馬平，陳林媛，王秋梅，費(fèi)明華

（1.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.中國(guó)石化中原油田分公司采油四廠，河南 濮陽 457071；3.中國(guó)石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南 濮陽 457001；4中國(guó)石化國(guó)際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083）

濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驅(qū)提高采收率試驗(yàn)

馬平1，2，陳林媛3，王秋梅3，費(fèi)明華4

（1.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.中國(guó)石化中原油田分公司采油四廠，河南 濮陽 457071；3.中國(guó)石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南 濮陽 457001；4中國(guó)石化國(guó)際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083）

水驅(qū)廢棄的高溫高鹽油藏，化學(xué)驅(qū)提高采收率的發(fā)展受到限制，為了探索進(jìn)一步提高油藏采收率的新途徑，在濮城油田沙一段水驅(qū)廢棄油藏開展了CO2/水交替驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)確定了該區(qū)CO2驅(qū)的最小混相壓力，利用長(zhǎng)巖心物理模擬開展了完全水驅(qū)后CO2/水交替驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，該區(qū)注CO2的最小混相壓力為18.42 MPa，目前油藏條件下，CO2/水交替驅(qū)可提高采收率35.89%?，F(xiàn)場(chǎng)優(yōu)選了1個(gè)井組開展先導(dǎo)試驗(yàn)，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料表明，地層壓力保持在最小混相壓力之上，產(chǎn)出油質(zhì)變輕，驅(qū)替達(dá)到了混相，單井最高增油量16 t/d，采出程度提高5.15%。研究表明，CO2/水交替驅(qū)可以獲得比水驅(qū)更高的采收率，試驗(yàn)規(guī)?？梢赃M(jìn)一步擴(kuò)大。

水驅(qū)廢棄油藏；CO2/水交替混相驅(qū)；采收率；濮城油田沙一段油藏

對(duì)于滲透率較高的地層，注氣容易產(chǎn)生氣竄，采用水/氣交替注入的效果更好。加拿大、美國(guó)、前蘇聯(lián)早在1957年就將此技術(shù)應(yīng)用于油田提高采收率實(shí)踐，45%的項(xiàng)目注入劑選擇了CO2，在美國(guó)，80%以上的項(xiàng)目贏利［1-6］。我國(guó)這方面的研究起步較晚。近幾年，在大慶、勝利、江蘇等油田開展了CO2驅(qū)提高采收率的室內(nèi)研究及礦場(chǎng)實(shí)踐，取得了一定效果［7-10］。中原油田經(jīng)過30余年的高速開發(fā)，主力油層已進(jìn)入特高含水、高采出階段，地層的高溫高鹽，限制了化學(xué)驅(qū)的發(fā)展。如何充分利用現(xiàn)有資源從而大幅度提高采收率已成為十分重要的任務(wù)。

1 油藏特征

濮城油田沙一下油藏位于濮城長(zhǎng)軸背斜構(gòu)造的東北翼，1980年4月投入開發(fā)，1998年采出程度達(dá)到50.04%，含水率98.44%，基本進(jìn)入水驅(qū)廢棄階段。密閉取心井資料分析表明，經(jīng)過強(qiáng)水驅(qū)開發(fā)后，儲(chǔ)層巖石的物性發(fā)生明顯變化，層內(nèi)、層間含油飽和度仍有較大差異，水驅(qū)提高采收率難度大。

1.1 巖石物性變化特征

對(duì)比不同時(shí)期取心井資料，同一粒度中值的儲(chǔ)層在注水開發(fā)后，孔隙度和滲透率都有增大，滲透率增加幅度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于孔隙度的變化，孔隙度增大12.6百分點(diǎn)，滲透率增大70.8百分點(diǎn)。

圖1對(duì)比了沙一下油藏不同時(shí)期取心井的孔隙度、滲透率與粒度中值的關(guān)系。從圖1可看出，隨粒度中值的增加，孔隙度的增加幅度變化較小，2條趨勢(shì)線近于平行，但滲透率的2條趨勢(shì)線的剪刀差幅度增大。當(dāng)粒度中值為0.07 mm時(shí)，滲透率增加1.6倍左右；粒度中值為0.08 mm時(shí)，滲透率增加近2倍。這可能與泥質(zhì)中的黏土礦物遇注入水膨脹有關(guān)，同時(shí)又受注入水沖刷雙重作用的影響。

圖1 水驅(qū)前后孔隙度、滲透率與粒度中值關(guān)系

1.2 剩余油賦存方式

經(jīng)過強(qiáng)水洗后，物性好、水洗嚴(yán)重的部位含油飽和度為30%左右，物性差的部位含油飽和度為40%～50%，層間含油飽和度仍有較大差異。其中，濮檢4井沙一下12小層平均含油飽和度48.7%，平均含水飽和度34.8%；沙一下13小層平均含油飽和度37.9%，平均含水飽和度45.5%。

層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)的層，水驅(qū)不均勻，夾層下部剩余油相對(duì)富集。濮檢4井12小層，層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率變異系數(shù)0.8，滲透率級(jí)差95.9，突進(jìn)系數(shù)3.26，中間有一厚度為15 cm的灰白色白云質(zhì)泥巖將其劃分為2個(gè)韻律段，水洗嚴(yán)重不均，上下部中水洗，中部強(qiáng)水洗（27 cm）。強(qiáng)水洗層位于上韻律層的底部，強(qiáng)水洗段3號(hào)樣物性很好，孔隙度33.6%，滲透率916×10-3μm2，含油飽和度僅33%。其他物性差的部位和隔層下部水驅(qū)程度相對(duì)較低，含油飽和度較高，為50%左右。

層內(nèi)非均質(zhì)性弱的層，水驅(qū)均勻，水淹較嚴(yán)重，但水洗程度與夾層的分隔性有關(guān)。濮檢4井沙一下13小層巖石具高孔（29.4%）、高滲（411×10-3μm2）特征，分選較好，巖石疏松；整體水洗程度高，絕大部分為一級(jí)水淹，含油飽和度為35%左右；粉砂質(zhì)泥巖下部為二級(jí)水淹，含油飽和度為40%～50%。

2 CO2/水交替驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

濮城油田地層水礦化度24×104mg/L，氯離子質(zhì)量濃度16×104mg/L。針對(duì)油藏滲透率高、含水率高、礦化度高、化學(xué)驅(qū)難以開展、氣驅(qū)易發(fā)生氣竄的特點(diǎn)，開展了CO2/水交替驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)。與文獻(xiàn)［11］相比，本文強(qiáng)化了流體組分和驅(qū)替壓差變化的觀察分析。

2.1 混相壓力測(cè)試

混相壓力測(cè)試采用細(xì)管實(shí)驗(yàn)法。模型內(nèi)徑0.47 cm，長(zhǎng)12.5 m，裝有140～230目的有孔玻璃砂（孔隙體積112 cm3，滲透率約5 μm2，孔隙度35%），進(jìn)行了5次驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，以測(cè)定注CO2的最小混相壓力。不同壓力下采出程度隨CO2注入倍數(shù)的變化規(guī)律如圖2所示。

圖2 采出程度與注入倍數(shù)的關(guān)系

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，隨著注入倍數(shù)的增加，采出程度呈拋物線型上升，隨著注入壓力的升高，提高采收率幅度加大。注入壓力由11.25 MPa逐步上升到23.60 MPa，氣體突破時(shí)的采出程度由30.72%提高到92.40%。分析認(rèn)為，隨著驅(qū)替壓力的上升，氣體突破時(shí)間變晚，CO2與原油接觸時(shí)間加長(zhǎng)，并伴隨組分就地傳質(zhì)，達(dá)到多次混相，采出程度大幅度提高，也可從觀察井流物的變化得到證實(shí)。當(dāng)驅(qū)替壓力上升時(shí)，井流物逐步由非混相驅(qū)替特征轉(zhuǎn)為混相驅(qū)特征。根據(jù)5次細(xì)管實(shí)驗(yàn)結(jié)果，推算出82.5℃的最小混相壓力約為18.42 MPa。

2.2 CO2/水交替驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)

物理模擬巖心的總長(zhǎng)度為197.4 cm，平均直徑為2.50 cm，滲透率平均值為245.5×10-3μm2，孔隙體積為252.4 cm3。配制的地層流體在地層溫度82.5℃和原始地層壓力23.58 MPa條件下，飽和壓力為9.83 MPa，原油單次脫氣氣油比為75.6 m3/t，原油體積系數(shù)為1.214 m3/m3，溶解系數(shù)為6.54 MPa-1。地層水總礦化度為19.7×104mg/L，水型為CaCl2型。巖心物性、流體性質(zhì)均接近油藏狀態(tài)。

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)為完全水驅(qū)后實(shí)施CO2/水交替驅(qū)。當(dāng)注入1.282 PV水，含水率97.92%，采出程度達(dá)到57.56%后，開展CO2/水交替注入實(shí)驗(yàn)。交替注入方式為0.1 PV的CO2和0.1 PV的水交替驅(qū)替，當(dāng)注入4個(gè)段塞的CO2后，再注入0.8 PV的水，實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

CO2/水交替驅(qū)階段，采出程度和含水率隨注入倍數(shù)的變化見圖3。第1個(gè)CO2/水段塞結(jié)束前，已經(jīng)開始見效，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個(gè)CO2/水段塞時(shí)基本出現(xiàn)無水采油期，第3個(gè)CO2/水段塞結(jié)束前，由于注入的CO2開始突破，提高采收率幅度降低；第4個(gè)CO2/水段塞結(jié)束時(shí)接著轉(zhuǎn)注水，當(dāng)注入0.832 PV水時(shí)，含水率增加至98.98%，采收率高達(dá)93.46%，在水驅(qū)基礎(chǔ)上增加了35.90百分點(diǎn)。第1至第4個(gè)CO2/水段塞，階段采收率分別提高了3.24，13.46，15.00和4.20百分點(diǎn)。

圖3 交替驅(qū)替時(shí)采出程度、含水率與注入倍數(shù)的關(guān)系

分析認(rèn)為，首先注入的CO2溶于原油，使原油的體積增大，黏度降低，促使原油流動(dòng)性提高，同時(shí)抽提原油中的輕質(zhì)烴類（C2—C6），從而使殘余油飽和度明顯降低。實(shí)驗(yàn)中產(chǎn)出天然氣的中間組分由30.6%上升到40.0%的最高值，之后隨著CO2的突破降低，重質(zhì)組分減少至最低；CO2突破后，采出程度的提高大幅減緩。同時(shí)氣水交替驅(qū)時(shí)，先注入的氣體分散占據(jù)大孔道，水驅(qū)時(shí)，水在這些層中滲流阻力增大，驅(qū)動(dòng)壓力升高，迫使部分注入水向滲透性較差的區(qū)（層）中分流，增加了細(xì)小孔隙的自吸幾率，擴(kuò)大了水的波及面積。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)區(qū)設(shè)計(jì)

2008年初優(yōu)選一個(gè)井組開展了先導(dǎo)試驗(yàn)，試驗(yàn)區(qū)水驅(qū)控制面積0.18 km2，平均有效厚度3.9 m，儲(chǔ)量10.26×104t，平均孔隙度25.8%，滲透率361×10-3μm2。注入井1口（濮1-1井），采油井4口，觀察井1口。在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn)行方案設(shè)計(jì)與優(yōu)選，設(shè)計(jì)交替注氣速度40 t/d，交替注水速度260 m3/ d。CO2段塞數(shù)目 6個(gè)，首段塞交替注氣6個(gè)月，交替注水3個(gè)月，CO2段塞大小0.093 1 PV，氣水段塞比1∶1.37；后續(xù)段塞交替注氣2個(gè)月，交替注水1個(gè)月，CO2段塞大小0.031 0 PV。

3.2 實(shí)施狀況

為提高氣驅(qū)效果，注氣前，選用凝膠顆粒調(diào)驅(qū)劑及耐溫抗鹽交聯(lián)聚合物對(duì)注入井進(jìn)行復(fù)合式深部調(diào)剖。2008年6月開始注CO2，注入壓力5.2 MPa，注氣速度40 t/d，首段塞注氣6個(gè)月，后續(xù)段塞每段塞注氣2個(gè)月，到2011年7月已完成6個(gè)段塞注入，基本和設(shè)計(jì)方案一致，共注入CO219 753.95 t（0.255 PV），注入水65 919 m3（0.643 PV）。注入184 d后見效，初期見效即為主體見效期，主體見效時(shí)間129 d，增油量10～16 t/d，含水率由注入前的99.6%最低下降到84.7%，井組累計(jì)增油5 279.3 t，采出程度提高5.15%。

為進(jìn)一步提高CO2利用率，在注氣結(jié)束后，適時(shí)關(guān)井、燜井，3次關(guān)井的日產(chǎn)油量均有不同程度的提高。第1次關(guān)井7 d，油井恢復(fù)生產(chǎn)后進(jìn)入第一見效階段，產(chǎn)油量由0.2 t/d上升到10.5 t/d；第2次關(guān)井17 d，進(jìn)入第二見效階段，產(chǎn)油量由10.1 t/d上升到14.5 t/d；第3次關(guān)井7 d，油井產(chǎn)油量由0.9 t/d上升到5 t/d。

3.3 實(shí)施效果分析

從生產(chǎn)數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)資料分析，產(chǎn)出物組分和流體性質(zhì)發(fā)生了變化，采收率得到提高，預(yù)計(jì)采收率可以提高8.2百分點(diǎn)。

3.3.1 注CO2達(dá)到了混相

注氣后試驗(yàn)區(qū)地層壓力由試驗(yàn)前的20.14 MPa上升到21.29 MPa，一直保持在18.42 MPa（最小混相壓力）以上，產(chǎn)出油中重?zé)N摩爾分?jǐn)?shù)下降，注氣見效后天然氣中的C1摩爾分?jǐn)?shù)（扣除CO2）開始明顯降低，基本接近原始伴生氣的C1摩爾分?jǐn)?shù)，中間烴摩爾分?jǐn)?shù)上升；隨著CO2的逐漸突破，C1摩爾分?jǐn)?shù)基本穩(wěn)定，中間烴摩爾分?jǐn)?shù)下降，出現(xiàn)水驅(qū)的特征（見圖4）。采出原油顏色由黑色變成褐色，地面原油黏度也呈現(xiàn)出先降后升的特點(diǎn)，初期42.52 mPa·s，最低下降到18.12 mPa·s，后期又逐漸上升到20.41 mPa·s以上。CO2對(duì)原油輕質(zhì)組分的萃取及原油黏度下降導(dǎo)致產(chǎn)出物組分發(fā)生變化，CO2/水交替驅(qū)能夠驅(qū)替到原來水驅(qū)波及不到的孔隙，擴(kuò)大了波及體積。

圖4 試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)出物組分變化曲線

3.3.2 最佳注入?yún)?shù)須不斷優(yōu)化

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)注入4個(gè)段塞，CO2段塞大小0.1 PV，前3個(gè)段塞氣水段塞比1∶1，累計(jì)注入CO20.412 PV，注入水2.02 PV，現(xiàn)場(chǎng)總注入量與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)注入量相比，還有較大差距。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)資料表明，驅(qū)油效率隨交替次數(shù)的增加而增加，在注入量一定的情況下，單次注入量越少，驅(qū)油效率越高［6］，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施中，合理的注入速度、總注入量、注入段塞次數(shù)及燜井時(shí)間等參數(shù)尚需不斷優(yōu)化調(diào)整。

4 結(jié)論

1）濮城油田沙一段油藏目前地層條件下注CO2達(dá)到了混相，產(chǎn)出油中重組分摩爾分?jǐn)?shù)下降，中間烴摩爾分?jǐn)?shù)上升，原油組分發(fā)生變化，CO2/水交替驅(qū)能驅(qū)替到原來水驅(qū)波及不到的原油，擴(kuò)大了波及體積。

2）現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施中適時(shí)關(guān)井可使CO2充分?jǐn)U散、接觸剩余油，提高CO2利用率，最佳的注入?yún)?shù)需根據(jù)監(jiān)測(cè)資料不斷優(yōu)化調(diào)整。

3）CO2/水交替驅(qū)可大幅度提高水驅(qū)廢棄油藏原油采收率。中原油田東濮凹陷油藏整體油質(zhì)輕，在地層能量保持良好的一類層實(shí)施CO2混相驅(qū)具有較好的條件，CO2/水交替驅(qū)有較大的推廣前景，可以有效解決高溫高壓油藏三次采油的難題。

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（編輯 孫薇）

Pilot test of enhancing oil recovery by CO2and water alternating injection in Es1reservoir of Pucheng Oilfield

Ma Ping1，2,Chen Linyuan3,Wang Qiumei3,Fei Minghua4
(1.School of Petroleum Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.No.4 Oil Production Plant, Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;4.International Petroleum Exploration and Production Corporation, SINOPEC,Beijing 100083,China)

Enhancing oil recovery by chemical flooding is limited due to high temperature and high salinity of abandoned waterflooding reservoir.In order to probe new methods in enhancing oil recovery,the pilot tests of CO2and water alternating injection are carried out in Es1reservoir of Pucheng Oilfield which is nearly abandoned.The minimum miscibility pressure of CO2flooding is determined by slim tube test.Through the long core physical simulation,a well group is selected to implement the pilot test after completely waterflooding.The result shows that the minimum miscibility pressure of CO2injection is 18.42 MPa.At present,the miscibility can be reached the formation pressure and the oil recovery can be improved to 35.89%by CO2and water alternating injection.Production data show that formation pressure is over the minimum miscibility pressure.Produced oil turns light and flooding becomes miscible.The maximum oil increment of single well is 16 t and the degree of reserve recovery increases by 5.15%,which shows thatthe oilrecovery can be enhanced by CO2and water alternating injection and the testscale can be enlarged.

abandoned waterflooding reservoir;CO2and water alternating injection;oil recovery;Es1reservoir in Pucheng Oilfield

TE357.45

：A

1005-8907（2012）03-0350-04

2011-10-04；改回日期：2012-03-20。

馬平，男，1964年生，高級(jí)工程師，在讀博士研究生，1988年畢業(yè)于西南石油學(xué)院油藏工程專業(yè)，主要從事油氣田開發(fā)工作。E-mail：eyuan_6939@sina.com。

馬平，陳林媛，王秋梅.濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驅(qū)提高采收率試驗(yàn)［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：350-353. Ma Ping，Chen Linyuan，Wang Qiumei.Pilot test of enhancing oil recovery by CO2and water alternating injection in Es1reservoir of Pucheng Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（3）：350-353.