 482 m3。從調(diào)驅(qū)施工前后的壓降曲線（圖7）可以看出：注水啟動(dòng)壓力明顯提高，從11.58 MPa上升到20.66 MPa；調(diào)剖前關(guān)井壓力下降較快，短時(shí)間內(nèi)壓力就降到最低，反映出地層具有較明顯的大孔道吸水特征；調(diào)剖后關(guān)井壓力緩慢下降，壓降曲線較平緩，表明深部調(diào)剖已經(jīng)起到了對(duì)大孔道的封堵作用。

CO2+泡沫驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)篩選了適應(yīng)CO2泡沫驅(qū)油的YFP-2起泡劑，界面張力達(dá)到0.16 mN/m，泡沫質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于75%，具有一定的抗鹽能力。在CS油藏注入污水條件下，YFP-2起泡劑與回注污水的配伍性較好，起泡體積達(dá)到52 mL，半衰期較長(zhǎng)，界面清楚。CO2與表面活性劑溶液混合形成的泡沫可使CO2流度降低50%以上［19-20］。

圖7 C5井調(diào)驅(qū)前后壓降曲線Fig.7The pressure fall off curve of C5 well before and after profile controlling and flooding

5 防氣竄綜合治理效果

2011—2013年通過(guò)對(duì)CS油藏開(kāi)發(fā)層系、注采結(jié)構(gòu)、注入方式以及注入剖面4個(gè)方面的調(diào)整，明顯控制了氣竄。油藏氣油比從2 733.10 m3/m3下降到63.84 m3/m3，增油效果也進(jìn)一步擴(kuò)大，超過(guò)了數(shù)模預(yù)測(cè)的日產(chǎn)油高峰值和含水降幅指標(biāo)，并維持在數(shù)模預(yù)測(cè)的見(jiàn)效高峰平臺(tái)。日產(chǎn)油從注氣前的30.72 t上升到注氣后的81.68 t，達(dá)到峰值。提高采收率7.9%，噸氣換油率為2.25 t CO2/t油。

6 結(jié)論

（1）CS油藏注氣開(kāi)發(fā)后期剩余油主要富集在油層底部。發(fā)生氣竄后，對(duì)油層厚度相對(duì)較大、產(chǎn)能相對(duì)較高且剩余油相對(duì)富集的區(qū)域進(jìn)行了分注分采，以減少儲(chǔ)層非均質(zhì)性造成的層間干擾，使CO2更多地進(jìn)入到低滲層，從而更好地動(dòng)用剩余油飽和度高的油層。

（2）氣竄發(fā)生后，在CS油藏構(gòu)造高部位調(diào)整了2口采油井轉(zhuǎn)注氣，利用重力分異和改變液流方向來(lái)改善驅(qū)替效果，有效地抑制了CO2因重力超覆造成的氣油比增加。

（3）CS油藏主河道方向發(fā)生氣竄后，設(shè)計(jì)了水氣交替注入方案，對(duì)氣竄較嚴(yán)重的井實(shí)施注水，有效改變了流體的相對(duì)滲透性，水氣交替驅(qū)效果明顯。

（4）CO2與表面活性劑溶液混合形成的泡沫可使CO2流度降低50%以上。

（5）CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)后期油藏工程設(shè)計(jì)的關(guān)鍵是做好防氣竄綜合治理。CS油藏經(jīng)注氣綜合治理，油藏氣油比從2 733.10 m3/m3下降到63.84 m3/m3，日產(chǎn)油從注氣前的30.72 t上升到注氣后的81.68 t，取得明顯效果。

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（本文編輯：王會(huì)玲）

Comprehensive treatment of gas channeling at the later stage of CO2flooding

CHEN Zuhua1，TANG Yong2，WANG Haimei1，CHEN Yuhan1
（1.Sinopec Huadong Branch Company，Nanjing 210011，China；2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China）

It is difficult for the field to achieve the CO2miscible flooding efficiency of indoor experiments which could reach more than 90%.Recovery factor is limited mainly by several aspects,namely,CO2viscous fingering,gravity overlap and reservoir heterogeneity,which exert negative influence on CO2sweep efficiency.On the other hand,gas channeling aggravates gradually and development conflicts intensify continuously at the later stage of production.This paper analyzed development effect of CO2flooding,regarding layer series of development,injection-production structure, way of injection and injection profile,moreover,proposed technologies of strata subdivision,injection in the top,water alternating gas（WAG）,polymer profile control and CO2+foam flooding.Good response has been observed after the onsite implementation.Reservoir overall gas-oil ratio decreased from 2 733.1 m3/m3to 63.84 m3/m3,and daily oil production increased from 30.72 t（before gas injection）to 81.68 t（after gas injection）.Generally,this anti-gas channeling comprehensive technology is of great significance for similar reservoir scenario design and gas channeling prevention.

CO2flooding；later stage ofproduction；anti-gas channelingmethods；viscous fingering；gravityoverlap

TE341

：A

2014-05-21；

2014-06-18

中國(guó)石油創(chuàng)新

“近混相驅(qū)相態(tài)和滲流表征”（編號(hào)：2012D-5006-0201-CO2）資助

陳祖華（1969-），女，高級(jí)工程師。主要從事油田開(kāi)發(fā)和注CO2驅(qū)提高采收率等方面的研究工作。地址：（210011）江蘇省南京市熱河南路37號(hào)華楊大廈。電話：（025）58611020。E-mail：zuhuachen@tom.com。

1673-8926（2014）05-0102-05