C O2驱窜逸影响因素研究

周 迅

（中原油田分公司石油工程技术研究院，河南濮阳 457001）

C O2驱窜逸影响因素研究

周 迅

（中原油田分公司石油工程技术研究院，河南濮阳 457001）

气窜已成为制约CO2驱进一步扩大波及范围、提高采收率的重要因素。采用理论计算、室内实验和数值模拟方法，系统研究了中原油田濮城沙一下油藏CO2驱窜逸机理，包括CO2窜逸影响因素、CO2与油水的扩散传质作用及溶解规律。利用长岩心驱替实验，分析了驱替压差、油藏非均质性、温度和开发方式对CO2窜逸的影响规律。CO2窜逸速度主要受驱替压差、温度、压力、以及油藏非均质性、注入方式等因素的影响，研究这些因素对窜逸速度的影响程度，可以为科学的封窜提供依据。

CO2驱窜逸；影响因素；注入方式

1 影响因素

基于濮城沙一下油藏条件，选用长岩心驱替实验方法，模拟了不同因素对CO2窜逸的影响规律，实验流程如图1所示。实验仪器：包括高压恒压恒速泵，压力传感器，中间容器，填砂管，回压阀，恒温箱，CO2气源等。人造岩心规格为Φ3.8cm×100cm，原油及实验用水取自产出油及注入水，温度为82.5℃，压力为18MPa。

图1 长岩心驱替实验设备流程示意图

实验步骤：①物理模型为填砂岩心，几何尺寸：Φ3.8cm×100cm；②将模型抽真空，查漏，抽真空后12h内真空度没有变化时，开始后续实验；③气测模型渗透率；④调节恒温箱至实验温度，开泵注水，水测渗透率；⑤开始调节入口压力至实验压力，待气体压力稳定后开始实验；⑥开泵至恒压状态，使得入口压力以恒定状态注入，同时开始压力监测；待各测压点压力平衡后停止实验，记录时间及压力变化。

1.1 驱替压差对CO2窜逸的影响

模拟了不同驱替压差（0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.4MPa、0.5MPa、0.6MPa、0.8MPa）下CO2窜逸时间，实验结果表明，控制压差对抑制气窜具有显著作用。随着驱替压差增加，窜逸时间明显变快，但存在一个拐点。

从不同渗透率岩心见气时间来看，渗透率对窜逸速度影响很大，0.1MPa下高渗岩心2 047×10-3μm2，气窜时间7.18min，而中渗岩心217×10-3μm2，气窜时间265.4min，说明在相同驱替压差下，气窜速度随渗透率增加而快速增加。

因此，现场控制气窜的一个有效方法是合理控制生产压差，保持生产压差低于拐点压差。若超过拐点压差，通过控制压差来抑制气窜效果变差，需采用其他方法控制气窜。

1.2 温度对CO2窜逸的影响

模拟了不同温度（20℃、40℃、60℃、82.5℃）下CO2窜逸时间，实验结果表明，同一驱替压差下，温度升高，窜逸时间变快。其原因是温度升高后，CO2分子动能增加，且气液黏度均降低，这两方面均利于CO2在地层油水中的扩散，从而使得窜逸速度加快。

1.3 压力对窜逸速度的影响

将注入和产出口压差稳定在0.1MPa，模型温度恒定在82.5℃，回压设定在0.1MPa、1MPa、2MPa、4MPa开展注CO2实验，观察CO2在出口的窜逸时间和在岩心中的压力平衡时间。岩心渗透率为217×10-3μm2，共开展了4组驱替实验。

从压力与窜逸时间关系来看，同一驱替压差下，压力升高，窜逸时间变快，说明压力升高后，有更多的CO2溶解于地层水中，由于浓度差导致的CO2在地层水中的扩散加剧，从而使得窜逸速度加快。同时，压力升高也会使得气、液黏度升高，二者共同作用的结果使得压力对窜逸速度产生一定影响，但相对有限。

1.4 油藏非均质性对CO2窜逸的影响

采用双管并联方法，模拟了不同渗透率级差（2倍、5倍、10倍）下CO2窜逸时间，其中中渗管岩心渗透率为217×10-3μm2，高渗管岩心渗透率分别为395×10-3μm2、1016×10-3μm2、2 047×10-3μm2。

三种不同级差下窜逸实验结果表明，随着渗透率级差的加大，高渗层见气的时间迅速缩短，从级差2倍的42min降低到级差10倍时的9.8min，见气时间缩短了4倍，而中渗管见气时间延长。

因此要从见气时间和产气量两方面，综合分析油藏非均质性对气窜产生的影响及气窜程度。

1.5 注入方式对CO2窜逸的影响

模拟了不同渗透率岩心内CO2驱、水气交替、水驱等开发方式对CO2窜逸的控制程度，其中中渗岩心渗透率为217×10-3μm2，高渗岩心渗透率为2 047×10-3μm2。

实验结果表明，水/气交替注入过程中，注水压力上升较明显，注气压力上升速度则较低，驱替压差呈现波段增压特征。但在2～3个水气交替周期后，注气压力也呈现上升趋势。由于气/水界面的大量产生，毛管阻力迅速增大，注气压力逐步升高，因此水气交替可作为控制CO2窜逸的一种有效方法。但随着渗透率的增加，水气交替驱控制气窜的效果开始下降。

2 结束语

生产压差控制在拐点以内可较好地控制CO2窜逸速度；对于见气时间较慢的油层，应当结合吸气量综合判别油藏的见效和气窜程度；油藏非均质程度弱油藏，可考虑较为经济的水气交替方式控制CO2窜逸。

[1] 李士伦，郭平，王仲林，等.中低渗透油藏注气提高采收率理论及应用[M].北京：石油工业出版社，2008.

S t u d y o n I n f l u e n c i n g F a c t o r s o f C O2F l o o d i n g

Zhou Xun

Gas channeling has become an important factor restricting the further expansion of CO2flooding and improving oil recovery.In this paper，the mechanism of CO2fl ooding in the Pucheng sand reservoir of Zhongyuan Oilf i eld is studied by theoretical calculation，indoor experiment and numerical simulation method，including CO2influx influencing factors，diffusion and mass transfer of CO2and oil and water，and dissolution laws.The effects of displacement pressure，reservoir heterogeneity，temperature and development mode on CO2channeling were analyzed by using long core fl ooding experiment.The velocity of CO2is mainly affected by the factors such as displacement pressure，temperature，pressure，reservoir heterogeneity and injection mode.It is possible to study the inf l uence of these factors on the speed of channeling.

CO2fl ooding；inf l uencing factor；injection mode

TE357.4

A

1003-6490（2017）08-0231-02

2017-06-13

周迅（1988—），男，湖北安陆人，工程师，主要从事调剖堵水、气驱提高采收率工作。