王 萍

(中國石化華北油氣分公司 石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006)

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裂縫性致密油藏CO2定容混相驅(qū)實(shí)驗研究及應(yīng)用

王 萍

(中國石化華北油氣分公司 石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006)

針對紅河油田長8油藏注水開發(fā)過程中主向井裂縫性水淹特征嚴(yán)重、側(cè)向井無水驅(qū)受效特征、影響油藏采收率的問題，為實(shí)現(xiàn)裂縫性致密油藏有效動用，建立了裂縫、基質(zhì)雙重介質(zhì)條件下CO2定容混相驅(qū)評價模型，并開展紅河油田CO2定容混相驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗研究，分析了CO2定容混相驅(qū)驅(qū)替壓力傳遞規(guī)律和驅(qū)油效果。結(jié)果表明：CO2定容混相驅(qū)利用裂縫通道為基質(zhì)孔隙增能，能夠有效提高CO2和基質(zhì)孔隙原油的混相程度，比常規(guī)驅(qū)替方式提高基質(zhì)驅(qū)油效率0.91%～10.11%。CO2定容混相驅(qū)技術(shù)在紅河油田應(yīng)用效果良好，井組累計增油1 089.5 t，能夠有效提高裂縫性致密油藏基質(zhì)原油的動用程度。

裂縫性致密油藏；定容混相驅(qū)；CO2氣竄；驅(qū)油效率

紅河油田長8油藏位于鄂爾多斯盆地天環(huán)向斜南部，平均滲透率0.4×10-3μm2，平均孔隙度10.8%，局部天然裂縫發(fā)育，為裂縫性致密油藏。在前期注水開發(fā)過程中地層能量衰減快，受天然裂縫和人工裂縫影響，注入水方向性強(qiáng)，注水效果差。由于目前沒有成熟的防止大裂縫通道水竄的有效工藝技術(shù)，急需開展裂縫性致密油藏提高采收率技術(shù)研究。CO2驅(qū)油技術(shù)在低滲透油田開采方面有著無法比擬的優(yōu)勢，在多數(shù)油田有很好的應(yīng)用前景[1-5]，但對于裂縫性致密油藏，注入CO2容易沿著裂縫通道竄流到油井，大幅度降低注氣效果[6-8]。顯然，如何做到既有效利用裂縫通道，又要避免過早氣竄問題，就成了提高這類油藏采收率的關(guān)鍵。借鑒單井CO2吞吐措施的增產(chǎn)機(jī)理，創(chuàng)新提出“CO2定容混相驅(qū)” 技術(shù)，即注CO2初期井組油井全部關(guān)井，注入CO2優(yōu)先進(jìn)入裂縫使裂縫壓力升高，當(dāng)裂縫增壓至一定程度時，CO2進(jìn)入基質(zhì)儲層不斷與地層原油發(fā)生混相接觸，最后油井全部開井生產(chǎn)。為論證CO2定容混相驅(qū)技術(shù)在裂縫性致密油藏應(yīng)用的技術(shù)可行性，筆者結(jié)合紅河油田實(shí)際條件，開展了裂縫、基質(zhì)并存條件下CO2定容混相驅(qū)油評價實(shí)驗， 為裂縫性致密油藏開展礦場試驗提供依據(jù)。

1 CO2定容混相驅(qū)實(shí)驗方案設(shè)計

為定量評價裂縫性致密油藏CO2定容混相驅(qū)油效果，建立了裂縫、基質(zhì)并存條件下CO2定容混相驅(qū)替評價模型。將紅河油田長8油藏實(shí)際巖心人工壓開，并充填不同厚度墊片模擬不同寬度裂縫，巖心抽真空飽和地層水，確定孔隙體積。將裂縫巖心與基質(zhì)巖心并聯(lián)，按照實(shí)驗流程連接好(圖1)，水測滲透率并分別飽和油，記錄基質(zhì)巖心和裂縫巖心的出水量。關(guān)閉巖心下游開關(guān)，以一定壓力在巖心上游注氣蹩壓，憋壓過程中記錄巖心入口、出口壓力，繪制定容憋壓過程中巖心上、下游兩端壓力變化曲線，分析裂縫、基質(zhì)巖心并存條件下壓力傳遞規(guī)律；當(dāng)裂縫巖心出口壓力和基質(zhì)巖心出口壓力相等時打開下游開關(guān)進(jìn)行邊注邊采，此時記錄裂縫巖心與基質(zhì)巖心出油量及壓力變化，計算裂縫巖心、基質(zhì)巖心的驅(qū)油效率。將實(shí)驗結(jié)果與常規(guī)注采方式進(jìn)行對比，定量評價CO2定容混相驅(qū)油效果。

本次實(shí)驗共設(shè)計6種并聯(lián)組合模型進(jìn)行實(shí)驗，基質(zhì)巖心滲透率分別是0.900×10-3μm2、0.559 ×10-3μm2、0.305 ×10-3μm2(見表1)；裂縫巖心有兩種(見表2)，一是巖心造縫后不加墊片模擬天然縫，二是巖心造縫后加1 mm、2 mm墊片模擬不同寬度裂縫。實(shí)驗溫度65 ℃。

表1 基質(zhì)巖心基本參數(shù)

表2 裂縫巖心基本參數(shù)

2 CO2定容混相驅(qū)實(shí)驗結(jié)果

2.1 CO2定容混相驅(qū)二級驅(qū)替壓力傳遞規(guī)律

通過巖心并聯(lián)驅(qū)替實(shí)驗，在CO2只注不采形成定容混相的情況下，繪制了不同裂縫寬度巖心與不同滲透率基質(zhì)巖心并聯(lián)時的上、下游壓力變化曲線如圖2所示。從圖2可以看出，基質(zhì)、裂縫并聯(lián)條件下CO2定容混相時，裂縫巖心出口端壓力上升較快，達(dá)到最大壓差以后，驅(qū)替壓差迅速下降形成優(yōu)勢竄流通道；對于基質(zhì)巖心來說，受致密性影響入口端壓力傳遞速度較慢，導(dǎo)致出口端壓力上升慢，最終入口壓力、裂縫巖心出口壓力、基質(zhì)巖心出口壓力三者達(dá)到平衡，驅(qū)替系統(tǒng)兩端壓差為0，將此時的壓力定義為CO2定容混相驅(qū)平衡壓力。

不同巖心組合方式下的CO2定容混相驅(qū)平衡壓力見圖3。從圖3可以看出，定容混相驅(qū)平衡壓力值的大小受基質(zhì)巖心滲透率、裂縫寬度綜合影響。當(dāng)裂縫寬度一定時，基質(zhì)滲透率降低，定容混相驅(qū)平衡壓力值就越大，分析原因為基質(zhì)巖心滲透率越低，CO2進(jìn)入基質(zhì)孔隙的阻力就越大，對注入壓力的要求就越高，但基質(zhì)巖心滲透率對平衡壓力值影響較?。粚τ谙嗤瑵B透率基質(zhì)巖心，隨裂縫寬度增加，裂縫和基質(zhì)平衡需要的壓力也有所降低。實(shí)驗結(jié)果顯示：天然微裂縫發(fā)育時，定容混相驅(qū)平衡壓力值為29 MPa～30 MPa；裂縫寬度≥1 mm時，定容混相驅(qū)平衡壓力值穩(wěn)定在23 MPa～24 MPa。

2.2 CO2定容混相驅(qū)油效果評價

由裂縫與基質(zhì)巖心并聯(lián)條件下CO2定容混相驅(qū)油實(shí)驗結(jié)果見表3。

表3 不同注采方式下驅(qū)油效率對比結(jié)果

從表3可以看出，裂縫與基質(zhì)巖心并聯(lián)條件下采用CO2定容憋壓后注采同步的方式，裂縫中的油基本全部被采出，驅(qū)油效率高達(dá)96%以上，而基質(zhì)巖心驅(qū)油效率只有不到12%。主要原因是裂縫巖心氣竄后，裂縫成為主要的氣流通道，驅(qū)替壓差迅速減小，基質(zhì)巖心波及體積較小，導(dǎo)致基質(zhì)驅(qū)油效率低。裂縫寬度越大，基質(zhì)巖心驅(qū)油效率越低；裂縫寬度一定時，隨基質(zhì)巖心滲透率降低，裂縫巖心驅(qū)油效率不變，基質(zhì)巖心驅(qū)油效率降低；說明裂縫與基質(zhì)巖心的滲透率極差越大，基質(zhì)巖心驅(qū)油效率就越低。

并聯(lián)巖心的滲透率級差不同，CO2定容混相驅(qū)二級驅(qū)替壓力變化特征也有差別。僅存在微裂縫時，在CO2沿裂縫竄通前基質(zhì)巖心出口壓力有一定程度提高，采用注采同步方式可驅(qū)出部分基質(zhì)孔隙中的原油(見圖2a))；地層中存在大的裂縫通道時，裂縫巖心首先發(fā)生氣竄，基質(zhì)巖心出口壓力不變，采用注采同步方式根本無法驅(qū)動基質(zhì)孔隙中的原油(見圖2b))。為進(jìn)一步定量評價CO2定容混相驅(qū)提高基質(zhì)驅(qū)油效率程度，對比分析紅河油田長8油藏CO2定容混相驅(qū)與常規(guī)注采同步方式的驅(qū)替實(shí)驗結(jié)果?？梢钥闯觯翰捎媚姆N注采方式，對裂縫巖心的驅(qū)油效率影響不大，驅(qū)油效率均在96%以上；而注采方式對基質(zhì)巖心驅(qū)油效率影響較大，與常規(guī)注采同步方式相比，定容混相驅(qū)能夠提高基質(zhì)巖心驅(qū)油效率0.91%～10.11%。充分說明對于裂縫性致密油藏來說，初期采用CO2定容憋壓混相不僅能給基質(zhì)孔隙增壓，還有利于提高后期注采同步階段中基質(zhì)孔隙原油的動用程度，從而大幅提高油藏采收率。

3 現(xiàn)場試驗情況

HH156井組位于紅河油田12井區(qū)北部，為一注四采CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗井組。注氣前水平井全部投產(chǎn)，滯后能量補(bǔ)充8個月。試驗井組于2013年6月25日進(jìn)行CO2注氣，注氣10 d后，主應(yīng)力方向油井HH12P72井發(fā)生氣竄，CO2含量監(jiān)測值高達(dá)27.48%。2013年7月9日，HH12P72關(guān)井停止生產(chǎn)，井組形成近似“CO2定容混相”驅(qū)替。隨著HH12P72關(guān)井壓力上升，注入CO2

發(fā)生轉(zhuǎn)向。定容憋壓1個月后，側(cè)向油井HH12P152見效反應(yīng)特征明顯(見圖4)，含水由86%下降至76%，產(chǎn)油量由0.08 t/d上升到0.31 t/d，最高日產(chǎn)油1.19 t/d，截至2013年底井組累計增油1 089.5 t，定容混相驅(qū)增油效果明顯。

4 結(jié)論

1)建立了裂縫、基質(zhì)并存條件下CO2定容混相驅(qū)評價模型，裂縫氣竄時機(jī)是影響裂縫性致密儲層中基質(zhì)孔隙原油動用程度的關(guān)鍵因素。

2)CO2定容混相驅(qū)利用裂縫通道為基質(zhì)增能，能夠有效提高CO2和基質(zhì)孔隙原油的混相程度，與常規(guī)驅(qū)替方式相比能夠提高基質(zhì)孔隙驅(qū)油效率0.91%～10.11%。

3)CO2定容混相驅(qū)技術(shù)在紅河油田裂縫性致密油藏應(yīng)用效果良好，增油效果明顯，為其它同類油田提高采收率提供了新方向。

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Experimental Study and Application of Carbon Dioxide Constant Volume Miscible-flooding in Fractured-tight Reservoir

WANG Ping

(Engineering Research Institute, North China Company, SINOPEC, Zhengzhou 450006, Henan, China)

In view of the serious water flooding of main direction well, invalid water-driving of lateral well, and finally influencing the reservoir recovery in Honghe Oilfield, the evaluation model of CO2constant volume miscible displacement is established under the condition of double media of fracture and matrix to achieve effective utilization of fractured tight reservoir in this paper. And experiment study of miscible flooding was carried out in Honghe Oilfield. At the same time, the rules of pressure transfer and oil displacement effect of CO2constant volume miscible displacement were analyzed. The results show that carbon dioxide constant volume miscible-flooding can effectively improve the mixed phase between the carbon dioxide and matrix porosity of crude oil, increasing the matrix pore with fracture channel. Matrix displacement efficiency was improved by 0.91%～10.11%, compared with the conventional flooding method. Carbon dioxide constant volume miscible-flooding technique has a good application effect in Honghe Oilfield with group total increasing-oil effect about 1089.5t. Carbon dioxide constant volume miscible-flooding can effectively enhance producing degree of matrix of crude oil in fractured-tight reservoir.

fractured-tight reservoir; constant volume miscible-flooding; CO2gas channeling; displacing efficiency

中國石化科技部項目(致密砂巖油藏有效開采關(guān)鍵技術(shù)應(yīng)用研究):P14076

2016-07-11

王萍(1984-)，女，河北衡水人，工程師，碩士研究生，主要從事采油氣及提高采收率技術(shù)研究，E-mail:wang1ping2@163.com。

TE122

B

1008-9446(2017)01-0010-04