气水交替改善CO2驱油效果的适应界限*

张 蒙 ，赵凤兰，吕广忠，侯吉瑞，宋黎光，冯海如，张德明

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油化工胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257000）

0 前言

随着当前油气勘探开发进程的大幅度提高，低渗、特低渗透油藏在新勘探开发中的比例逐渐增加，我国低渗透、特低渗透陆相沉积油藏存在低孔隙度、低渗透率、天然裂缝发育和非均质性严重等特征，进而导致低孔低渗透储集层出现原油流动能力差、非均质性严重、天然及人工裂缝发育等问题。对于低渗、特低渗油藏，常规注水开发见效慢，存在“注不进、采不出”的问题，水驱开采的采收率较低［1-4］。CO2具有极强的渗透性，容易进入微小孔隙中，可利用其降黏、膨胀、溶解气驱等机理驱替原油进而提高原油采收率。国内外众多学者研究表明，在诸多提高采收率的方法中，CO2的驱将成为最有实际开采效果的生产措施。但由于CO2的黏度过低、非均质性严重及天然裂缝发育通道的存在，极易出现黏性指进及窜逸现象，造成不利的流度比。CO2在油藏中的窜逸将严重影响气驱提高采收率的程度，气窜严重的井虽然增油效果显著，但产液量下降严重，甚至停喷。此外，由于重力超覆的影响，在CO2驱替过程中，气体会向油藏上部窜逸，形成窜流通道，导致气驱波及体积较小，严重影响CO2驱的驱油效果，同时增大封窜气体的难度［5-10］。

针对CO2驱油时流度比过大、窜逸严重的问题，研究者们提出采用水气交替注入（WAG）的方式来改善CO2气驱效果。自1957年加拿大North Pembina 油田第一次使用WAG 进行矿场试验以来，WAG得到了不断的发展和应用。该技术结合了注水和注气的优势，依次交替注入水段塞和CO2段塞，注入的CO2可扩大注入水和注入气的宏观波及体积，改善微观驱油效率，同时WAG 能够大幅度地降低气驱后的CO2流度，减小油相的流动阻力，增大水相的渗流阻力，使得原油更易被驱替出来，起到扩大波及体积改善驱油效果的作用。本文通过室内物理模拟实验探究了WAG在均质岩心和非均质岩心的渗透率适应界限，结合注入方式、注入速率及注入时机等参数评价了WAG适应渗透率界限的采收率效果。在综合分析WAG 改善CO2驱油效果适应岩心渗透率界限研究的基础上，优选出适用于低渗特低渗均质岩心和非均质岩心适应界限的WAG最优注入方式，为油田矿场的开发和改善CO2驱技术的高效实施提供理论指导与技术参考。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

实验用油为某低渗油田脱水脱气原油与煤油配制而成，60℃地层温度下的黏度为2.38 mPa·s。实验用水为某低渗油田模拟地层水，矿化度147879.9 mg/L，主要离子组成（单位mg/L）为：K++Na+45916.8、Mg2+1329.57、Ca2+10159.08、Cl-89306.35、SO42-954.84、HCO3-213.26。实 验 用CO2，纯 度99.99%，北京京高气体有限公司。天然露头均质岩心，渗透率分别为0.5×10-3、1.0×10-3和5.0×10-3μm2；人造非均质岩心，渗透率级差为5（5×10-3/1×10-3μm2）、10（10×10-3/1×10-3μm2）和50（50×10-3/1×10-3μm2）。

驱替装置包括HX-2 型恒温箱、2PB00C 型恒流泵（北京卫星制造厂）、手摇泵、中间容器、真空泵、六通阀、计算机、JYB-KO-HAG型压力采集系统（北京昆仑海岸传感技术有限公司）、二维岩心夹持器（30×4.5×4.5 cm）、回压阀、D07-11C 型气体流量计、气液分离装置。实验流程如图1所示。

图1 CO2驱替实验流程图

1.2 驱替实验

原油高压物性实验操作流程遵循中国石油天然气行业标准SY/T 6481—2000《原油高压物性分析仪》，具体步骤如下：（1）将岩心刷环氧树脂并烘干，用氢氟酸清洗，测量岩心的长、宽、高，计算视体积Vb；（2）放入岩心夹持器中加环压5数6 MPa并抽真空8数12 h；（3）饱和地层水，测量孔隙体积Vp，计算孔隙度；（4）设定地层温度为60℃，密封后采用恒温箱加热至恒温，水测渗透率；（5）逐级增加环压，饱和油，结束时记录饱和油体积，计算原始含油饱和度，老化48 h 以上；（6）老化结束后先进行水驱，通过回压阀设定回压8数10 MPa，水驱至含水率达到95%以上时中止；（7）恒速注入CO2进行驱替，按照WAG比例进行注入，注入结束后更换注入水，依次交替注入，驱替至出口端通过气体流量计监测生产气油比大于3000 m3/m3时停止实验，记录注入压力、出口端液体与气体体积等实验数据，计算采收率。

1.3 岩心实验基本参数

选择的天然露头均质岩心和非均质岩心基础数据如表1和表2所示。

表1 天然露头均质岩心实验基本参数

表2 非均质岩心实验基本参数

2 结果与讨论

2.1 WAG注入参数优选

选择渗透率为1×10-3μm2左右的天然露头特低渗均质岩心进行注入速率（0.1数0.4 mL/min，水驱速率和水气交替速率保持一致）和注入量的参数优化实验，在不同注入速率下采收率和含水率随注入体积变化见图2。从图2可以看出，特低渗均质岩心水驱时间短，水窜程度呈统一趋势，水驱至0.3 PV为水驱采油阶段，无水采油期短（0.1 PV），见水时间快，见水后含水率迅速上升至95%。水驱结束后开始进行水气交替，气水比例为1∶1，注气开始后，含水率开始下降，对应的水气交替驱产油量得到提高，采收率得到大幅度提升。特低渗透均质岩心在进行CO2驱替时，注入压力较为稳定，平均注气压力为9 MPa；注水时注入压力升高，最高注水压力可达12 MPa。

图2 特低渗透均质岩心不同注入速率下采收率和含水率随注入体积变化

4 组实验的含水率均保持在较高阶段，根据相似准则折算出来的低（0.1 mL/min）、中（0.2 mL/min）、高注入速率（＞0.3 mL/min）对特低渗岩心最终采收率影响不大，4 组实验的水驱采收率均低于30%，使用水气交替之后，总注入体积在1.2 PV左右气窜严重。水气交替对特低渗岩心提高采收率效果良好，提高采收率在17%左右。实验结果表明，对于特低渗透均质岩心，驱替速率对最终采收率略有影响，但影响程度不大，当注入速率相对较大时，水驱见水时间提前，见气时间也略有提前。在特低渗透均质岩心WAG驱时，在CO2气窜突破前采收率随着注入速率的增加而降低，形成突破后采收率基本无变化。在CO2突破前，会产生2种主要作用［11-13］：第一，随着注入CO2量的增加，CO2在原油和水中的溶解性增强；第二，注入的CO2逐渐推动油、水两相向出口端移动。因此，在特低渗透岩心进行CO2驱替时，增大注入速率会缩短CO2在岩心孔隙中与原油溶解的时间和扩散时间，气窜提前并加剧黏性指进。在CO2突破窜逸后，主要依靠CO2气窜初期的窜流携油能力提高采收率，一旦在岩心内部形成稳定的窜流通道，再注入CO2驱替无驱油效果［14］。因此在特低渗均质岩心中，驱替速率对WAG 最终采收率影响不大，同时说明了在特低渗均质岩心中使用WAG 提高采收率的方法是可行的，既能达到延缓气体窜逸的效果，还对CO2的流度调节有很好的控制作用，优选注入速率为0.2 mL/min、注入量为1.2 PV进行后续实验。

2.2 均质岩心WAG驱渗透率适应界限分析

选取不同渗透率低渗特低渗天然露头均质岩心，在水驱至含水率达到95%的基础上选择不同比例的气水比进行WAG 驱，进而分析低渗特低渗均质岩心适用于WAG驱的渗透率适应界限。

2.2.1 渗透率0.5×10-3μm2的岩心

图3 为渗透率0.5×10-3μm2左右的岩心在不同气水交替比WAG驱中的采收率和生产压差随注入体积变化曲线。在WAG实验时，注入CO2后含水率大幅度降低，含水率在40%数100%范围内波动，含水率最低降至44.44%。

图3 渗透率0.5×10-3 μm2 均质岩心WAG驱中的采收率、生产压差和含水率曲线

3 组实验在水驱时生产压差保持在4.6 MPa 左右，随着CO2的注入，生产压差开始下降，注水时生产压差再次升高，水气交替阶段平均生产压差为3.58 MPa。WAG驱的实验组在1.0 PV时开始见气，在1.0数1.2 PV之间生产气油比较小，说明WAG能够调整流体剖面，降低CO2流度，延缓CO2窜逸，改善驱油效果，提高特低渗均质岩心的原油采收率。1.2 PV以后继续进行水气交替，岩心已严重气窜，采收率不再增加，生产已无经济效益，故注入量达到1.2 PV 后可停止水气交替。从图3 可以看出，气水比1∶1 和1∶2 实验组的采收率分别为48.06%，41.56%，均低于气水比例2∶1 实验组的采收率（53.94%）。分析认为WAG注入的水和气形成水气段塞，CO2段塞进入低渗低孔后与孔隙中的原油相接触，原油体积膨胀，使得岩心孔隙中的毛管阻力和渗流阻力降低，更易脱离地层水及岩石表面的束缚，被后续注入段塞驱替出来；同时后续注水段塞推动CO2段塞向前移动，可以有效地控制气体的流度，降低气相渗透率，增大水相的渗流阻力，有效地抑制气体的窜逸，延缓气窜时间，改善CO2的驱油效果［15-18］。因此水气交替能大幅度提高原油采收率，同时表明特低渗透均质性油藏（岩心渗透率约0.5×10-3μm2），采用水气交替注入不仅可以显著提高原油采收率，还可以有效地延长开发时间。

2.2.2 渗透率1.0×10-3μm2的岩心

图4 渗透率1.0×10-3 μm2 均质岩心WAG驱中的采收率和生产压差曲线

图4 为渗透率1.0×10-3μm2左右的岩心在不同气水交替比WAG驱中的采收率和生产压差随注入体积变化曲线。在WAG 实验中含水率在注入CO2后大幅度降低，在36%数100%范围内波动，最低降至36.36%。从图4可以看出，渗透率1.0×10-3μm2岩心的WAG驱实验组驱替规律和渗透率0.5×10-3μm2岩心实验组的相一致，水驱采收率较低，WAG 驱后采收率提高幅度明显，且气水比越高整体采收率越好，气水比为2∶1 时提高采收率29.5%。水驱时生产压差保持在4.2 MPa左右，WAG阶段平均生产压差为3.46 MPa。水气交替驱的实验组在1.0 PV 时开始见气，在1.2 PV 之后生产气油比达到3000 m3/m3。结合采收率提高程度，渗透率1.0×10-3μm2的岩心的最终采收率较渗透率1.0×10-3μm2的岩心的略有降低但增幅依旧明显，同样说明在渗透率1.0×10-3μm2左右的岩心采用WAG综合提高采收率效果良好。

2.2.3 渗透率5.0×10-3μm2的岩心

图5 为渗透率5.0×10-3μm2左右的岩心在不同气水比WAG驱中的采收率和生产压差随注入体积变化曲线。在注入CO2后含水率明显降低，WAG驱含水率在37%数100%范围内波动，最低降至37.50%。可以看出，渗透率为5.0×10-3μm2左右的岩心实验组的水驱采收率依旧较低，WAG 驱后采收率明显提高，气水比越高，整体采收率越好，气水比为2∶1时提高采收率27%。水驱时生产压差保持在4.0 MPa 左右，水气交替阶段平均生产压差为3.25 MPa。

图5 渗透率5.0×10-3 μm2 均质岩心WAG驱中的采收率和生产压差曲线

综合均质岩心渗透率0.5×10-3、1.0×10-3和5.0×10-3μm2的3 组不同气水比WAG 实验结果，数据表明在低渗特低渗均质岩心中，气水比越高，最终采收率越高，当渗透率低于5.0×10-3μm2时，采用WAG驱能够有效地抑制气体的窜逸，降低CO2流度，延缓气窜时间，改善CO2的驱油效果，大幅度提高采收率。

2.3 非均质岩心WAG渗透率适应界限分析

在均质岩心渗透率适应界限研究的基础上，进行了非均质岩心条件下渗透率级差的适应界限研究。选择渗透率级差5（5×10-3/1×10-3μm2）、10（10×10-3/1×10-3μm2）和50（50×10-3/1×10-3μm2）的人造非均质岩心用于模拟实际地层条件。

2.3.1 渗透率级差为5

图6 渗透率级差为5的非均质岩心WAG驱中的采收率和生产压差曲线

图6是渗透率级差为5（5×10-3/1×10-3μm2）的非均质性岩心在不同气水比WAG驱中的采收率和生产压差随注入体积变化曲线。实验时含水率出现了和均质岩心实验组不同的状况，非均质岩心实验组在水驱之后含水率达到95%，WAG驱后含水率逐渐降低，最低降至0，在气体突破前后呈现波动状态，最后保持在较高阶段。渗透率级差为5 的非均质岩心实验组的水驱采收率较均质岩心的有所提高，WAG 驱后采收率提高幅度明显，气水比越高整体采收率越好，气水比为2∶1 时提高采收率20.39%。水驱时生产压差保持在4.3 MPa 左右，随着气体的注入，生产压差开始下降，注水时生产压差再次升高，水气交替阶段平均生产压差为3.18 MPa。WAG 实验组注入体积在0.9数1.1 PV 范围内，生产气油比保持在较低水平，再继续增大水气交替注入量至1.2 PV后，生产气油比急剧增至3000 m3/m3，采收率不再增加，生产已无经济效益。对于非均质性岩心，WAG 驱能够调整注入流体剖面，降低CO2流度，延缓气窜时间，增大波及体积，进而改善驱油效果，在水驱基础上明显提高非均质岩心的原油采收率。

分析认为在非均质性岩心中，由于非均质性级差的存在，岩心内部有相对高低渗流通道，注入的水和CO2具有选择性，优先选择渗流阻力较小的高渗层通道，注入的CO2越多，与原油接触越充分，高渗层中的原油采出量越多，而低渗层的原油采出量有限。但是，因为高渗层水流通道优势明显，后续注入的CO2会沿着高渗层的水流通道窜逸，因此使用WAG时气水比过高会造成过早气窜。水气交替时注入的气和水形成气水段塞，推动CO2段塞进入高、低渗透层，与孔隙中的原油接触，使得油、气、水之间的黏滞阻力和界面张力减小，即毛管阻力减小，使得原油被驱替出来；同时后续注水段塞推动CO2段塞向前移动，使得更多的CO2进入相对低渗层中，不仅启动相对低渗层中的原油，还能延缓气窜时间，改善非均质岩心CO2驱油效果［19-20］。因此对于渗透率级差≤5（5×10-3/1×10-3μm2）非均质性岩心，采用水气交替的开发方式既能显著提高原油采收率，又可有效延长开发时间。

2.3.2 渗透率级差为10

图7 是渗透率级差为10（10×10-3/1×10-3μm2）的非均质性岩心在不同气水比WAG驱中的采收率和生产压差随注入体积变化曲线，含水率和上组保持着相同的规律。结合渗透率级差为5（5×10-3/1×10-3μm2）和10（10×10-3/1×10-3μm2）的实验组可以看出，随着岩心渗透率级差的增大，气水比对提高采收率的影响逐渐减小，渗透率级差为10（10×10-3/1×10-3μm2）的实验组不同气水比下WAG实验采收率提高幅度相近，气水比为1∶1、1∶2 和2∶1 的实验组气水交替阶段采收率分别提高17.38%、13.09%和18.89%。水驱时生产压差较渗透率级差为5（5×10-3/1×10-3μm2）的实验组的明显降低，保持在2.0 MPa左右，随着气体的注入，生产压差开始下降，注水时驱替压差再次升高，水气交替阶段平均生产压差为1.84 MPa。实验时气水比越大，见气越早，气窜越严重。气水比2∶1和1∶1的实验组在0.8 PV 时开始见气，在1.0 PV 时气窜严重；气水比1∶2 的实验组在1.2 PV时开始见气，见气后生产气油比迅速增加达到3000 m3/m3，继续注入后采收率不再增加。可以看出，WAG 驱对非均质性级差为10（10×10-3/1×10-3μm2）的岩心提高采收率依旧有明显效果，采用WAG 驱可提高采收率17%以上，因此对于渗透率级差≤10 的非均质性岩心，使用WAG 能够有效控制气窜，延缓气窜时间，同时还能够调整流体剖面，扩大波及体积采出剩余油，从而提高非均质岩心的采出程度。

图7 渗透率级差为10的非均质岩心WAG驱中的采收率和生产压差曲线

2.3.3 渗透率级差50

为了进一步探究WAG驱适用于非均质岩心渗透率级差的适应界限，又选择了渗透率级差为50（50×10-3/1×10-3μm2）的实验组，考虑到在渗透率级差过大时，气水比过高无研究意义，因此仅考察了气水比为1∶2 和1∶1 的驱油动态情况，具体见图8。从含水率曲线上可以看出，水气交替注入气体后含水率快速下降，但随着高渗层气体突破，含水率很快上升到较高阶段直到实验结束。

渗透率级差为50（50×10-3/1×10-3μm2）的实验组，无水采油期短，见水时间提前，油水同采时间延长，水气交替后提高采收率幅度有限。从实验动态上可以看出水气交替后很快出现气体窜逸，因气窜严重而停止实验。随着气体的注入，含水率略有下降但很快又上升到较高阶段并趋于平稳。水驱时生产压差大幅度降低，保持在700 kPa左右，注气后快速发生气窜，见气后生产气油比迅速增至3000 m3/m3。可以看出在渗透率级差高于50 时，水气注入时注入的流体会快速沿着高渗层通道突破窜逸，使得低渗层岩心中的原油未被波及而继续滞留在岩心中，提高采收率幅度有限。因此对于非均质性岩心，当渗透率级差过大时，单纯采用WAG基本无效果，实际开发时可采用WAG 结合封堵调剖措施进行开采。

图8 渗透率级差为50的非均质岩心WAG驱中的采收率、含水率、生产压差和生产气油比曲线

3 结论

特低渗均质岩心WAG 驱替时，室内驱替速率小于0.5 mL/min 时驱替速率对采收率结果影响不大，最优驱替速率为0.2 mL/min，注入量保持在1.2 PV左右时，采收率效果最好。

特低渗透均质岩心的渗透率≤5.0×10-3μm2时，WAG 驱提高采收率幅度达20%以上，表明WAG 的水气段塞能够在一定程度上有效抑制气体窜逸，实现良好的流度控制效果，降低CO2流度，延缓气窜时间，改善CO2的驱油效果，大幅度提高原油采收率。

当非均质性岩心渗透率级差≤10（10×10-3/1×10-3μm2）时，WAG 可提高采收率15%以上，气水比越大，提高采收率幅度越大，但会造成气体的过早窜逸。当非均质性岩心渗透率级差高于50（50×10-3/1×10-3μm2）时，气体会快速沿着高渗层通道突破窜逸，造成WAG的无效注入，提高采收率幅度有限，故当渗透率级差过大时，建议采用WAG结合封堵调剖措施进行开采。