废弃油藏高采收率试验

对于渗透率较高的地层，注气容易产生气窜，采用水/气交替注入的效果更好。加拿大、美国、前苏联早在1957年就将此技术应用于油田提高采收率实践，45%的项目注入剂选择了CO2，在美国，80%以上的项目赢利［1-6］。我国这方面的研究起步较晚。近几年，在大庆、胜利、江苏等油田开展了CO2驱提高采收率的室内研究及矿场实践，取得了一定效果［7-10］。中原油田经过30余年的高速开发，主力油层已进入特高含水、高采出阶段，地层的高温高盐，限制了化学驱的发展。如何充分利用现有资源从而大幅度提高采收率已成为十分重要的任务。

1油藏特征濮城油田沙一下油藏位于濮城长轴背斜构造的东北翼，1980年4月投入开发，1998年采出程度达到50.04%，含水率98.44%，基本进入水驱废弃阶段。密闭取心井资料分析表明，经过强水驱开发后，储层岩石的物性发生明显变化，层内、层间含油饱和度仍有较大差异，水驱提高采收率难度大。

1.1岩石物性变化特征对比不同时期取心井资料，同一粒度中值的储层在注水开发后，孔隙度和渗透率都有增大，渗透率增加幅度远远大于孔隙度的变化，孔隙度增大12.6百分点，渗透率增大70.8百分点。图1对比了沙一下油藏不同时期取心井的孔隙度、渗透率与粒度中值的关系。从图1可看出，随粒度中值的增加，孔隙度的增加幅度变化较小，2条趋势线近于平行，但渗透率的2条趋势线的剪刀差幅度增大。当粒度中值为0.07mm时，渗透率增加1.6倍左右；粒度中值为0.08mm时，渗透率增加近2倍。这可能与泥质中的黏土矿物遇注入水膨胀有关，同时又受注入水冲刷双重作用的影响。a孔隙度沙一下12小层平均含油饱和度48.7%，平均含水饱和度34.8%；沙一下13小层平均含油饱和度37.9%，平均含水饱和度45.5%。层内非均质性强的层，水驱不均匀，夹层下部剩余油相对富集。濮检4井12小层，层内非均质性强，渗透率变异系数0.8，渗透率级差95.9，突进系数3.26，中间有一厚度为15cm的灰白色白云质泥岩将其划分为2个韵律段，水洗严重不均，上下部中水洗，中部强水洗（27cm）。强水洗层位于上韵律层的底部，强水洗段3号样物性很好，孔隙度33.6%，渗透率916×10-3μm2，含油饱和度仅33%。其他物性差的部位和隔层下部水驱程度相对较低，含油饱和度较高，为50%左右。层内非均质性弱的层，水驱均匀，水淹较严重，但水洗程度与夹层的分隔性有关。濮检4井沙一下13小层岩石具高孔（29.4%）、高渗（411×10-3μm2）特征，分选较好，岩石疏松；整体水洗程度高，绝大部分为一级水淹，含油饱和度为35%左右；粉砂质泥岩下部为二级水淹，含油饱和度为40%~50%。

2CO2/水交替驱室内实验濮城油田地层水矿化度24×104mg/L，氯离子质量浓度16×104mg/L。针对油藏渗透率高、含水率高、矿化度高、化学驱难以开展、气驱易发生气窜的特点，开展了CO2/水交替驱室内实验。与文献［11］相比，本文强化了流体组分和驱替压差变化的观察分析。

1.2剩余油赋存方式经过强水洗后，物性好、水洗严重的部位含油饱和度为30%左右，物性差的部位含油饱和度为40%~50%，层间含油饱和度仍有较大差异。其中，濮检4井从实验结果看，随着注入倍数的增加，采出程度呈抛物线型上升，随着注入压力的升高，提高采收率幅度加大。注入压力由11.25MPa逐步上升到23.60MPa，气体突破时的采出程度由30.72%提高到92.40%。分析认为，随着驱替压力的上升，气体突破时间变晚，CO2与原油接触时间加长，并伴随组分就地传质，达到多次混相，采出程度大幅度提高，也可从观察井流物的变化得到证实。当驱替压力上升时，井流物逐步由非混相驱替特征转为混相驱特征。根据5次细管实验结果，推算出82.5℃的最小混相压力约为18.42MPa。

2.1混相压力测试混相压力测试采用细管实验法。模型内径0.47cm，长12.5m，装有140～230目的有孔玻璃砂（孔隙体积112cm3，渗透率约5μm2，孔隙度35%），进行了5次驱替实验，以测定注CO2的最小混相压力。不同压力下采出程度随CO2注入倍数的变化规律如图2所示。

2.2CO2/水交替驱物理模拟实验物理模拟岩心的总长度为197.4cm，平均直径为2.50cm，渗透率平均值为245.5×10-3μm2，孔隙体积为252.4cm3。配制的地层流体在地层温度82.5℃和原始地层压力23.58MPa条件下，饱和压力为9.83MPa，原油单次脱气气油比为75.6m3/t，原油体积系数为1.214m3/m3，溶解系数为6.54MPa-1。地层水总矿化度为19.7×104mg/L，水型为CaCl2型。岩心物性、流体性质均接近油藏状态。驱替实验为完全水驱后实施CO2/水交替驱。当注入1.282PV水，含水率97.92%，采出程度达到57.56%后，开展CO2/水交替注入实验。交替注入方式为0.1PV的CO2和0.1PV的水交替驱替，当注入4个段塞的CO2后，再注入0.8PV的水，实验结束。CO2/水交替驱阶段，采出程度和含水率随注入倍数的变化见图3。第1个CO2/水段塞结束前，已经开始见效，含水得到有效控制，采出程度上升；第2、3段塞采出程度大幅上升，第3个CO2/水段塞时基本出现无水采油期，第3个CO2/水段塞结束前，由于注入的CO2开始突破，提高采收率幅度降低；第4个CO2/水段塞结束时接着转注水，当注入0.832PV水时，含水率增加至98.98%，采收率高达93.46%，在水驱基础上增加了35.90百分点。第1至第4个CO2/水段塞，阶段采收率分别提高了3.24，13.46，15.00和4.20百分点。图3交替驱替时采出程度、含水率与注入倍数的关系分析认为，首先注入的CO2溶于原油，使原油的体积增大，黏度降低，促使原油流动性提高，同时抽提原油中的轻质烃类（C2—C6），从而使残余油饱和度明显降低。实验中产出天然气的中间组分由30.6%上升到40.0%的最高值，之后随着CO2的突破降低，重质组分减少至最低；CO2突破后，采出程度的提高大幅减缓。同时气水交替驱时，先注入的气体分散占据大孔道，水驱时，水在这些层中渗流阻力增大，驱动压力升高，迫使部分注入水向渗透性较差的区（层）中分流，增加了细小孔隙的自吸几率，扩大了水的波及面积。

3现场试验

3.1试验区设计2008年初优选一个井组开展了先导试验，试验区水驱控制面积0.18km2，平均有效厚度3.9m，储量10.26×104t，平均孔隙度25.8%，渗透率361×10-3μm2。注入井1口（濮1-1井），采油井4口，观察井1口。在室内实验基础上，应用数值模拟技术进行方案设计与优选，设计交替注气速度40t/d，交替注水速度260m3/d。CO2段塞数目6个，首段塞交替注气6个月，交替注水3个月，CO2段塞大小0.0931PV，气水段塞比1∶1.37；后续段塞交替注气2个月，交替注水1个月，CO2段塞大小0.0310PV。3.2实施状况为提高气驱效果，注气前，选用凝胶颗粒调驱剂及耐温抗盐交联聚合物对注入井进行复合式深部调剖。2008年6月开始注CO2，注入压力5.2MPa，注气速度40t/d，首段塞注气6个月，后续段塞每段塞注气2个月，到2011年7月已完成6个段塞注入，基本和设计方案一致，共注入CO219753.95t（0.255PV），注入水65919m3（0.643PV）。注入184d后见效，初期见效即为主体见效期，主体见效时间129d，增油量10～16t/d，含水率由注入前的99.6%最低下降到84.7%，井组累计增油5279.3t，采出程度提高5.15%。为进一步提高CO2利用率，在注气结束后，适时关井、焖井，3次关井的日产油量均有不同程度的提高。第1次关井7d，油井恢复生产后进入第一见效阶段，产油量由0.2t/d上升到10.5t/d；第2次关井17d，进入第二见效阶段，产油量由10.1t/d上升到14.5t/d；第3次关井7d，油井产油量由0.9t/d上升到5t/d。

3.3实施效果分析从生产数据监测资料分析，产出物组分和流体性质发生了变化，采收率得到提高，预计采收率可以提高8.2百分点。

3.3.1注CO2达到了混相注气后试验区地层压力由试验前的20.14MPa上升到21.29MPa，一直保持在18.42MPa（最小混相压力）以上，产出油中重烃摩尔分数下降，注气见效后天然气中的C1摩尔分数（扣除CO2）开始明显降低，基本接近原始伴生气的C1摩尔分数，中间烃摩尔分数上升；随着CO2的逐渐突破，C1摩尔分数基本稳定，中间烃摩尔分数下降，出现水驱的特征（见图4）。采出原油颜色由黑色变成褐色，地面原油黏度也呈现出先降后升的特点，初期42.52mPa•s，最低下降到18.12mPa•s，后期又逐渐上升到20.41mPa•s以上。CO2对原油轻质组分的萃取及原油黏度下降导致产出物组分发生变化，CO2/水交替驱能够驱替到原来水驱波及不到的孔隙，扩大了波及体积。