低渗油藏CO2 驱提高采收率阶段划分研究

张 俊，黄 琴，孟宪伟，郑 举，李 彪

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

CO2具有良好的注入性和驱油效果，目前已成为最有效的提高低渗油藏采收率的方法之一[1]。但在低渗油藏CO2驱油效果评价中，前人对宏观上易观察的影响因素进行了具体分析，且比较成熟，如注入速度、注入压力、注入PV 数、采油速度、不同组分和各种注入方式等[2]。对于微观上难于观察的影响因素也做了定性描述分析，但对CO2驱油过程中原油渗流规律中的阶段划分并不明确[3]。

因此，以长岩心CO2驱替室内实验为基础，以低渗油藏CO2驱油过程中的驱油规律为研究对象，采用室内实验与数值模拟分析相结合的研究方式进行研究。首先通过长岩心CO2驱替室内实验分析CO2的驱油过程；其次以室内实验为基础，建立一维CO2驱油的数值模拟模型，对生产过程进行分析和拟合确定其相关性，进而通过数值模拟分析不同阶段岩心中含油饱和度的分布规律。

1 长岩心CO2 驱替实验分析

1.1 长岩心CO2 驱替实验准备

实验仪器：岩心夹持器，ISCO 电子泵，回压阀，压力传感器，活塞容器，分离器，气体流量计以及数据记录电脑，实验流程见图1。实验岩心：采用低渗油藏长岩心做CO2驱替实验，岩心总长度为978.5 mm，渗透率调和平均值为3.27×10-3μm2，平均直径为25.4 mm，总孔隙体积为45.02 cm3，岩心按布拉法则排序。实验流体：地层油（密度为0.86 g/cm3，黏度为12.2 mPa·s），地层水，CO2。实验方案：长岩心CO2驱替采出过程和驱替效率实验研究。

图1 长岩心CO2 驱替实验流程示意图

1.2 CO2 驱替实验步骤

（1）首先按岩心排列顺序装好岩心，对岩心系统抽空，随后注地层水饱和岩心，在实验温度和压力条件下稳定一段时间，使岩心得到充分饱和后，记下饱和量；

（2）由于地层饱和原油黏度高，水黏度低，地层渗透率低，实验采用配制好的饱和油样驱替岩心中的水，以建立地层原始油水分布；

（3）在地层温度和压力条件下，进行长岩心驱替实验；

（4）实验中记录好驱替时间、泵读数、注入压力、注入速度、环压和回压，监测分离出的油量、气量和水量；为了测试低渗储层的启动压力，以出口处开始出现第一滴油滴为起点进行PV 的记录；

（5）每组实验结束后清洗岩心：先用石油醚和无水酒精清洗岩心，接着用氮气吹，烘干岩心系统，然后重复（1）～（2）步骤，形成原始状态后，进行下一组实验。

1.3 实验结果分析

长岩心CO2驱替实验选取的岩心测试基本参数见表1。

表1 岩心参数表

注入端以0.5 mL/min 的速度向长岩心中注入CO2气体，生产井在实验过程中始终保持开井状态，采油速度曲线和累计产油量曲线见图2、图3。

图2 生产时间和采油速度关系曲线图

图3 生产时间和累计产油量关系曲线图

从图2 可以看出，注气前期采油速度迅速上升，在实验进行到55 min 时，采油速度达到峰值0.170 g/min。实验进行到200 min 时，采油速度降低到0.001 g/min以下。

从图3 可以看出，当时间达到200 min 后，累计产油量上升幅度很小。当时间达到600 min 时，采油速度基本为零，累计产油量基本趋于平衡。累计产油量为10.73 g，采出程度为38.96%。

2 实验模拟分析

采用CMG 油气藏模拟软件中的GEM 模块进行模拟，岩心和流体参数均以真实所测的参数为基础。对于实验的长岩心采用水平放置的一维长方体模型，模型设计时将每块岩心平均分成5 个网格，共计建立110个网格的一维模型。其中，设置两口井为注入井位于第1 个网格；生产井位于第110 个网格。在模型的基础上对岩心驱替实验进行历史拟合，累计产油量曲线拟合结果见图4，压力曲线拟合结果见图5。

图4 累计产油量拟合曲线图

图5 压力拟合曲线图

从图4、图5 可以看出，刚开始注入CO2气体时，在岩心启动压力的作用下实验曲线和拟合曲线均向后推移了0.020 d。而实验过程中，CO2的突破时间比模拟的时间靠前，在0.021 d 达到突破时间。注入气体突破后，岩心压力以及模型压力均逐渐下降，说明随着CO2的突破，岩心和模型中含油量均下降，含油饱和度降低，CO2在岩心以及模型中的流动阻力降低，流动加快，压力减小。

实验和模拟中发现，在生产过程中，注入CO2达到启动压力需要的时间为30 min，然后开始产油，油的产出主要分为三个阶段（图6）：纯油生产阶段、CO2与油混合生产阶段和CO2携带的轻质组分原油生产阶段。

图6 驱替实验生产阶段划分图

第一阶段：当实验进行到t=0.038 19 d 时，模型中含气饱和度与含油饱和度的分布见图7。在该时刻，CO2已经驱替到第80 个网格，注入井附近40 个网格含气饱和度超过了40.00%，CO2注入岩心的速度较快，由实验数据可以看出，此刻产油速度达到峰值。从含油饱和度分布图上可以看出，CO2注入过程中，油相被压缩成段塞，在压差作用下向生产井流动。从注入井到生产井方向，含油饱和度分布由1.42%上升到最大值76.88%而后降低到生产井附近的65.27%。

图7 驱替过程不同阶段的油气饱和度分布图

第二阶段：当模拟进行到t=0.069 44 d 时，模型中含气饱和度与含油饱和度的分布见图7。此刻，CO2在生产井附近的饱和度已经超过了35.00%。说明模型中可动油的含量已经很低，生产潜力变小，生产主要靠气带油。从实验结果可以看出，当t=0.069 44 d 时，累计产油量上升幅度很小；从采油速度可以看出，在该时刻采油速度降低到0.076 g/min，岩心中几乎没有可动油存在。

第三阶段：当模拟进行到t=0.250 00 d 时，模型中含气饱和度与含油饱和度的分布见图7。在该时刻，含气饱和度在整个岩心中的分布均超过45.00%，注入井附近更超过了70.00%。从采油速度曲线上可以看出，采油速度几乎为零，产出的油为CO2携带的轻质组分原油。

3 结论

（1）低渗油藏采用CO2驱替有较好的开发效果，实验结果表明采出程度可达38.96%。

（2）低渗油藏CO2驱替过程中，油的产出主要分为三个阶段：纯油生产阶段、CO2与油混合生产阶段和CO2携带的轻质组分原油生产阶段。

（3）低渗油藏CO2驱替过程中，产油主要在第一阶段和第二阶段，因此，对于低渗油藏的合理开发，建议注重此阶段的开发管理。