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    CO2非混相驅(qū)前緣運(yùn)移及氣竄規(guī)律室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

    2022-09-28 01:24:38孔維軍崔傳智吳忠維李立峰蘇書震張建寧
    油氣藏評價(jià)與開發(fā) 2022年5期
    關(guān)鍵詞:生產(chǎn)井波及級(jí)差

    孔維軍,崔傳智,吳忠維,李立峰,蘇書震,張建寧

    (1.中國石化江蘇油田分公司采油一廠,江蘇揚(yáng)州225265;2.中國石油大學(xué)(華東)非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,山東青島266580)

    CO2非混相驅(qū)油過程中的前緣運(yùn)移及氣竄規(guī)律研究對CO2氣竄防治具有重要意義[1-11]。CO2前緣突破是生產(chǎn)井氣竄的本質(zhì)內(nèi)核,生產(chǎn)井氣竄是CO2前緣突破的礦場體現(xiàn)。目前關(guān)于CO2氣竄的研究較多,而CO2前緣運(yùn)移規(guī)律的研究較少[12-16]。楊大慶等[17]、石立華等[18]、王維等[19]運(yùn)用室內(nèi)長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分別研究了注入壓力、儲(chǔ)層滲透率及裂縫發(fā)育情況等對CO2氣竄規(guī)律的影響。通過研究發(fā)現(xiàn),滲透率、注入速度、裂縫發(fā)育情況都將影響注入壓力,儲(chǔ)層滲透率越大、裂縫越發(fā)育,氣竄越易發(fā)生。趙習(xí)森等[20]、張書勤等[21]及賈凱峰等[22]運(yùn)用室內(nèi)并聯(lián)巖心驅(qū)替裝置開展了CO2驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn),分析了非均質(zhì)性對低滲透油藏CO2突破的影響。通過研究發(fā)現(xiàn),CO2的波及系數(shù)受氣竄影響嚴(yán)重,巖心非均質(zhì)性越強(qiáng),氣竄時(shí)間越早,氣竄越嚴(yán)重,氣驅(qū)效果越差。以上是關(guān)于CO2氣竄的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究,這些研究能夠一定程度解釋各因素(如滲透率、非均質(zhì)性等)對CO2氣竄的影響,但實(shí)驗(yàn)所用巖心截面?。▋H為4.5 cm×4.5 cm),因此,無法研究各因素對CO2氣竄后波及特征的作用規(guī)律。

    關(guān)于CO2驅(qū)的前緣運(yùn)移研究較少[23-27],李友全等[28]在考慮儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響的基礎(chǔ)上,運(yùn)用數(shù)值試井技術(shù),研究了CO2質(zhì)量濃度變化對井底壓力響應(yīng)的影響,建立了驅(qū)替前緣確定方法。鞠斌山等[29]運(yùn)用油藏?cái)?shù)值模擬方法,研究了壓力恢復(fù)階段連續(xù)注入CO2油層中CO2的分布和前緣推進(jìn)情況。以上研究均為借用數(shù)值計(jì)算手段開展CO2前緣運(yùn)移規(guī)律研究,缺少相應(yīng)的室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究,且已有的氣竄規(guī)律研究中,沒有分析氣竄后的波及特征變化,而CO2前緣運(yùn)移與氣竄規(guī)律研究是抑制CO2氣竄,提高CO2驅(qū)采收率的基礎(chǔ)。運(yùn)用可視化仿真物理模擬裝置開展平板巖心CO2非混相驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn),分析原油黏度、儲(chǔ)層滲透率、儲(chǔ)層非均質(zhì)性及注入速度等因素對CO2驅(qū)前緣運(yùn)移及氣竄規(guī)律的影響。

    1 平板巖心CO2非混相驅(qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

    1.1 實(shí)驗(yàn)裝置及實(shí)驗(yàn)材料

    實(shí)驗(yàn)采用可視化仿真物理模擬裝置(圖1)。該裝置由圖像采集處理系統(tǒng)和驅(qū)替系統(tǒng)兩部分組成,圖像采集處理系統(tǒng)包括帶光源載物臺(tái)、高清攝像機(jī)、計(jì)算機(jī)信息采集處理系統(tǒng)等;驅(qū)替系統(tǒng)包括CO2氣瓶、解壓閥、中間容器、壓力表、氣體流量計(jì)、單向閥、干燥管、六通閥門及可視化平板巖心模型等。

    圖1 CO2驅(qū)可視化仿真物理模擬裝置Fig.1 CO2 flooding visual physical simulation device

    其中,可視化平板巖心模型(圖2)的有效尺寸(長×寬×高)為20 cm×20 cm×3 mm。儲(chǔ)層的高、中、低不同滲透率通過混合不同目數(shù)石英砂來模擬,其中高、中、低滲透層所用的石英砂目數(shù)分別為40 目、60 目、90 目,對應(yīng)的滲透率分別為1 000×10-3μm2、500×10-3μm2及200 × 10-3μm2。非均質(zhì)性是通過巖心不同區(qū)域填入不同目數(shù)的石英砂實(shí)現(xiàn),其中高滲區(qū)填入40 目石英砂,低滲區(qū)填入按一定比率混合的60 目與90 目石英砂混合物,比例包括:1∶0、2∶1、1∶2、0∶1。其中60 目的含量越小,巖心非均質(zhì)性越強(qiáng),且對應(yīng)的滲透率級(jí)差分別為1(均質(zhì))、1.25(低級(jí)差)、1.7(中級(jí)差)及2.5(高級(jí)差)。實(shí)驗(yàn)用其他材料主要包括地面脫氣原油、煤油、模擬地層水、高純度液態(tài)CO2等。其中,CO2純度為99.999 %,模擬地層水礦化度為5 000 mg/L,實(shí)驗(yàn)原油黏度介于2~20 mPa·s,原油密度為0.785 g/cm3,且實(shí)驗(yàn)在常溫、常壓條件下開展。

    圖2 飽和原油的平板巖心Fig.2 Slab core saturated with crude oil

    1.2 實(shí)驗(yàn)流程及步驟

    1)模型制作:取兩片干凈玻璃板,在一側(cè)粘上雙面膠,均勻鋪設(shè)混合好的石英砂并抹平壓實(shí),清理干凈預(yù)設(shè)井眼位置,將兩塊玻璃板有石英砂一側(cè)對準(zhǔn)合緊,從邊部縫隙加入密封條緊貼內(nèi)部石英砂邊緣,并用密封夾完成二次密封。

    2)模型抽真空:模型密封好后,用管線連接對角線上的兩口井,一端和真空泵相連,另一端用夾子夾緊放入水中(非均質(zhì)一口采出井需封住),開啟真空泵抽真空至泵壓穩(wěn)定在-0.1 MPa 處10 min 時(shí),完成模型抽真空。

    3)模型飽和水:將抽真空的模型放入水中,打開水中夾子,并緩慢打開真空泵,以小流量抽吸水進(jìn)入模型,待水充滿模型且無小氣泡后完成飽和水,關(guān)閉真空泵,用夾子加緊兩端管線。

    4)模型飽和油:用注射器吸取適量實(shí)驗(yàn)油,接入前述吸水端管線,倒轉(zhuǎn)玻璃板,打開夾子,緩慢將油自上而下打入巖心,驅(qū)替至不出水為止,完成飽和油。

    5)根據(jù)實(shí)驗(yàn)方案開展實(shí)驗(yàn):連接實(shí)驗(yàn)裝置,打開驅(qū)替泵,待驅(qū)替管線排出氣泡后接入巖心模型,按照實(shí)驗(yàn)方案開展各組驅(qū)替實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)中注入井定注入量,采油井定生產(chǎn)壓力。

    6)用圖像采集處理系統(tǒng)記錄驅(qū)替全過程。

    7)用量筒記錄采出液數(shù)據(jù)。

    1.3 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

    針對各影響因素(包括原油黏度、儲(chǔ)層滲透率、儲(chǔ)層非均質(zhì)性及注入速度等)共設(shè)計(jì)16 組相應(yīng)的物理模擬實(shí)驗(yàn)方案,具體實(shí)驗(yàn)方案如表1 所示。每組實(shí)驗(yàn)均控制單因素變化,其余因素不變,驅(qū)替時(shí)長為30 min。

    表1 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)Table 1 Design of experimental plan

    2 前緣運(yùn)移及氣竄規(guī)律影響因素分析

    2.1 原油黏度的影響

    1)見氣前前緣運(yùn)移規(guī)律

    表2 為不同原油黏度各驅(qū)替主流線上不同節(jié)點(diǎn)處(如0.25L為驅(qū)替前緣距離注入井0.25倍井距的位置)流體分布情況,可以看出,注入的CO2會(huì)優(yōu)先沿注采井連線向生產(chǎn)井不規(guī)則移動(dòng),呈窄條帶向前突進(jìn)。原油黏度越高,條帶寬度越窄,突進(jìn)現(xiàn)象越明顯。

    表2 見氣前不同原油黏度不同位置的驅(qū)替規(guī)律Table 2 Displacement laws of different crude oil viscosity before gas breakthrough

    通過數(shù)值化處理軟件對實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行量化可得不同原油黏度對應(yīng)的見氣時(shí)間、波及系數(shù)(圖3a)及驅(qū)替壓力梯度峰值(圖3b)。從圖3 可知,對均質(zhì)儲(chǔ)層,在注入速度不變條件下,當(dāng)原油黏度從2 mPa·s增加20 mPa·s 時(shí),見氣時(shí)的注入孔隙體積倍數(shù)(PV)從0.028 增至0.076(增加2.7 倍),但見氣時(shí)波及系數(shù)卻降低2.2倍;同時(shí),驅(qū)替壓力梯度峰值從0.025 MPa/m增至0.106 MPa/m,增加了4.3 倍。也就是說,原油黏度增加雖然緩解氣體突破,但是其增加了氣體注入難度,降低了氣體的波及系數(shù)。這是由于原油黏度增加,原油流動(dòng)性變差,氣體注入難度與突破時(shí)間增加,同時(shí)油氣黏度差異變大,突進(jìn)變嚴(yán)重,波及系數(shù)降低。

    圖3 不同原油黏度對應(yīng)的見氣時(shí)間、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值Fig.3 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different crude oil viscosity conditions

    2)見氣后氣竄規(guī)律

    見氣后繼續(xù)恒定速度驅(qū)替,各組原油動(dòng)用及流線分布情況、驅(qū)替30 min 后的采出程度與波及系數(shù),結(jié)果分別見表3 與圖4。從表3 與圖4 可知,原油黏度越小,油氣黏度差異越小,黏性指進(jìn)現(xiàn)象越弱,注入氣驅(qū)替越均勻,波及系數(shù)越大;當(dāng)原油黏度從2 mPa·s 增至20 mPa·s 時(shí),最終的波及系數(shù)從44.1%降至15.8 %,采出程度降低了11.7 %。隨著原油黏度增加,油井見氣后繼續(xù)波及能力(最終波及系數(shù)與見氣時(shí)的波及系數(shù)之差,簡稱:波及系數(shù)差)越?。划?dāng)原油黏度從2 mPa·s增至20 mPa·s時(shí),波及系數(shù)差從25.5%降至7.4%。高黏度原油滲流阻力大,后續(xù)氣體傾向于順著滲流通道繼續(xù)前進(jìn),波及系數(shù)小,采出程度低,油井見氣后繼續(xù)波及能力小。

    表3 見氣后不同原油黏度不同時(shí)刻的驅(qū)替規(guī)律Table 3 Displacement laws of different crude oil viscosity after gas breakthrough

    圖4 不同原油黏度下的波及系數(shù)與采出程度Fig.4 Sweep coefficient and recovery ratio under different crude oil viscosity

    2.2 儲(chǔ)層滲透率的影響

    1)見氣前前緣運(yùn)移規(guī)律

    表4 為不同儲(chǔ)層滲透率條件下各驅(qū)替主流線上不同節(jié)點(diǎn)處的流體分布情況。從表4可以看出,注入氣體主要沿著油水井主流線呈窄條帶狀推進(jìn),且滲透率越大,條帶越窄,突進(jìn)現(xiàn)象越嚴(yán)重,波及面積越小。

    圖5 為不同儲(chǔ)層滲透率對應(yīng)見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值。從圖5 可知,在注入速度一定時(shí),儲(chǔ)層滲透率越小,滲流阻力越大,氣體突進(jìn)越不明顯,見氣時(shí)越晚且見氣時(shí)的波及面積越大。當(dāng)滲透率從200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2時(shí),見氣波及系數(shù)從18.6 %降至10.1 %,降低了46 %;同時(shí),驅(qū)替壓力梯度峰值從0.124 MPa/m降至0.007 MPa/m,降低了17 倍。也就是說,滲透率降低有助于抑制氣體突破,提高見氣波及系數(shù),但增加了氣體注入難度。這是由于滲透率降低,儲(chǔ)層允許流體流過的能力減弱,氣體突破時(shí)間變晚,氣體突進(jìn)現(xiàn)象變?nèi)酰姎獠跋禂?shù)變大,但驅(qū)動(dòng)相同量的流體所需的壓力梯度變大。

    圖5 不同儲(chǔ)層滲透率對應(yīng)見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值Fig.5 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different reservoir permeability

    2)見氣后氣竄規(guī)律

    表5 為見氣后不同儲(chǔ)層滲透率條件下各時(shí)刻的驅(qū)替情況,圖6 為最終波及系數(shù)與采出程度。從表5與圖6可知,隨著滲透率的增加,驅(qū)替相同PV數(shù)時(shí)的波及系數(shù)越小,采出程度越低。當(dāng)儲(chǔ)層滲透率從200×10-3μm2增加至1 000×10-3μm2時(shí),波及系數(shù)從30.6%降至11.9%,同時(shí)采出程度也降低了17.1%。與見氣時(shí)的波及系數(shù)相比,油井見氣后繼續(xù)波及能力(波及系數(shù)差)隨著滲透率的增加而減小。當(dāng)儲(chǔ)層滲透率從200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2時(shí),波及系數(shù)差從12%降至1.8%,氣竄嚴(yán)重。出現(xiàn)以上現(xiàn)象的原因是,在注入井定注入量,生產(chǎn)井定井底壓力生產(chǎn)的情況下,隨著滲透率的增加,儲(chǔ)層允許流體流動(dòng)能力增強(qiáng),氣體易突破、且儲(chǔ)層壓力維持水平較低,因此,波及系數(shù)與采出程度降低。

    表5 見氣后不同儲(chǔ)層滲透率不同時(shí)刻的驅(qū)替規(guī)律Table 5 Displacement laws of different reservoir permeability after gas breakthrough

    圖6 不同滲透率條件下的波及系數(shù)與采出程度Fig.6 Sweep coefficient and recovery ratio under different permeability

    2.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響

    1)見氣前前緣運(yùn)移規(guī)律

    表6 為不同滲透率級(jí)差時(shí)驅(qū)替主流線上各節(jié)點(diǎn)處的流線分布情況。從表6可以看出,當(dāng)儲(chǔ)層為均質(zhì)時(shí),注入氣由注入井(下端中部)向上端的兩側(cè)生產(chǎn)井較均勻推進(jìn),兩側(cè)采出井基本同時(shí)見氣。對非均質(zhì)儲(chǔ)層,注入氣主要沿著較高滲區(qū)(左邊區(qū)域)向生產(chǎn)井推進(jìn),較低滲區(qū)波及情況較差,且與較低滲區(qū)的生產(chǎn)井氣體突破時(shí)間相比,較高滲區(qū)生產(chǎn)井氣體突破時(shí)間短。儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng),較高滲區(qū)與較低滲區(qū)的波及差異越大。這是由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng),較低滲區(qū)與較高滲區(qū)允許流體流動(dòng)能力差異越大,波及差異越大,對應(yīng)的生產(chǎn)井見氣時(shí)間差異越大。

    表6 見氣前不同滲透率級(jí)差不同位置的驅(qū)替規(guī)律Table 6 Displacement law with different permeability differences before gas breakthrough

    圖7 為不同滲透率級(jí)差條件下的見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)(見氣)及驅(qū)替壓力梯度峰值。從圖7 可以看出,注入速度一定時(shí),儲(chǔ)層滲透率級(jí)差越大,較高滲區(qū)與較低滲區(qū)滲流阻力差異越大,大量的注入氣體沿著滲流阻力較小的較高滲區(qū)流動(dòng)至生產(chǎn)井,驅(qū)替壓力梯度峰值越低且見氣時(shí)間越短、波及系數(shù)也越小。隨著滲透率級(jí)差從1 增加至2.5,波及系數(shù)從28.9%降至9.3%,見氣時(shí)間縮短了4.7 倍,同時(shí)驅(qū)替壓力梯度峰值也從0.099 MPa/m 降至0.018 MPa/m。也就是說,儲(chǔ)層非均質(zhì)越強(qiáng),氣體越易突進(jìn)至生產(chǎn)井,波及系數(shù)與見氣時(shí)間都顯著降低。

    圖7 不同滲透率級(jí)差條件下的見氣時(shí)的時(shí)間、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值Fig.7 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different permeability differences

    2)見氣后氣竄規(guī)律

    表7 為見氣后不同儲(chǔ)層滲透率級(jí)差條件下各時(shí)刻的驅(qū)替情況,圖8為不同滲透率級(jí)差條件下的波及系數(shù)及采出程度。從表7 與圖8 可知,在滲透率級(jí)差較小時(shí)(低級(jí)差1.25),注入氣在相對高滲區(qū)突破一段時(shí)間后在相對低滲區(qū)突破;隨著滲透率級(jí)差增大(中級(jí)差1.7、高級(jí)差2.5),相對低滲區(qū)突破時(shí)間延長甚至不能突破。隨著儲(chǔ)層非均質(zhì)性變強(qiáng)(級(jí)差從1增至2.5),波及系數(shù)從44.1%降至15.8%,降低幅度大(28.3%),同時(shí),采出程度也顯著降低(降低16.7%);但波及系數(shù)差值先增加后降低,即滲透率級(jí)差為1.25 時(shí),油井見氣后繼續(xù)波及能力最大,氣竄最弱。這是由于見氣后的繼續(xù)波及能力與見氣前的波及系數(shù)相關(guān),對均質(zhì)儲(chǔ)層,見氣前的波及系數(shù)較大,是導(dǎo)致滲透率級(jí)差為1.25 的儲(chǔ)層見氣后繼續(xù)注氣波及系數(shù)提高能力較大的原因。

    表7 見氣后不同儲(chǔ)層滲透率級(jí)差不同時(shí)刻的驅(qū)替規(guī)律Table 7 Displacement laws of different reservoir permeability difference after gas breakthrough

    圖8 不同滲透率級(jí)差條件下的波及系數(shù)及采出程度Fig.8 Sweep coefficient and recovery ratio under different permeability difference

    2.4 注入速度的影響

    1)見氣前前緣運(yùn)移規(guī)律

    表8 為不同注入速度條件下的驅(qū)替主流線上各節(jié)點(diǎn)處的流線分布情況。從表8可知,在生產(chǎn)井定注入量,采出井定壓力生產(chǎn)的條件下,當(dāng)注入速度小于0.5 mL/min 時(shí),隨著注入速度的增大,驅(qū)替前緣呈窄條帶狀向油井突進(jìn),這是由于注入速度較小,主流線能夠容納注入氣體流動(dòng)。當(dāng)注入速度大于0.5 mL/min時(shí),隨注入氣量速度增加,主流線容納不了該注入量的氣體,注入氣體沿著主流線向四周擴(kuò)展,波及面積增加。

    表8 見氣前不同注入速度不同位置的驅(qū)替規(guī)律Table 8 Displacement laws at different injection speeds before gas breakthrough

    圖9 為不同注入速度下的見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)、驅(qū)替壓力梯度峰值。從圖9可知,隨著注入速度的增加,見氣時(shí)間PV 先增加后降低,見氣時(shí)波及系數(shù)先降低后增加,同時(shí)驅(qū)替壓力梯度峰值呈單調(diào)上升。在注入井定注入量,生產(chǎn)井定壓力生產(chǎn)的情況下,注入速度增加,會(huì)加強(qiáng)氣體突破,降低波及系數(shù);同時(shí)也會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層憋壓,迫使注入氣體從已有流線向四周驅(qū)替,擴(kuò)大波及系數(shù);注入速度較小時(shí)(小于0.5 mL/min),前者起主導(dǎo)作用,而注入速度大于0.5 mL/min時(shí),后者起主導(dǎo)作用。

    圖9 不同注入速度條件下的見氣時(shí)注入孔隙體積倍數(shù)、波及系數(shù)及驅(qū)替壓力梯度峰值Fig.9 Gas breakthrough time,sweep coefficient and displacement pressure gradient peak under different injection speed

    2)見氣后氣竄規(guī)律

    表9 為見氣后不同注入速度條件下各時(shí)刻的驅(qū)替情況,圖10 為不同注入速度條件下的波及系數(shù)與采出程度。由表9 與圖10 可知,在注入井定流量注入、生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)條件下,較小的注入速度下注入氣大多沿滲流通道流向生產(chǎn)井,隨著驅(qū)替時(shí)間增加,波及范圍擴(kuò)大不明顯,竄流嚴(yán)重;注入速度較大時(shí),注入氣呈分散狀不斷向四周擴(kuò)散,驅(qū)替流線增多,波及面積增大。當(dāng)注入速度從0.1 mL/min 增至2 mL/min 時(shí),波及系數(shù)從23.7%增至50.5%,見氣后波及系數(shù)繼續(xù)擴(kuò)大能力(波及系數(shù)差)從8.3 %增至26.2 %(即緩解氣竄),采出程度從15.4 %增至35.3 %。也就是說,注入速度越大,采出程度越大。見氣后氣驅(qū)將繼續(xù)擴(kuò)大波及系數(shù),且注入速度越大,波及系數(shù)增大量越大。這是由于在注入井定注入量,生產(chǎn)井定壓力生產(chǎn)的情況下,注入速度越大,越易在儲(chǔ)層憋壓,導(dǎo)致氣體波及系數(shù)增加,采出程度增加。

    表9 見氣后不同注入速度不同時(shí)刻的驅(qū)替規(guī)律Table 9 Displacement law with different injection rates after gas breakthrough

    圖10 不同注入速度條件下的波及系數(shù)及其差、采出程度Fig.10 Development effect under different injection speed conditions

    3 結(jié)論

    1)在注入井定流量注入,生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)的條件下,原油黏度增加導(dǎo)致最終的波及系數(shù)、采出程度降低,油井見氣后繼續(xù)擴(kuò)大波及的能力減弱;當(dāng)原油黏 度 從2 mPa·s 增至20 mPa·s 時(shí),波 及 系數(shù)差從25.5%降至7.4%,CO2氣竄嚴(yán)重。

    2)注入氣體沿油水井主流線呈窄條帶狀推進(jìn),且滲透率越大,條帶越窄,突進(jìn)現(xiàn)象越嚴(yán)重,波及面積越?。挥途姎夂罄^續(xù)波及能力隨滲透率增加而減小。當(dāng)儲(chǔ)層滲透率從200×10-3μm2增至1 000×10-3μm2時(shí),波及系數(shù)差從12 %降至1.8 %,即滲透率大于1 000×10-3μm2的儲(chǔ)層在CO2氣體突破后,CO2氣竄嚴(yán)重。

    3)在滲透率級(jí)差較小時(shí)(低級(jí)差1.25),注入氣在相對高滲區(qū)突破一段時(shí)間后在相對低滲區(qū)突破;隨著滲透率級(jí)差增大(中級(jí)差1.7、高級(jí)差2.5),相對低滲區(qū)突破時(shí)間延長甚至不能突破。隨著儲(chǔ)層非均質(zhì)性變強(qiáng)(級(jí)差從1 增至2.5),波及系數(shù)從44.1 %降至15.8%,同時(shí)采出程度也降低了16.7%;但波及系數(shù)差值先增加后降低,滲透率級(jí)差為1.25 時(shí),油井見氣后繼續(xù)波及能力最大,此時(shí)CO2氣竄最弱。

    4)在注入井定流量注入,生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)的條件下,注入速度越大,采出程度越大,見氣后波及系數(shù)繼續(xù)擴(kuò)大能力也越強(qiáng)。當(dāng)注入速度從0.1 mL/min增至2 mL/min 時(shí),采出程度從15.4%增至35.3%,波及系數(shù)差從8.3%增加至26.2%,緩解了CO2氣竄。

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