基于裂縫徑向流物理模型的CO2驅注入方式研究

石立華，王維波，王成俊，陳龍龍

(1.中國石油大學(北京)，北京 102249； 2.陜西省特低滲透油氣勘探開發工程技術研究中心，陜西 西安 710065； 3.陜西延長石油(集團)有限責任公司，陜西 西安 710065；4.西安石油大學，陜西 西安 710065)

0 引 言

CO2驅在低滲透油藏應用過程中，極易沿高滲透帶竄流，導致注入CO2過早突破，大大降低了驅油效果，因此，解決氣竄問題是CO2驅油技術在礦場能否取得成功的關鍵[1-6]。目前中國氣體驅替實驗主要采用巖心(小巖心、長巖心)和填砂管進行驅替過程物理模擬，通過模擬一維空間的滲流過程，可以得到相滲曲線、毛管力曲線、驅油效率等參數[7]。通過大量一維物理模型實驗，對CO2驅注入方式(連續注氣、水氣交替、周期注氣等)進行了優選[8-10]，并對低滲裂縫性油藏CO2竄逸控制技術進行研究，主要取得了以下4個方面的認識：①合理的注入方式和注入壓力可以有效減緩CO2氣竄[11-12]；②研發適合低滲透裂縫性巖心的改性淀粉凝膠體系[13]和乙二胺體系[14]，能夠有效抑制CO2在裂縫中的竄逸；③低滲透油藏裂縫發育，極大降低氣驅效果，當裂縫滲透率與儲層基質級差大于100時，氣竄嚴重，低滲儲層很難被波及到，采收率很低[11]；④氣驅存在嚴重的重力分異、黏性指進的現象，滲流特征復雜；⑤篩選了改性淀粉凝膠和乙二胺分別作為裂縫、基質中高滲通道的封堵劑，改性淀粉凝膠強度高，乙二胺擴散性強，形成“改性淀粉凝膠+乙二胺”兩級封竄驅油技術[15]，有效擴大了CO2驅的波及體積，提高了采出程度。

但由于常規一維巖心驅替是模擬一注一采情況下注入流體的驅替情況，未考慮注入井與不同采出井間流體的徑向滲流特征；同時一維巖心驅替模型未考慮裂縫在平面的分布和走向，無法反映CO2在真實油藏中的驅替特征。因此，為了更好地反映和評價CO2在真實油藏中的驅替特征，還原真實油藏條件下CO2注采特征，在一維驅替模型基礎上，對CO2驅替裝置進行了改進，充分考慮低滲透油藏的非均質性和注入流體滲流動態，建立了考慮平面徑向滲流特征條件下的CO2驅物理模型，開展了一注四采五點法井網下單一裂縫和復雜裂縫CO2復合驅油室內實驗，研究了低滲透裂縫性油藏水驅后CO2驅不同注入方式的驅油效果，更好地為現場實施CO2驅提供理論和實驗依據。

1 實驗部分

1.1 實驗設備及材料

徑向流巖心驅替裝置主要包括注入系統、恒溫系統、測量系統(圖1)。注入系統包括高壓恒速恒壓泵、計量泵、真空泵、中間容器(1 000 mL)、六通閥、回壓閥、徑向流巖心夾持器(Φ40 cm，0～35 MPa壓力)、環壓密封系統等。恒溫系統包括恒溫箱、油水分離裝置、量筒。測量系統包括溫度測量系統、壓力傳感器及配套計算機設備等。

圖1 實驗驅替流程圖Fig.1 The flow chart of experimental displacement

將直徑為40 cm、長度為5 cm、滲透率為1～10 mD、孔隙度為11.2%的天然餅狀巖心，飽和水、飽和油后按照巴西劈裂法[16]壓裂造縫，利用圍壓控制裂縫開度，其中，巖心飽和油量為巖心油驅水時驅出的水量。

實驗用改性淀粉凝膠體系[13]為4.00%改性淀粉+4.00%丙烯酰胺單體+0.05%交聯劑+0.18%成膠控制劑，體系初始黏度為60 mPa·s，最終成膠時間為8～20 h，屬剛性凍膠，45 ℃下將其置于高壓CO2環境下，體系性能穩定，適合封堵低滲巖心裂縫。乙二胺體系[14]為小分子有機胺，微黃色油水狀液體，強堿性，能隨水蒸氣揮發，初始黏度低，易于擴散，進入油藏后與CO2反應生成胺基甲酸鹽附著在基質中的相對高滲層，封堵氣竄通道，控制CO2驅流度[17-19]。

實驗用油樣、水樣均取自延長油田靖邊喬家洼油區，原油地下黏度為4.87 mPa·s；地層水總礦化度為7.13×104mg/L，鈣鎂離子含量為0.985×104mg/L，pH值為5.5，為CaCl2型；CO2氣體純度大于99.95%。

1.2 實驗步驟

CO2氣體、水氣交替的注入速度均為1.0 mL/min，水氣段塞比為1∶1，段塞尺寸均為0.1倍孔隙體積；改性淀粉凝膠、乙二胺溶液的注入速度均為0.20 mL/min，注入量為0.1倍孔隙體積；入口壓力為10.0 MPa，出口壓力為7.0 MPa，圍壓為8.5 MPa。

1.2.1 單一裂縫徑向流

實驗步驟主要包括：①水驅至出口含水達到98%以上，停止水驅；②注入改性淀粉凝膠，候凝20 h后，注入CO2進行第1次氣驅至不出油；③注入乙二胺溶液反應24h后，進行第2次氣驅至不出油；④再次注入乙二胺溶液反應24 h后，進行第3次氣驅至不出油；⑤第3次注入乙二胺溶液反應24 h，進行第4次氣驅至不出油。

1.2.2 復雜裂縫徑向流

實驗步驟主要包括：①水驅至出口含水達到98%以上，停止水驅；②注入改性淀粉凝膠，候凝20 h后，再次進行水驅，出口含水達到98%以上；③注入CO2氣體連續氣驅至不出油；④注入改性淀粉凝膠，候凝20 h后，進行第2次氣驅至不出油；⑤注入乙二胺溶液反應24 h后，進行水氣交替；⑥再次注入乙二胺溶液反應24 h后，進行第3次氣驅至不出油。

2 實驗結果與討論

2.1 單一裂縫徑向流模型

實驗以徑向流物理模型為基礎，建立了單一裂縫模型(圖2)。在單一裂縫模型上依次實施CO2連續氣驅、改性淀粉凝膠注入、乙二胺注入等不同方式的注入工藝，模擬研究一注四采五點法井網下不同注入工藝對CO2驅油效果的影響規律。

圖2 單一裂縫徑向流物理模型Fig.2 The physical model of radial flow in single fracture

測定巖心基質滲透率后，壓裂設備加壓造縫。裂縫的縫寬、長度和走向決定了CO2驅等不同注入方式驅替效果，巖心中心為0號注入井，沿1號和3號采出井流動方向壓開(壓力為30 MPa)，形成一條裂縫通道(見圖2中紅線所示)，裂縫縫寬為5 mm左右，裂縫半長為15～20 cm。物理模型1、2、3、4號采出井的基質滲透率分別為1.23、5.62、6.39、8.74 mD，0號注入井—1號采出井的裂縫縫寬為4.52 mm，縫長為18.4 cm；0號注入井—3號采出井的裂縫縫寬為4.50 mm，縫長為18.2 cm。巖心滲透率采用反五點井網相對滲透率的簡易計算方法，通過驅替數據計算巖心各方向上的水測滲透率[20-22]。

表1為不同注入工藝下單一裂縫模型水驅和CO2驅的實驗結果。由表1可知：單一水驅的采出程度僅為14.4%；在注入改性淀粉凝膠后，1、3號采出井方向的裂縫通道被有效封堵，注入CO2氣體轉向2、4號方向進行驅替，第1次CO2氣驅結束后采出程度提高了20.8個百分點；由于4號采出井方向滲透率較大，第1次氣驅結束后基質中CO2飽和度較高，注入的乙二胺溶液在4號采出井方向充分反應，生成的胺鹽有效改善了注氣波及狀況，迫使注入CO2氣體轉入1、2、3號采出井方向，第2次氣驅可提高采收率21.2個百分點；第2次注入乙二胺溶液后，采出程度提高16.2個百分點；第3次注入乙二胺溶液后，采出程度繼續提高7.5個百分點。從驅替結果明顯看出，乙二胺具有優先封堵基質中相對高滲區域的特點，后續注入的乙二胺不斷地調整CO2的注入波及狀況，抑制CO2黏性指進，改善了儲層的非均質性。

表1 單一裂縫模型水驅和CO2驅采出程度Table 1 The recovery percent with water flooding and CO2 flooding of single fracture model

2.2 復雜裂縫徑向流模型驗證

以徑向流低滲透物理模型為基礎，建立了復雜裂縫模型(裂縫走向見圖3紅線所示)。縫寬為3～5 mm，縫長為20～33 cm，不同于單一裂縫模型，該模型裂縫走向及分布極不規則，更加貼近油藏實際情況，在復雜裂縫模型上分別實施CO2連續氣驅、改性淀粉膠注入、乙二胺注入、水氣交替驅等不同的注入方式，分析不同注入方式對CO2驅油效果的影響，該徑向流物理模型1、2、3、4號采出井的基質滲透率分別為1.02、3.17、2.53、1.10 mD，1號裂縫縫寬為3.8 mm，縫長為10.0 cm；2號裂縫縫寬為3.7 mm，縫長為10.0 cm；3號裂縫縫寬為3.5 mm，縫長為4.8 cm；4號裂縫縫寬為4.0 mm，縫長為5.1 cm；5號裂縫縫寬為3.4 mm，縫長為2.3 cm；6號裂縫縫寬為4.1 mm，縫長為8.7 cm；7號裂縫縫寬為3.4 mm，縫長為8.9 cm。表2為不同注入工藝下復雜裂縫模型水驅、CO2驅和水氣交替驅的實驗結果。由表2可知：第1次單一水驅的采出程度僅為9.83%，但加入改性淀粉凝膠控制水竄后水驅采出程度可提高7.80個百分點；由于裂縫影響，水驅后CO2氣驅的竄逸現象嚴重，采出程度僅為0.41個百分點；改性淀粉凝膠注入后能夠有效地控制裂縫中的氣竄，第2次CO2氣驅可提高采出程度4.64個百分點；將乙二胺溶液注入后采用水氣交替驅，采出程度增幅明顯，可提高采出程度13.40個百分點，乙二胺能夠改善模型的非均質性，同時水氣交替驅可起到良好的流度控制作用；第2次注入乙二胺溶液后進行第3次CO2驅，可進一步減小裂縫的影響，改善注氣波及狀況，此階段可提高采收率2.64個百分點。

圖3 復雜裂縫徑向流物理模型Fig.3 The physical model of radial flow in complex fractures

表2 復雜裂縫模型CO2驅采出程度Table 2 The recovery percent with CO2 flooding of complex fracture model

復雜裂縫模型中裂縫的分布及走向不規則，通過水氣交替驅的流度控制，以及加入改性淀粉凝膠和乙二胺溶液可改善注氣波及狀況，有效控制氣體竄逸，最終采出程度由單一水驅的9.83%提高至38.72%(圖4)。由圖4可知，從水驅到3次氣驅，采出程度整體呈下降趨勢，但水氣交替采出程度提高幅度遠高于其他注入方式。由于氣竄通道一旦形成，基質中的剩余油將很難動用，礦場實施時，建議1次氣驅氣竄后凝膠封堵，后期直接采用水氣交替注入方式，可取得較好的驅油效果。

圖4 復雜裂縫模型不同階段采出程度效果對比Fig.4 The comparison of recovery percents in different stages of complex fracture model

3 結 論

(1) 低滲裂縫性油藏水驅后轉CO2驅之前，控制竄流、減少無效循環很有必要，建議首先封堵裂縫，其次封堵基質中的相對高滲層。

(2) “改性淀粉凝膠+乙二胺”注入工藝可有效改善單一裂縫模型CO2驅過程中的注氣剖面，擴大CO2波及體積，改善CO2驅油效果。“改性淀粉凝膠+乙二胺+水氣交替”注入工藝可以有效改善復雜裂縫模型CO2驅過程中的注氣剖面，氣體流度控制作用明顯。

(3) 經過多個周期封堵，CO2非混相驅能達到較高采收率，理論上多輪次封堵存在極限采收率，但現場實施應考慮經濟因素，單輪次采出程度呈下降趨勢時停止封堵措施。