特低渗透油藏水驱、CO2驱和水/CO2交替驱效果对比

【前言】特低渗透油藏水驱、CO2驱和水/CO2交替驱效果对比由文秘帮小编整理而成，但愿对你的学习工作带来帮助。0 引言 目前我国的油气田勘探开发逐步转向低渗透油气田的方向，低渗透油层的吸水能力差，注水压力相对较高，开发较困难，注气开采时，虽然气可以改变原油性质，但易形成突进发生气窜[1]，水气交替驱[2]时，气可以使原油膨胀，水增大波及体积，是比较理想的开采方式。...

摘要： 针对特低渗透油藏，在模拟实际油藏条件下开展水驱、co2驱和水/co2交替驱室内实验研究。结果表明：在相同条件下，水/CO2交替驱的采收率比CO2驱高22.63%，比水驱采收率高27.22%。水驱见水早，含水率上升快，注入压力高；CO2驱虽然注入压力低，但CO2气窜非常严重；水/CO2交替驱注入压力比CO2驱高，但远远低于水驱压力。水/CO2交替驱见气和见水时间较CO2驱和水驱晚，而且气油比和含水率上升速度慢。因此利用CO2驱油时，应首先选择水/CO2交替驱。

Abstract： To extra-low permeability reservoirs， we simulate the practical reservoir conditions and carry out water flooding， CO2 flooding and water-alternating-CO2 flooding in laboratory. The results show that under the same conditions the recovery of water-alternating-CO2 flooding is 22.63 percent higher than that of CO2 flooding， and 27.22 percent higher than that of water flooding. For water flooding， the water breakthrough time is early， moisture content rises fast， and injection pressure is high. Although CO2 flooding injection pressure is low， CO2 gas channeling is very serious. The injection pressure of water-alternating-CO2 flooding is higher than CO2 flooding， but far lower than the water flooding pressure. The gas breakthrough time and water breakthrough time of water-alternating-CO2 flooding is separately later than CO2 flooding and water flooding， but gas-oil ratio and moisture content rise slowly. Therefore， when using CO2 flooding we should first choose water-alternating-CO2 flooding.

关键词： 特低渗透油藏；水驱；CO2驱；水/CO2交替驱；室内实验

Key words： extra-low permeability reservoirs；water flooding；CO2 flooding；water-alternating-CO2 flooding；laboratory study

中图分类号：TE4 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）01-0081-02

0 引言

目前我国的油气田勘探开发逐步转向低渗透油气田的方向，低渗透油层的吸水能力差，注水压力相对较高，开发较困难，注气开采时，虽然气可以改变原油性质，但易形成突进发生气窜[1]，水气交替驱[2]时，气可以使原油膨胀，水增大波及体积，是比较理想的开采方式。本文通过实验方法，模拟地层实际情况，对岩心进行水驱、CO2驱和水/CO2交替驱，并对其效果进行对比。

1 实验条件

油：脱气原油与油层采出气配制的模拟油。

水：模拟水。矿化度4845.68mg/l。

岩心：天然岩心。

长28.13cm，直径2.52cm，渗透率1.63×10-3μm2，孔隙度13.19%。

实验温度为85.9℃。

2 实验仪器及设备

高压物性仪、高压配样器、高压计量泵、恒温箱、油气分离器、气体流量计、高压落球粘度计、活塞容器、气瓶、电子天平等。

3 实验过程

3.1 地层模拟油的配制 根据地层油物性参数用地面油和天然气配制实验模拟油[3]。其物性参数见表1。

3.2 驱油实验 将天然岩心抽提、烘干后，饱和地层水；将岩心出口端加上回压（21MPa），然后将岩心饱和地层模拟油，直至岩心出口端没有水流出为止；将驱替介质按一定流量注入岩心中进行驱油实验，直至驱替到没有油流出为止。在此过程中计量驱出油、水和气体体积、压力及注入时间。

4 实验结果

4.1 水驱实验结果 水驱流量为0.02cm3/min。从图1﹑2的水驱曲线可知，岩样的水驱最终采收率为51.90%，无水采收率为39.92%。注水量为0.31PV后，水开始突破，突破后含水率上升快，从见水后注水量为0.6PV时，含水率就达到98%。说明该油层很快被水淹，成为高含水层。

从图3的水驱曲线可见随着注水量的增加，注水压力上升，注水量达到0.6PV后，注水压力开始降低，但压力降低的幅度非常小，从0.6PV到注水结束（1.1PV），压力仅降低2.35MPa。尽管注水速度只有0.02cm3/min，但平均注入压力为39.09MPa，注水能力非常低，因此，对于该油藏注水开发比较困难。

4.2 CO2驱油实验结果 CO2驱油实验中，注入速度为0.57cm3/min。

从图1气驱曲线可见，CO2驱见气采收率为24.31%，最终采收率为56.48%；从图4可见，注气量达到0.724PV，开始见气，CO2突破，注气量达到0.955PV后，CO2完全突破，生产气油比急剧增加，气体沿阻力较小的喉道前进，采收率增加的幅度明显减缓。

从图3可见，CO2驱平均注入压力为22.67MPa。随着注气量增加，CO2注入压力增加，当CO2突破后，随着注气量增加，CO2注入压力降低。

4.3 水/CO2交替驱油实验 水气比为1：1，注入段塞为0.1PV，注入速度0.57cm3/min。

由图1的水/CO2交替驱曲线可知，随着注入量的增加，采收率增加，见气时注入量为1.048PV，见气采收率为44.89%，见水时注入量为1.248PV，见水采收率为52.46%，最终采收率为79.11%。

由图2、4可知，水/CO2交替驱水、气突破晚，而且上升速度慢.注入量为2.342PV时含水率和生产气油比分别为65.98%和0.09m3/m3，驱替结束时，含水率只有89.02%，生产气油比为324.22m3/m3，远远低于水驱的含水率和CO2驱的气油比。随着注入量的增加，注入压力增加，注入量达到0.55PV之前，注入压力和CO2驱相差不大，之后高于CO2驱，而且注入量越多，与CO2驱的压力相差越大。

可见水气交替注入具有较好的开采效果，气体不仅会引起原油体积膨胀、粘度降低[4]，而且由于贾敏效应，增大波及体积，可减缓造成CO2的气窜。

5 水驱、CO2驱、水/CO2交替驱三种效果对比

通过上面的分析，在相同的条件下，水/CO2交替驱的采收率比CO2驱高22.63%，比水驱采收率高27.22%。

从含水率看，水驱见水早，含水率上升快，使油层成为高含水油层。

在同样的注入量下，水驱的注入压力最高，注入能力低，其次是水/CO2交替驱，CO2驱的注入压力最低。

从累积气油比来看，CO2驱的累积气油比远远大于水/CO2交替驱。

6 结论

①低渗油藏水驱含水率上升快，注水压力高，对于该油藏注水开发比较困难。

②CO2驱的最终采收率高于水驱，而水/CO2交替驱的采收率高于CO2驱。

③水气交替驱见气和见水时间较CO2驱和水驱晚，而且气油比和含水率上升速度慢。在同样条件下，水气交替驱的注入压力比CO2驱高，但远远低于水驱压力，该压力在现场可以实现，因此低渗油藏利用CO2驱油时，可以考虑水/CO2交替驱。

参考文献：

[1]李景梅．注CO2开发油藏气窜特征及影响因素研究[J]．石油天然气学报，2012，34（3）：152-156.

[2]甘业兵，陈勇，吕红刚．水气交替注入提高低渗裂缝性油藏采收率技术研究[J]．石油化工应用，2011，30（10）：12-18.

[3]赵明国，张向宇．芳48区块气驱对原油高压物性的影响[J]．西部探矿工程，2005，（5）：65-66.

[4]赵明国，李金珠，王忠滨．特低渗透油藏CO2非混相驱油机理研究[J]．科学技术与工程，2011，11（7）：1438-1440.