水驅(qū)后油藏CO2驅(qū)提高采收率評價研究

敖文君，趙仁保，楊曉盈，嚴 偉，肖愛國

（中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249）

注水是我國油藏開發(fā)的重要方式，但我國大部分油田已進入中后期，水驅(qū)后仍有大量剩余油滯留于儲層中，水驅(qū)無法進一步提高采收率[1]。研究表明，注水開發(fā)的油藏在含水達到90%以后，耗水量會增大，但采油速度很低，且油藏剩余油會更加的分散，很難取得明顯的經(jīng)濟效益。對于滲透率較低的油藏，由于儲層中水敏性粘土礦物的存在，在見水后粘土膨脹使孔隙通道變窄，滲透率降低嚴重，且水驅(qū)注入壓力高，工藝設備要求高，不適合長期開采。氣體易流動，溶于原油后，可使原油粘度降低，體積膨脹，油水界面張力降低等作用，能有效的解決注水開發(fā)遇到的問題。國外油田的現(xiàn)場實施證明，中高期含水油油藏實施CO2驅(qū)后，日產(chǎn)水量明顯降低，且驅(qū)油效率提高，油田平均含水率也顯著降低，國內(nèi)已有華北、吉林、勝利等油田進行了CO2驅(qū)油現(xiàn)場應用，并取得了很好的開發(fā)效果[2-3]。因此分析我國油田在水驅(qū)后進行CO2提高采收率有著十分的必要性。

1 油藏水驅(qū)后儲層的變化特征

注水開發(fā)油藏進入高含水期后，其儲層的很多特征都會發(fā)生一定的變化。

（1）滲透率的變化，在注水開發(fā)初期，粘土礦物的運移，可以疏通孔吼通道，使?jié)B透率增加，但其增幅較小。經(jīng)長期水驅(qū)后，被水沖刷脫落的粘土礦物顆粒會不斷運移使小孔隙喉道堵塞，滲透率降低，使油藏最終的采收率降低。

（2）水敏性礦物的變化，長期的水侵，會使粘土礦物發(fā)生膨脹，孔吼變窄，物性變差，特別對于中低滲油藏來說，其油藏的非均質(zhì)性會增強，水敏指數(shù)將更高[4]。

（3）孔隙結(jié)構(gòu)的變化，長期水驅(qū)后，低滲透巖心的孔吼不僅減小，其喉道變化更加復雜，巖心的連通性與儲集能力將變差。

因此水驅(qū)開發(fā)油藏含水達到一定程度后，會出現(xiàn)注入壓力升高，甚至注水注不進去的現(xiàn)象，繼續(xù)注水無法進一步提高采收率，而氣體不易和地層流體以及儲層中的巖石礦物發(fā)生反應，不宜傷害儲層，且氣體可使原油粘度降低等作用，采用氣驅(qū)可以進一步提高開發(fā)效果，保持油田的穩(wěn)產(chǎn)。

2 CO2驅(qū)油技術

注CO2提高采收率有兩種驅(qū)油方式，混相驅(qū)和非混相驅(qū)。兩種方式的主要區(qū)別是地層壓力是否達到最小混相壓力，最小混相壓力是CO2與原油完全混合時的壓力，當高于最小混相壓力時為混相驅(qū)油，反之，則為非混相驅(qū)油。其提高采收率的主要驅(qū)油機理為使原油粘度降低、體積膨脹、油水界面張力降低，并且可以改善儲層滲透率、抽提和萃取原油中的輕組分[5]等。因油藏物性和儲層特性的差異，每種機理在CO2驅(qū)開發(fā)過程中所起的主導作用也不一樣。

2.1 CO2混相驅(qū)油

混相驅(qū)的基本機理是驅(qū)替劑和被驅(qū)劑在油藏條件下，發(fā)生擴散、傳質(zhì)作用形成混相。從而使得兩種流體之間界面張力和毛管力。依據(jù)驅(qū)油機理的不同，混相驅(qū)可分為一次接觸混相和多次接觸混相。一次接觸混相指在一定的溫度和壓力下，注入流體按任何比例直接與地下原油進行混相，并且保持單相的過程；如果注入流體與地層原油不能發(fā)生一次接觸混相，但在油藏流動過程中，可以經(jīng)過反復接觸、溶解，到充分傳質(zhì)后，也能達到混相為多級接觸混相。一般在正常的油藏壓力和溫度，CO2驅(qū)油過程中很難達到一次接觸混相，通常是CO2和原油在地下充分接觸，不斷的抽提和萃取原油中的輕質(zhì)組分，并不斷的溶于原油中，最終達到混相狀態(tài)[6]。

在CO2混相驅(qū)替過程中，不僅能抽提和萃取原油中的輕組分，而且CO2溶于原油中，與原油中的輕質(zhì)組分形成混合的油帶，這樣就降低了界面張力和毛管力，可提高微觀驅(qū)替效率。

2.2 CO2非混相驅(qū)

CO2非混相驅(qū)是指在注CO2驅(qū)替過程中，CO2和油藏流體之間存在界面張力，地層壓力不足以使CO2完全溶解。非混相驅(qū)的主要采油機理是使原油體積膨脹，粘度降低，減小界面張力，抽提和萃取原油中的輕質(zhì)組分等。主要應用為（1）恢復和保持地層壓力；（2）重力穩(wěn)定非混相驅(qū)替；（3）提高重油流度，改善油水流度比；（4）用于開采高粘度原油[7]。

表1 不同CO2注入方式的對比分析

圖1 水與氣交替注入示意圖

3 CO2驅(qū)注入方式優(yōu)選

CO2注入儲層的方法包括連續(xù)CO2注入方法、水與CO2氣體交替注入方法（WAG）和重力穩(wěn)定CO2注入方法。重力穩(wěn)定注入方法是將CO2以較低的速度注入到儲層構(gòu)造的頂部，因密度比地層流體低，會形成人工氣頂，將原油向儲層構(gòu)造下部及兩側(cè)推移到采油井采出。連續(xù)注CO2氣體是向已枯竭的地層中直接連續(xù)的注入CO2氣體，將原油驅(qū)向井口。水與CO2氣體交替注入結(jié)合了注水與注氣提高采收率方法的優(yōu)點，是國內(nèi)外目前應用最廣、實施效果最好的一種CO2驅(qū)替方式，在驅(qū)替過程中采用一段氣一段水的方式交替注入到油層，將原油驅(qū)向井口（見圖1）。因不同油藏地下條件的差異，油藏的最佳注入方式也不同，各種注入方式的對比分析（見表 1）[8]。

進入高含水期后，儲層中存在的水將束縛原油的流動，使得CO2非混相驅(qū)油的效果將很差[9]。所以油藏水驅(qū)進入高含水期后，一般不采用重力穩(wěn)定注入的方法。同時水驅(qū)后的油藏，由于地層中CO2的粘度和密度遠低于原油和水，容易發(fā)生黏性指進和早期突破等現(xiàn)象，使CO2波及系數(shù)降低，驅(qū)油效果變差。水與CO2氣體交替注入（WAG）不僅具有降低原油粘度、使原油體積膨脹、降低油水界面張力等驅(qū)油作用，還可以有效改善油水流度比，在油層實現(xiàn)相對均勻的驅(qū)替，降低黏性指進和延緩CO2早期突破，擴大波及面積，同時CO2驅(qū)與水驅(qū)相結(jié)合，能夠有效提高油層縱向驅(qū)替程度，使驅(qū)油效果顯著提高[10-11]。因此水驅(qū)后的油藏主要采用水與CO2交替注入的方式。

影響水氣交替注入的主要參數(shù)包括水氣段塞大小、氣水比、注氣速度和注采比[12-14]。

（1）段塞大小，為了有效控制油氣比上升速度，防止黏性指進和CO2早期突破，一般使用小段塞注入，但注氣段塞不能太小，否則氣水交替周期次數(shù)過多，現(xiàn)場工藝程度要求高。

（2）氣水比，一般比例為1：2，可以降低地層能量損耗速度，控制產(chǎn)出水，從而提高CO2波及系數(shù)和驅(qū)油效率。

（3）注氣速度過高，生產(chǎn)汽油比難以控制，對地面壓縮和注氣設備的要求也會提高，甚至有可能導致注氣壓力超過地層破裂壓力；注氣速度過低，驅(qū)油效果不明顯。對于不同油田，要采用合理的注氣速度開采。

（4）注采比一般為1：0.9，不宜過大，這樣可以有效的保持地層能量，使CO2與原油可以更好的混相，太大的注采比，可能會使地層壓力大于地層破裂壓力，產(chǎn)生裂縫，導致氣竄。

4 水驅(qū)后油藏CO2驅(qū)驅(qū)油特征

經(jīng)過長期水驅(qū)開采后的油藏其油藏的含水率一般很高。使得油藏內(nèi)的平均含水飽和度高于含油飽和度；采用CO2驅(qū)后，產(chǎn)水率不會立刻降低，仍要維持一段時間的高產(chǎn)水量后，才會出現(xiàn)產(chǎn)水量迅速下降、產(chǎn)油量上升的現(xiàn)象。這是因為油藏經(jīng)長期注水開發(fā)后，從注入井到生產(chǎn)井之間仍然為高含水飽和度帶，從實施CO2驅(qū)開始，CO2作為驅(qū)替力主要是推動注入井附近孔隙內(nèi)的水流向生產(chǎn)井，驅(qū)替前緣要經(jīng)過一段時間后才到達生產(chǎn)井，在生產(chǎn)井附近仍然是水驅(qū)油，原油還沒有溶解CO2，而采油井附近儲層孔道內(nèi)的油水比例基本沒有變化。在這個階段，驅(qū)油過程為多次混相接觸，因出口端附近油水組成不變，油井含水率和產(chǎn)水量與注CO2前相比，變化不大。隨著驅(qū)替的不斷進行，CO2驅(qū)替前緣將不斷向生產(chǎn)井推進，一定時間后，油井產(chǎn)水量就開始下降、產(chǎn)油量逐漸上升，最終當驅(qū)替逐漸穩(wěn)定后，就會出現(xiàn)含水率快速下降、產(chǎn)量上升的現(xiàn)象。在氣體突破后，就會出現(xiàn)產(chǎn)量大幅度的提高[15]。這也解釋了為什么水驅(qū)后的高含水油田，實施CO2驅(qū)后，產(chǎn)油能力增強，產(chǎn)水降低以及油田的平均含水率會大幅度降低。

5 應用現(xiàn)狀

國外注氣提高采收率技術已經(jīng)很成熟，并取得了較好的效果，表明注CO2驅(qū)油提高采收率最具潛力的方法之一。其中美國和加拿大等國開展CO2混相和非混相驅(qū)項目很多，且實施效果很好。到目前國內(nèi)外正在進行CO2提高采收率項目共有124項，產(chǎn)油量達到27.41×104桶/天，其中以美國開展注CO2項目最多，達到了105個，占全部注CO2項目數(shù)的84.67%，其產(chǎn)油量為 24.96×104桶/天，占全世界注 CO2產(chǎn)量的 91.06%[16]。并且美國現(xiàn)在注CO2采油仍然保持著連續(xù)增長的好勢頭。

我國因設備與氣源等問題，注CO2采油技術研究起步比較晚，與國外相比尚還有一定的差距，但隨著勘探技術進一步的擴大，我國一大批CO2氣源，濟陽、蘇北、松遼、黃驊等坳陷和三水盆地登東部含油氣中，已發(fā)現(xiàn)了許多無機成因CO2氣藏[17]，并且隨著國產(chǎn)工藝設備的不斷提高以及學習國外的先進技術，我國注CO2驅(qū)油技術也日益成熟，取得了很好的開發(fā)效果。

河北任丘任11碳酸鹽巖油藏，至2010年年底，平均地層壓力為26.87 MPa，原油采出程度26.70%，綜合含水率93.06%。通過油藏數(shù)值模擬，如果采用注CO2開發(fā)方案繼續(xù)開發(fā)20年后，整體采出程度為31.31%，其中裂縫的原油采出程度為42.08%，基巖的原油采出程度為24.82%。注CO2方案比基礎方案原油采出程度可增加3.54%，增產(chǎn)原油380.75×104[18]。

大慶油田1988年開辟了薩南東部過渡帶注CO2試驗區(qū)，1990年至1995年先后對葡Ⅰ2油層和薩Ⅱ10-14油層進行了礦場試驗，都是先采用前期水驅(qū)，再進行水與CO2交替注入方式，CO2注入的總量為0.2 PV。兩次礦場試驗都降低了水油比和水驅(qū)剩余油飽和度。其中葡Ⅰ2油層水驅(qū)0.44 PV，綜合含水98.6%，中心井含水率99.5%，然后再進行水驅(qū)，水氣交替20個月，年注氣速度0.214 PV，注氣4個周期。最后全區(qū)采收率提高了4.67%。薩Ⅱ10-14油層水驅(qū)0.102 PV，全區(qū)含水98.1%，中心井含水92.3%。水氣交替年注入速度是0.18 PV，注6個周期，最后全區(qū)采收率提高了5.7%[19]。

蘇北盆地草舍油田泰州組油藏為復雜小段塊，原始地層壓力為35.9 MPa，最小混相壓力為32.06 MPa，1981年5月投入開發(fā)，1990年9月開始注水，2004年地層壓力為32.06，驅(qū)替類型為混相驅(qū)，2005年7月開始向5口井注氣，2007年2月油藏注氣見效，截至2009年12月，綜合含水由56%下降至44%，提高采收率2%[20]。

6 結(jié)論

（1）水驅(qū)后的油藏，由于水敏性粘土礦物較多，見水后易發(fā)生膨脹而阻塞孔隙，使注水壓力高，注水成本高，滲透率降低嚴重，產(chǎn)量下降較快，無法進一步提高采收率。而氣體不易與巖石礦物發(fā)生反應，不宜造成儲層的傷害。

（2）介紹了CO2驅(qū)增油機理、混相驅(qū)和非混相驅(qū)兩種驅(qū)油方式以及混相驅(qū)和非混相驅(qū)的驅(qū)油機理和適應性。

（3）優(yōu)選了水驅(qū)后油藏的CO2注入方式，水驅(qū)后的高含水油藏主要采用水與CO2交替注入的方式開采，不僅可以進一步提高油田采收率，也可以防止黏性指進及延緩氣體的早期突破。

（4）隨著我國CO2采油技術的日益成熟以及CO2氣源的不斷發(fā)現(xiàn)，實現(xiàn)水驅(qū)后油藏繼續(xù)高效穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。

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