特高含水期油藏CO2/水交替驅(qū)實驗研究
——以濮城沙一下油藏為例

李中超，聶法健，杜利，郭立強

（中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學研究院，河南　鄭州　450000）

特高含水期油藏CO2/水交替驅(qū)實驗研究
——以濮城沙一下油藏為例

李中超，聶法健，杜利，郭立強

（中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學研究院，河南鄭州450000）

CO2/水交替驅(qū)是高含水油藏提高采收率的有效手段，但驅(qū)替機理與連續(xù)CO2驅(qū)相比要復雜得多。文中應用微觀可視化、核磁共振等多種室內(nèi)實驗手段，以濮城沙一下油藏為例，研究了高含水油藏CO2驅(qū)微觀剩余油驅(qū)替特征、油水兩相多孔介質(zhì)中CO2溶解擴散規(guī)律、CO2多次接觸混相及最小混相壓力動態(tài)變化特征。研究表明：交替驅(qū)過程中CO2、水、油在細小孔隙中形成三相賈敏效應，提高了波及體積；注入的CO2大多溶于油中，溶于水中的CO2擴散更快，也能起到驅(qū)油作用；CO2與原油是多次接觸混相的，長期注水沖刷后原油組分發(fā)生變化，尤其是中間烴（C2—C6）質(zhì)量濃度減少，CO2驅(qū)最小混相壓力隨之變化。研究成果有效指導了濮城沙一下特高含水油藏CO2/水交替驅(qū)先導試驗，對其他高含水油藏通過CO2驅(qū)提高采收率亦有指導意義。

特高含水期；CO2/水交替驅(qū)；最小混相壓力；溶解擴散

近年來，國內(nèi)外各類油藏通過CO2驅(qū)取得良好效果，但多集中在低滲透、注水開發(fā)效果差的油藏，針對水驅(qū)開發(fā)效果較好的特高含水油藏CO2/水交替驅(qū)的機理研究較少。高含水油藏CO2/水交替驅(qū)過程中油、氣、水三相共存，剩余油賦存、CO2溶解擴散、多次接觸混相等方面的特殊性，是該類油藏提高采收率的重要機理。

濮城沙一下特高含水期油藏高溫高鹽，難以應用化學驅(qū)替方式提高采收率。本文設計了高溫高壓下CO2/水交替驅(qū)微觀可視化、油水兩相多孔介質(zhì)溶解擴散、最小混相壓力動態(tài)變化實驗，深化了微觀、溶解、擴散、多次接觸混相等方面研究，用以完善特高含水期油藏CO2/水交替驅(qū)機理認識。

1　油藏概況

濮城沙一下油藏位于濮城長軸背斜構造的東北翼，為巖性-構造油藏，油層埋深2 280～2 437 m，含油面積14.5 km2，孔隙度28.1%，滲透率690×10-3μm2，油藏溫度82.5℃，地層水礦化度24×104mg/L，氯離子質(zhì)量濃度16×104mg/L。該油藏于1980年4月投入開發(fā)，同年5月開始注水，一直保持較高的采油速度，連續(xù)10 a采油速度在2%以上，最高達到7.86%。1998年采出程度達到50.04%，含水率98.4%，由于該油藏屬高溫高鹽油藏，沒有合適的三次采油技術，進入注水開發(fā)廢棄階段。

2　微觀剩余油模擬實驗

2.1光刻模型可視化模擬實驗

微觀透明仿真模型具有仿真性和可視性，可根據(jù)油藏天然巖心的孔隙結構，實現(xiàn)幾何形態(tài)和驅(qū)替過程的仿真，并可直接觀察驅(qū)油過程。依據(jù)該區(qū)巖心的鑄體薄片，利用Coreldraw繪圖軟件，制作激光雕刻機可識別的數(shù)據(jù)，加工制作不同孔喉特征的微觀可視化模型。仿真模型模擬壓力最高達11 MPa，溫度最高60℃。

實驗結果顯示，氣水交替驅(qū)時，CO2以微氣泡形式存在于孔喉內(nèi)，形成賈敏效應［1-3］，具有封堵作用。與第2段塞氣驅(qū)結束后剩余油分布圖對比分析，部分油膜、盲端剩余油被驅(qū)替，殘余油飽和度進一步降低（見圖1）。

圖1　光刻模型氣水交替驅(qū)微觀剩余油變化

2.2巖心薄片驅(qū)替可視化實驗

該實驗裝置由顯微觀察系統(tǒng)、注入系統(tǒng)和圖像采集系統(tǒng)3部分組成。實驗所用砂巖模型為保持原巖心的各類性質(zhì)和孔隙結構的真實砂巖微觀模型。模型尺寸為2 cm×3 cm，平均滲透率288.4×10-3μm2，平均孔隙度27.2%，模型平均厚度0.62 mm。

實驗結果顯示（見圖2）：CO2驅(qū)替殘余油時，先進入大孔隙進行突破，之后再波及小孔隙，帶出小孔隙及角隅中的殘余油；在壓力較小時，驅(qū)替穩(wěn)定，不再波及小孔隙，加大壓力時，能驅(qū)出更小孔隙中的殘余油。

通常，最小混相壓力是CO2驅(qū)油效率的拐點［4-5］。但由于儲層孔隙結構的非均質(zhì)性，油藏壓力高于最小混相壓力后，有利于CO2進入更小孔隙，進一步提高原油采收率。如圖3所示，不同壓力下的長巖心驅(qū)替實驗結果驗證了這一認識，與細管實驗相比，長巖心實驗中CO2在不同壓力下的驅(qū)替效率拐點均大幅延后。

圖2　巖心薄片模型CO2驅(qū)替實驗

圖3　不同壓力環(huán)境下長巖心CO2驅(qū)油效率

2.3核磁共振微觀剩余油量化實驗

核磁共振技術是通過磁場極化和射頻場激發(fā)，氫核產(chǎn)生弛豫，利用弛豫時間對其對象進行描述。該技術可以計算出不同大小孔隙中的流體所占的份額，即所謂的弛豫時間譜［6］。

巖石中流體的弛豫時間（T2）可表示為

式中：D為擴散系數(shù)，m2/s；G為內(nèi)磁場梯度，T；τ為回波間隔，10-3s；γ為旋磁比，MHZ/T；S/V為孔隙比表面，m2/m3；T2為橫向表面弛豫時間，ms。

弛豫時間與擴散系數(shù)、內(nèi)磁場梯度、回波間隔、旋磁比、孔隙比表面有關。信號強度反映油相信號。

由核磁共振實驗（見圖4）可知：水驅(qū)主要驅(qū)替大孔道剩余油；小孔隙中的剩余油通過水驅(qū)難以驅(qū)動；CO2/水交替驅(qū)驅(qū)替了水驅(qū)不可動油，不僅可驅(qū)替大孔道剩余油，也可驅(qū)替小孔道剩余油。

3　CO2溶解擴散實驗

3.1溶解模擬實驗

在特高含水油藏儲層孔隙中，含水飽和度會接近甚至超過含油飽和度，以濮城沙一為例，含水飽和度在水驅(qū)末期達到60%左右。因此，特高含水油藏中注入的CO2在油水兩相中的溶解比例對提高采收率的效果影響巨大［7］。

模擬濮城沙一下油藏情況，在不同油水比條件下，注入不同體積CO2，同時進行攪拌，使得CO2與油水同時且充分接觸后再通過閃蒸實驗，獲得CO2在油水中的溶解分配規(guī)律（見圖5）。

實驗結果顯示：隨著壓力增大，CO2在油水中的溶解量近線性增大；濮城沙一下條件下，CO2在油水中溶解氣量比為6.5∶1；隨含水飽和度升高，CO2在油水中的溶解氣量比逐步降低（見圖6）。

圖4　不同驅(qū)替狀態(tài)下核磁共振實驗結果

圖5　CO2在油水中的溶解氣量比

圖6　不同含水飽和度下CO2在油水中的溶解氣量比

3.2擴散模擬實驗

CO2在油水兩相中存在擴散現(xiàn)象，是除達西滲流外，影響CO2在油藏中分布的重要因素［8］。目前，國內(nèi)外均通過測量高溫高壓下CO2與容器中的原油或水接觸后的壓力降落曲線，計算CO2在油水中的擴散系數(shù)，然而在油藏中的油和水并非存在于規(guī)則的容器中，而是兩相并存于多孔介質(zhì)中，該測量方法必然存在誤差［8］。

本文修改擴散系數(shù)測量實驗設計，將PVT釜內(nèi)的連續(xù)液體替換為充滿油、水的多孔介質(zhì)，測量得到CO2在多孔介質(zhì)中的擴散系數(shù)比在規(guī)則容器中的擴散系數(shù)均下降了70.1%。

通過實驗得到以下認識：1）受孔隙結構影響，CO2在多孔介質(zhì)油水兩相中的擴散系數(shù)比在規(guī)則容器中的擴散系數(shù)小得多；2）CO2在水中的擴散速度比在油中的快，溶于水中的CO2會以更高的速度向低濃度區(qū)域運移；3）應用文中方法測定的擴散系數(shù)，可作為基礎參數(shù)，大幅提高油藏數(shù)值模擬模型的準確性。

3.3微觀接觸數(shù)學模型

如圖7所示，高含水期的剩余油是離散的，被水相所屏蔽，注入的CO2與原油通常無法直接接觸。然而，一方面，CO2可溶解在水中，并在水中高速擴散，接觸到離散的原油；另一方面，穿過水膜的CO2溶于原油后，會大幅膨脹原油體積，反過來擠壓水膜：在兩種情況共同作用下，最終CO2將與原油直接接觸［9］。

圖7　高含水“屏蔽”原油機理分析模型

在上述溶解擴散研究的基礎上，根據(jù)費克定律及CO2在原油中的溶解膨脹性質(zhì)和質(zhì)量守恒方程，建立CO2與原油微觀接觸的數(shù)學模型，描述高含水條件下油、水及CO2間的非達西運動特征，可求解得到單位面積上水膜與剩余油厚度隨時間變化關系［10］。

根據(jù)費克第一定律，CO2在原油中的擴散通量為

式中：Dw為擴散系數(shù)，m2/s；Φ為濃度變化量，mol/m3；x為擴散通過的距離，m；co（t）為CO2在油中的濃度，mol/m3；cg（t）為驅(qū)替介質(zhì)中CO2的濃度，mol/m3；Lw（t）為水層的厚度，m。

原油中溶解氣的體積為

式中：Mg為CO2摩爾質(zhì)量，kg/mol；ρg為CO2密度，kg/ m3；Vo（t）為原油體積，m3。

根據(jù)質(zhì)量守恒，溶解氣體積的改變速率為

式中：Fw（t）為單位時間內(nèi)穿過水膜的CO2的量，mol/s；Aw為垂直于擴散方向的截面積，m2；Sw為水的飽和度。

將式（2）代入式（5）中，再將式（5）代入式（4）得到：

假設在相同驅(qū)替壓力下，氣體通道尺寸不變，則單位面積上油水的總厚度不變，油體積的膨脹會導致水膜變薄，即

將式（6）代入式（7），整理得到：

式（8）描述了水膜厚度隨時間的改變量。當水膜厚度小于0時，原油便可突破水膜與氣體直接接觸。

由式（4）可得到：

將式（2）代入式（5），再將式（5）、式（10）代入式（9），可得到：

式（8）、式（7）和式（11）共同構成了常微分方程，令

求解常微分方程（12），即得到單位面積上水膜與剩余油厚度隨時間變化關系。

隨著水膜滲透到油相中CO2的不斷增加，油相體積膨脹，水膜厚度不斷減小，在水膜漸薄的情況下，CO2穿透水膜的速度明顯加快，最終水膜厚度變?yōu)?，油相直接與CO2接觸。如圖8所示，隨著水膜加厚，突破時間越來越長，突破時間的增長速率也越來越大，即使水膜厚度達到900 μm，突破時間也不超過30 h，與油藏的開發(fā)時間相比非常短暫，這就進一步證明了水膜不會影響到CO2與油的接觸。

4　CO2多次接觸混相實驗

本文應用懸滴法實驗，模擬地下環(huán)境中CO2與原油接觸和混相的過程（見圖9）。從圖9可以看出，隨著體系壓力的增大，CO2與原油間的界面逐漸變得不穩(wěn)定。當體系壓力大于17 MPa時，CO2與原油間的相互抽提作用變得明顯；當體系壓力超過21 MPa時，兩者間的界面變得模糊。

圖8　CO2突破時間與水膜厚度的關系

圖9　不同壓力環(huán)境下CO2與原油界面的變化情況

為了研究該過程對界面張力的影響，測試了不同壓力（12，21 MPa）下的CO2與原油間界面張力隨時間的變化曲線。測試結果表明：接觸初期，界面張力較大；隨著接觸時間的延長，界面張力逐步降低，最終達到動態(tài)平衡；12 MPa下的平衡界面張力為初始界面張力的90%以內(nèi)，21 MPa下的平衡界面張力為初始界面張力的80%以內(nèi)。實際油藏CO2驅(qū)替過程中，CO2與原油接觸后，經(jīng)過多次的抽提和溶解作用，最終達到混相，這一過程導致了CO2與原油間的界面張力必然是動態(tài)變化的［11］。CO2驅(qū)過程中，適當燜井有助于CO2與原油充分混相，抑制氣竄，提高驅(qū)油效率［12］。

5　原油組分對最小混相壓力的影響

最小混相壓力大小是提高采收率幅度的關鍵因素之一［13］。國內(nèi)外最小混相壓力計算和測量都是基于油藏原始油，而現(xiàn)場監(jiān)測表明，油藏經(jīng)過長期水驅(qū)后，地層剩余油性質(zhì)發(fā)生變化，具體表現(xiàn)為中間烴（C2—C6）組分減少，原油密度上升，飽和壓力提高。

本文在研究水驅(qū)油藏剩余油組分變化規(guī)律的基礎上，應用長細管室內(nèi)實驗，分析了濮城沙一下油藏不同開發(fā)階段最小混相壓力變化特征，明確了原油組分對最小混相壓力的影響［14-15］。

選擇3種具有代表性的油樣開展最小混相壓力研究。1，2，3號油樣分別為原始地層油、水驅(qū)剩余油、水驅(qū)采出油。樣品組成如表1所示，研究過程中，3種油樣的原油組成與性質(zhì)均發(fā)生了變化。如表2所示，水驅(qū)后剩余油甲烷及重烴組分（C7+）質(zhì)量分數(shù)上升，中間烴質(zhì)量分數(shù)下降，導致脫氣原油密度、飽和壓力上升。

表1　驅(qū)替原油樣品成分質(zhì)量分數(shù)%

表2　驅(qū)替原油樣品特征

應用細管實驗方法測量不同原油樣品中CO2的最小混相壓力。實驗結果顯示：1）CO2最小混相壓力由水驅(qū)前的18.4 MPa變?yōu)樗?qū)后的18.9 MPa，變化幅度較小。2）最小混相壓力大小受原油組成影響大，隨中間烴（C2—C6）質(zhì)量分數(shù)上升，最小混相壓力下降。3）3種油樣最終的采出程度分別為96.89%，97.43%，91.28%，原始油樣和水驅(qū)采出油2種油樣的采出程度接近，特高含水采出油樣采出程度較低（見圖10）。

圖10　不同油樣的采出程度與驅(qū)替壓力關系

6　現(xiàn)場應用效果

濮城沙一下特高含水油藏CO2/水交替驅(qū)已實施10個井組，先期實施井組采出程度由53.9%提高到62.0%。注氣井組油井多方向見效，注入的CO2實現(xiàn)了混相驅(qū)，產(chǎn)出原油中間烴組分質(zhì)量分數(shù)上升，表明CO2已經(jīng)波及到了水沒有波及到的孔隙，從而提高了波及體積。

7　結論

1）氣水交替驅(qū)時，CO2以微氣泡形式存在于孔喉內(nèi)，形成賈敏效應，具有封堵作用，擴大波及體積。

2）CO2在油水中的溶解分配系數(shù)與飽和度、注入量無關，只與油藏環(huán)境及油水性質(zhì)有關；CO2在多孔介質(zhì)中的擴散系數(shù)受孔隙結構影響；CO2在高含水環(huán)境下可以穿透水膜接觸到零散剩余油。

3）CO2與原油是多次混相的，適當燜井可增加接觸混相時間，有助于提高混相效果。

4）水驅(qū)后，原油組成及性質(zhì)發(fā)生變化，最小混相壓力上升，CO2驅(qū)采收率下降。

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（編輯石愛萍）

Experiment of carbon dioxide and water alternating flooding in high temperature，high salt and high water cut reservoir：Taking Es1reservoir of Pucheng Oilfield as an example

Li Zhongchao，Nie Fajian，Du Li，Guo Liqiang
（Research Institute of Exploration and Development，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Zhengzhou 450000，China）

Carbon dioxide and water alternating flooding is an effective means of EOR for high water cut reservoirs，and the displacement mechanism will be more complex than continuous carbon dioxide flooding.In this paper，taking Es1of Pucheng Oilfield as an example，using microscopic visualization and nuclear magnetic resonance，the microscopic remaining oil displacement characteristics in high water cut reservoir after carbon dioxide and water alternating flooding，the law of carbon dioxide dissolution and diffusion in oil-water two-phase porous medium，and dynamic change characteristics of carbon dioxide multi-contact misciblity and the minimum miscible pressure are studied.Researches show that during the process of alternating flooding，carbon dioxide，water and oil flow in the tiny pores form three-phase Jiamin effect，which improve the swept volume；carbon dioxide dissolves in oil more easily than in water，and diffuses fast in water，which can also play the role of oil displacement；the process is a multi-contact of carbon dioxide and crude oil，after long-term water erosion，the composition of crude oil changes，especially the middle hydrocarbons（C2-C6）

extra high water-cut stage；carbon dioxide and water alternating flooding；minimum miscible pressure；dissolution and diffusion

TE357.1

A

10.6056/dkyqt201505018

2015-04-03；改回日期：2015-07-06。

李中超，男，1971年生，教授級高工，博士，2012年博士畢業(yè)于成都理工大學，現(xiàn)為中原油田勘探開發(fā)研究院總地質(zhì)師，主要從事油田開發(fā)地質(zhì)研究工作。E-mail：lzc369@vip.sina.com。

引用格式：李中超，聶法健，杜利，等.特高含水期油藏CO2/水交替驅(qū)實驗研究：以濮城沙一下油藏為例［J］.斷塊油氣田，2015，22（5）：627-632.

Li Zhongchao，Nie Fajian，Du Li，et al.Experiment of carbon dioxide and water alternating flooding in high temperature，high salt and high water cut reservoir：Taking Es1reservoir of Pucheng Oilfield as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（5）：627-632.

content decrease，so the minimum miscibility pressure of carbon dioxide and oil changes.The research results effectively guided carbon dioxide and water alternating flooding in Es1high water cut reservoir of Pucheng Oilfield，also have the guiding significance to other high water cutreservoirs.