基于裂縫徑向流物理模型的CO2驅(qū)注入方式研究

石立華，王維波，王成俊，陳龍龍

(1.中國石油大學(xué)(北京)，北京 102249； 2.陜西省特低滲透油氣勘探開發(fā)工程技術(shù)研究中心，陜西 西安 710065； 3.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司，陜西 西安 710065；4.西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065)

0 引 言

CO2驅(qū)在低滲透油藏應(yīng)用過程中，極易沿高滲透帶竄流，導(dǎo)致注入CO2過早突破，大大降低了驅(qū)油效果，因此，解決氣竄問題是CO2驅(qū)油技術(shù)在礦場能否取得成功的關(guān)鍵[1-6]。目前中國氣體驅(qū)替實(shí)驗(yàn)主要采用巖心(小巖心、長巖心)和填砂管進(jìn)行驅(qū)替過程物理模擬，通過模擬一維空間的滲流過程，可以得到相滲曲線、毛管力曲線、驅(qū)油效率等參數(shù)[7]。通過大量一維物理模型實(shí)驗(yàn)，對CO2驅(qū)注入方式(連續(xù)注氣、水氣交替、周期注氣等)進(jìn)行了優(yōu)選[8-10]，并對低滲裂縫性油藏CO2竄逸控制技術(shù)進(jìn)行研究，主要取得了以下4個方面的認(rèn)識：①合理的注入方式和注入壓力可以有效減緩CO2氣竄[11-12]；②研發(fā)適合低滲透裂縫性巖心的改性淀粉凝膠體系[13]和乙二胺體系[14]，能夠有效抑制CO2在裂縫中的竄逸；③低滲透油藏裂縫發(fā)育，極大降低氣驅(qū)效果，當(dāng)裂縫滲透率與儲層基質(zhì)級差大于100時，氣竄嚴(yán)重，低滲儲層很難被波及到，采收率很低[11]；④氣驅(qū)存在嚴(yán)重的重力分異、黏性指進(jìn)的現(xiàn)象，滲流特征復(fù)雜；⑤篩選了改性淀粉凝膠和乙二胺分別作為裂縫、基質(zhì)中高滲通道的封堵劑，改性淀粉凝膠強(qiáng)度高，乙二胺擴(kuò)散性強(qiáng)，形成“改性淀粉凝膠+乙二胺”兩級封竄驅(qū)油技術(shù)[15]，有效擴(kuò)大了CO2驅(qū)的波及體積，提高了采出程度。

但由于常規(guī)一維巖心驅(qū)替是模擬一注一采情況下注入流體的驅(qū)替情況，未考慮注入井與不同采出井間流體的徑向滲流特征；同時一維巖心驅(qū)替模型未考慮裂縫在平面的分布和走向，無法反映CO2在真實(shí)油藏中的驅(qū)替特征。因此，為了更好地反映和評價CO2在真實(shí)油藏中的驅(qū)替特征，還原真實(shí)油藏條件下CO2注采特征，在一維驅(qū)替模型基礎(chǔ)上，對CO2驅(qū)替裝置進(jìn)行了改進(jìn)，充分考慮低滲透油藏的非均質(zhì)性和注入流體滲流動態(tài)，建立了考慮平面徑向滲流特征條件下的CO2驅(qū)物理模型，開展了一注四采五點(diǎn)法井網(wǎng)下單一裂縫和復(fù)雜裂縫CO2復(fù)合驅(qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研究了低滲透裂縫性油藏水驅(qū)后CO2驅(qū)不同注入方式的驅(qū)油效果，更好地為現(xiàn)場實(shí)施CO2驅(qū)提供理論和實(shí)驗(yàn)依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及材料

徑向流巖心驅(qū)替裝置主要包括注入系統(tǒng)、恒溫系統(tǒng)、測量系統(tǒng)(圖1)。注入系統(tǒng)包括高壓恒速恒壓泵、計(jì)量泵、真空泵、中間容器(1 000 mL)、六通閥、回壓閥、徑向流巖心夾持器(Φ40 cm，0～35 MPa壓力)、環(huán)壓密封系統(tǒng)等。恒溫系統(tǒng)包括恒溫箱、油水分離裝置、量筒。測量系統(tǒng)包括溫度測量系統(tǒng)、壓力傳感器及配套計(jì)算機(jī)設(shè)備等。

圖1 實(shí)驗(yàn)驅(qū)替流程圖Fig.1 The flow chart of experimental displacement

將直徑為40 cm、長度為5 cm、滲透率為1～10 mD、孔隙度為11.2%的天然餅狀巖心，飽和水、飽和油后按照巴西劈裂法[16]壓裂造縫，利用圍壓控制裂縫開度，其中，巖心飽和油量為巖心油驅(qū)水時驅(qū)出的水量。

實(shí)驗(yàn)用改性淀粉凝膠體系[13]為4.00%改性淀粉+4.00%丙烯酰胺單體+0.05%交聯(lián)劑+0.18%成膠控制劑，體系初始黏度為60 mPa·s，最終成膠時間為8～20 h，屬剛性凍膠，45 ℃下將其置于高壓CO2環(huán)境下，體系性能穩(wěn)定，適合封堵低滲巖心裂縫。乙二胺體系[14]為小分子有機(jī)胺，微黃色油水狀液體，強(qiáng)堿性，能隨水蒸氣揮發(fā)，初始黏度低，易于擴(kuò)散，進(jìn)入油藏后與CO2反應(yīng)生成胺基甲酸鹽附著在基質(zhì)中的相對高滲層，封堵氣竄通道，控制CO2驅(qū)流度[17-19]。

實(shí)驗(yàn)用油樣、水樣均取自延長油田靖邊喬家洼油區(qū)，原油地下黏度為4.87 mPa·s；地層水總礦化度為7.13×104mg/L，鈣鎂離子含量為0.985×104mg/L，pH值為5.5，為CaCl2型；CO2氣體純度大于99.95%。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

CO2氣體、水氣交替的注入速度均為1.0 mL/min，水氣段塞比為1∶1，段塞尺寸均為0.1倍孔隙體積；改性淀粉凝膠、乙二胺溶液的注入速度均為0.20 mL/min，注入量為0.1倍孔隙體積；入口壓力為10.0 MPa，出口壓力為7.0 MPa，圍壓為8.5 MPa。

1.2.1 單一裂縫徑向流

實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①水驅(qū)至出口含水達(dá)到98%以上，停止水驅(qū)；②注入改性淀粉凝膠，候凝20 h后，注入CO2進(jìn)行第1次氣驅(qū)至不出油；③注入乙二胺溶液反應(yīng)24h后，進(jìn)行第2次氣驅(qū)至不出油；④再次注入乙二胺溶液反應(yīng)24 h后，進(jìn)行第3次氣驅(qū)至不出油；⑤第3次注入乙二胺溶液反應(yīng)24 h，進(jìn)行第4次氣驅(qū)至不出油。

1.2.2 復(fù)雜裂縫徑向流

實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①水驅(qū)至出口含水達(dá)到98%以上，停止水驅(qū)；②注入改性淀粉凝膠，候凝20 h后，再次進(jìn)行水驅(qū)，出口含水達(dá)到98%以上；③注入CO2氣體連續(xù)氣驅(qū)至不出油；④注入改性淀粉凝膠，候凝20 h后，進(jìn)行第2次氣驅(qū)至不出油；⑤注入乙二胺溶液反應(yīng)24 h后，進(jìn)行水氣交替；⑥再次注入乙二胺溶液反應(yīng)24 h后，進(jìn)行第3次氣驅(qū)至不出油。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 單一裂縫徑向流模型

實(shí)驗(yàn)以徑向流物理模型為基礎(chǔ)，建立了單一裂縫模型(圖2)。在單一裂縫模型上依次實(shí)施CO2連續(xù)氣驅(qū)、改性淀粉凝膠注入、乙二胺注入等不同方式的注入工藝，模擬研究一注四采五點(diǎn)法井網(wǎng)下不同注入工藝對CO2驅(qū)油效果的影響規(guī)律。

圖2 單一裂縫徑向流物理模型Fig.2 The physical model of radial flow in single fracture

測定巖心基質(zhì)滲透率后，壓裂設(shè)備加壓造縫。裂縫的縫寬、長度和走向決定了CO2驅(qū)等不同注入方式驅(qū)替效果，巖心中心為0號注入井，沿1號和3號采出井流動方向壓開(壓力為30 MPa)，形成一條裂縫通道(見圖2中紅線所示)，裂縫縫寬為5 mm左右，裂縫半長為15～20 cm。物理模型1、2、3、4號采出井的基質(zhì)滲透率分別為1.23、5.62、6.39、8.74 mD，0號注入井—1號采出井的裂縫縫寬為4.52 mm，縫長為18.4 cm；0號注入井—3號采出井的裂縫縫寬為4.50 mm，縫長為18.2 cm。巖心滲透率采用反五點(diǎn)井網(wǎng)相對滲透率的簡易計(jì)算方法，通過驅(qū)替數(shù)據(jù)計(jì)算巖心各方向上的水測滲透率[20-22]。

表1為不同注入工藝下單一裂縫模型水驅(qū)和CO2驅(qū)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。由表1可知：單一水驅(qū)的采出程度僅為14.4%；在注入改性淀粉凝膠后，1、3號采出井方向的裂縫通道被有效封堵，注入CO2氣體轉(zhuǎn)向2、4號方向進(jìn)行驅(qū)替，第1次CO2氣驅(qū)結(jié)束后采出程度提高了20.8個百分點(diǎn)；由于4號采出井方向滲透率較大，第1次氣驅(qū)結(jié)束后基質(zhì)中CO2飽和度較高，注入的乙二胺溶液在4號采出井方向充分反應(yīng)，生成的胺鹽有效改善了注氣波及狀況，迫使注入CO2氣體轉(zhuǎn)入1、2、3號采出井方向，第2次氣驅(qū)可提高采收率21.2個百分點(diǎn)；第2次注入乙二胺溶液后，采出程度提高16.2個百分點(diǎn)；第3次注入乙二胺溶液后，采出程度繼續(xù)提高7.5個百分點(diǎn)。從驅(qū)替結(jié)果明顯看出，乙二胺具有優(yōu)先封堵基質(zhì)中相對高滲區(qū)域的特點(diǎn)，后續(xù)注入的乙二胺不斷地調(diào)整CO2的注入波及狀況，抑制CO2黏性指進(jìn)，改善了儲層的非均質(zhì)性。

表1 單一裂縫模型水驅(qū)和CO2驅(qū)采出程度Table 1 The recovery percent with water flooding and CO2 flooding of single fracture model

2.2 復(fù)雜裂縫徑向流模型驗(yàn)證

以徑向流低滲透物理模型為基礎(chǔ)，建立了復(fù)雜裂縫模型(裂縫走向見圖3紅線所示)?？p寬為3～5 mm，縫長為20～33 cm，不同于單一裂縫模型，該模型裂縫走向及分布極不規(guī)則，更加貼近油藏實(shí)際情況，在復(fù)雜裂縫模型上分別實(shí)施CO2連續(xù)氣驅(qū)、改性淀粉膠注入、乙二胺注入、水氣交替驅(qū)等不同的注入方式，分析不同注入方式對CO2驅(qū)油效果的影響，該徑向流物理模型1、2、3、4號采出井的基質(zhì)滲透率分別為1.02、3.17、2.53、1.10 mD，1號裂縫縫寬為3.8 mm，縫長為10.0 cm；2號裂縫縫寬為3.7 mm，縫長為10.0 cm；3號裂縫縫寬為3.5 mm，縫長為4.8 cm；4號裂縫縫寬為4.0 mm，縫長為5.1 cm；5號裂縫縫寬為3.4 mm，縫長為2.3 cm；6號裂縫縫寬為4.1 mm，縫長為8.7 cm；7號裂縫縫寬為3.4 mm，縫長為8.9 cm。表2為不同注入工藝下復(fù)雜裂縫模型水驅(qū)、CO2驅(qū)和水氣交替驅(qū)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。由表2可知：第1次單一水驅(qū)的采出程度僅為9.83%，但加入改性淀粉凝膠控制水竄后水驅(qū)采出程度可提高7.80個百分點(diǎn)；由于裂縫影響，水驅(qū)后CO2氣驅(qū)的竄逸現(xiàn)象嚴(yán)重，采出程度僅為0.41個百分點(diǎn)；改性淀粉凝膠注入后能夠有效地控制裂縫中的氣竄，第2次CO2氣驅(qū)可提高采出程度4.64個百分點(diǎn)；將乙二胺溶液注入后采用水氣交替驅(qū)，采出程度增幅明顯，可提高采出程度13.40個百分點(diǎn)，乙二胺能夠改善模型的非均質(zhì)性，同時水氣交替驅(qū)可起到良好的流度控制作用；第2次注入乙二胺溶液后進(jìn)行第3次CO2驅(qū)，可進(jìn)一步減小裂縫的影響，改善注氣波及狀況，此階段可提高采收率2.64個百分點(diǎn)。

圖3 復(fù)雜裂縫徑向流物理模型Fig.3 The physical model of radial flow in complex fractures

表2 復(fù)雜裂縫模型CO2驅(qū)采出程度Table 2 The recovery percent with CO2 flooding of complex fracture model

復(fù)雜裂縫模型中裂縫的分布及走向不規(guī)則，通過水氣交替驅(qū)的流度控制，以及加入改性淀粉凝膠和乙二胺溶液可改善注氣波及狀況，有效控制氣體竄逸，最終采出程度由單一水驅(qū)的9.83%提高至38.72%(圖4)。由圖4可知，從水驅(qū)到3次氣驅(qū)，采出程度整體呈下降趨勢，但水氣交替采出程度提高幅度遠(yuǎn)高于其他注入方式。由于氣竄通道一旦形成，基質(zhì)中的剩余油將很難動用，礦場實(shí)施時，建議1次氣驅(qū)氣竄后凝膠封堵，后期直接采用水氣交替注入方式，可取得較好的驅(qū)油效果。

圖4 復(fù)雜裂縫模型不同階段采出程度效果對比Fig.4 The comparison of recovery percents in different stages of complex fracture model

3 結(jié) 論

(1) 低滲裂縫性油藏水驅(qū)后轉(zhuǎn)CO2驅(qū)之前，控制竄流、減少無效循環(huán)很有必要，建議首先封堵裂縫，其次封堵基質(zhì)中的相對高滲層。

(2) “改性淀粉凝膠+乙二胺”注入工藝可有效改善單一裂縫模型CO2驅(qū)過程中的注氣剖面，擴(kuò)大CO2波及體積，改善CO2驅(qū)油效果?！案男缘矸勰z+乙二胺+水氣交替”注入工藝可以有效改善復(fù)雜裂縫模型CO2驅(qū)過程中的注氣剖面，氣體流度控制作用明顯。

(3) 經(jīng)過多個周期封堵，CO2非混相驅(qū)能達(dá)到較高采收率，理論上多輪次封堵存在極限采收率，但現(xiàn)場實(shí)施應(yīng)考慮經(jīng)濟(jì)因素，單輪次采出程度呈下降趨勢時停止封堵措施。