二氧化碳驱含气上升规律及气窜综合治理方法.pdf

第30卷 第5期 2023年10月 Vol.30 No.5 Oct.,2023 收稿日期：2023-05-22 改回日期：2023-08-09 基金项目：中国石油化工集团有限公司研究课题“东濮高压低渗油藏改善气驱效果关键技术”（P17003-4）；中国石油化工集团有限公司科技攻关项目“中原油田气驱方式适应性研究与提高采收率潜力评价”（P15036）。作者简介：丁妍（1987），女，硕士，高级工程师，从事油气藏提高采收率技术研究工作。Email： 76 世界石油工业World Petroleum IndustryE 能源工程Energy Engineering文章编号：1006-0030(2023)05-0076-007 DOI:10.20114/j.issn.1006-0030.20230522002 二氧化碳驱含气上升规律及气窜综合治理方法 丁妍1，2，聂法健1，高志飞2，郭现红2（1.长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100；2.中国石油化工集团有限公司中原油田分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450046）摘要：气窜是影响二氧化碳（CO2）驱实施效果的关键因素。中原油田多数实施CO2驱的区块已发生不同程度气窜，严重影响油田后期的开发效果。针对气窜导致的CO2驱实施效果变差等问题，开展了含气上升规律及气窜综合治理研究。以室内CO2驱替实验为基础，明确了非混相驱CO2突破时间早于混相驱，且驱替压力越高，突破时间越晚，最终采收率与混相驱结果越接近。采用油藏工程方法并结合现场实施情况分析，明确了中原油田CO2驱含气上升主要呈现“凸型”与“S型”2种模式，“S型”含气上升模式多见于混相驱，“凸型”含气上升模式多见于非混相驱。针对不同类型油藏气窜模式，开展气窜综合治理方法研究，提出气窜治理以早期焖井恢复地层压力及优化注气方式等防治为主，后期工艺封窜为辅的综合治理方法。研究成果现场应用后提高CO2驱采收率4.6%，为同类气藏提高CO2驱开发效果提供借鉴。关键词：中原油田；二氧化碳驱；含气上升规律；气窜治理；驱替实验 中图分类号：TE357 文献标识码：A On gas rising law of CO2 flooding and gas channeling comprehensive treatment method DING Yan1,2,NIE Fajian1,GAO Zhifei2,GUO Xianhong2(1.School of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan,Hubei 430100,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,China Petrochemical Corporation,Zhengzhou,Henan 450046,China)Abstract:Gas channeling is the key factor affecting the effect of CO2 flooding.At present,gas channeling has occurred to dif-ferent degrees in most of the CO2 flooding blocks in Zhongyuan Oilfield,which seriously affects the development effect of the oilfield in the later stage.Aiming at the problems such as the poor effect of CO2 flooding caused by gas channeling,the gas rise law and the comprehensive control of gas channeling are studied.Based on the CO2 displacement experiment in the laboratory,the results show that the CO2 breakthrough time of immiscible flooding is earlier than that of miscible flooding,and the higher the displacement pressure,the later the breakthrough time,and the closer the final recovery rate is to that of miscible flooding.Com-bined the reservoir engineering method and the analysis of the field implementation,which shown that the CO2 flooding gas rise in Zhongyuan Oilfield mainly presents“convex-type”and“S-type”modes,among which“S-type”gas rise mode is mostly oc-curred in miscible flooding,and“convex-type”gas rise mode is mostly occurred in immiscible flooding.According to the gas channeling mode of different types of reservoirs,the comprehensive treatment method of gas channeling was studied,which pro-posed that gas channeling should be prevented and controlled mainly by restoring formation pressure and optimizing gas injection mode in the early stage,and supplemented by sealing channeling in the later stage.The research results can increase the CO2 flooding recovery rate by 4.6%after field application,and provide reference for similar gas reservoirs to improve the CO2 flood-ing development effect.Keywords:Zhongyuan Oilfield;carbon dioxide flooding;gas rise law;gas channeling control;displacement experiment中原油田主力油藏普遍具有高温高盐特征，高温油藏（地层温度大于90）储量占总储量的66.4%，地层水矿化度大于15104 mg/L的油藏储量相对占比达82.8%，油藏已经进入水驱开发后期，第30卷 第5期 2023年10月 丁妍 等：二氧化碳驱含气上升规律及气窜综合治理方法研究 77 面临综合含水率变高、水驱效率变差等困难，传统化学驱三次采油开发效果相对有限14。因此，CO2驱作为低渗透注水困难油藏的有效开发方式，同时作为高含水油藏开发后期提高采收率的有效途径，是油田实现稳产目标的重要方向58。中原油田CO2驱主要历经了6个阶段：2007年室内理论实验阶段；2008年特高含水油藏井组（濮1-1井组）先导试验阶段；2010年深层低渗透油藏井组（胡109井组）先导试验阶段；2012年特高含水油藏（濮城沙一油田）整体方案先导试验阶段；2013年深层低渗透油藏先导试验推广扩大阶段；2016年至今低渗透油藏（卫42块）整体部署与整体实施阶段。截至目前，中原油田CO2驱共计实施了14个区块36个井组，累计注气量达73.71104 t，累计增产原油约17.04104 t，实现埋存CO2总量达60104 t，取得了较好的增产效果。对中原油田已实施CO2驱的区块进行效果评价，不同类型油藏的实际驱替效果差异较为明显，分析结果表明气窜是影响CO2驱替效果的主要因素910。随着现场试验的不断推进，实施CO2驱的区块出现了不同程度的气窜现象，气窜后CO2驱产量明显降低，开展气窜影响因素分析，延缓气窜时间，并针对已气窜油藏制定相应的治理方案成为提高CO2驱实施效果的重要研究课题。1 CO2驱气窜机理 1.1 混相驱气窜机理 当地层压力大于CO2与原油的最小混相压力时，地层条件下的超临界CO2与原油相互混合，交界面处的界面张力趋近于零，CO2与地层原油实现混相。在混相驱过程中，CO2与地层的相互作用可近似认为是溶解作用与离子传质作用的同时叠加，系统可由对流-扩散方程来描述。CO2浓度变化与其在驱替方向位移x的关系式为 22=CCCDxtx （1）式中：D为CO2的扩散系数，m2/s；C为CO2的体积浓度，kg/m；x为CO2在驱替方向的位移，m；v为CO2驱替速度，m/s；t为注气时间，s。假定扩散系数D和驱替速度v是实标量常数，扩散项具有斐克扩散速率定律的形式22(DCx)/，对流项为2Cx(/)。当扩散项远大于对流项时，对流-扩散方程与热传导方程类似，即抛物线型偏微分方程；当扩散项远小于对流项时，对流-扩散方程与一阶双曲线型偏微分方程类似。初始条件为：x0，C=0（t=0）对于混相驱替的边界条件定义为进口处（x=0）的CO2初始浓度为C0，系统边缘处的CO2浓度C为0，即x=0，C=C0；x=，C=0（t0），C0、C分别为进口处、系统边缘处的CO2体积浓度，kg/m。在CO2驱替过程中，注入的CO2不断与地层中的原油发生溶解、抽提、扩散等作用，导致驱替前缘的CO2浓度不断降低，混相驱替前缘的扩展可以通过求解对流-扩散方程来计算。一维对流-扩散方程解析式为1112()()1,e222vt/DxvtxvtC x terfcerfcDtDt+=+（2）其中，辅助误差函数(y)erfc为 =ed2yz02erfc y1z()（3）1.2 非混相驱气窜机理 CO2非混相驱替过程中需要CO2与原油相互接触，当接触界面移动至生产井井底时，生产井产出气中CO2的摩尔百分含量迅速上升，CO2气体在注采井之间形成渗流通道，由于超临界状态CO2黏度远低于地层原油黏度，注采井之间形成CO2低阻力优势渗流带，CO2波及体积难以继续扩大。接触界面的移动与CO2的突破时间是影响波及系数的两个重要指标13。针对CO2非混相驱替，综合运用Buckley-Leverett前缘推进理论和Welge方程，建立多孔介质中注气前缘推进速率方程，预测注气前缘在油藏中的位置。依据质量守恒定律可推导CO2前缘推进理论，当流体通过长为x，截面积为A的无限小长方体单元时，总体积流量qt计算公式为 qt=qo+qg （4）该非混相系统遵守质量守恒定律，因此，通过单元体的CO2流量q为进口端流入CO2流量与出口端流出CO2流量之差为 tgtggtgq=q fqf+f=qf（）（5）Vol.30 No.5 Oct.,2023 78 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 单位时间内CO2饱和度的变化量gSt计算公式为 ggtSfq=tAx （6）当t和x均无限趋近于0时，分流量用微分形式表示，公式为 SfSq=tASxgggtgdd （7）推导出CO2前缘推进方程为 ggggSSfqx=tAS()()tdddd （8）含气饱和度为Sg的界面等值线移动位置为 giggSfWx=AS()dd （9）式中：qt为油和CO2在油藏条件下的总体积流量，m3/s；qo和qg分别为油和CO2在油藏条件下的体积流量，m3/s；q为进口端流入CO2流量与出口端流出CO2流量之差，m3/s；fg和fg分别为CO2的分流量及含气率变化值，小数；Sg为含气饱和度，小数；A为渗流截面积，m2；为油藏孔隙度，小数；x为特定含气饱和度Sg下的等值线移动距离，m；Wi为累计注入CO2量，m3。2 CO2驱含气上升规律 CO2驱开发油藏可以有效地提高实际采收率，在注CO2开发见气后，随含气率的逐步上升，实际产油量持续下降。气窜是影响CO2驱稳产的重要因素，不同油藏CO2驱的见气特征呈明显差异。中原油田一些试验区块在CO2驱的中后期产出流体中始见CO2，见气后的产出气中CO2摩尔百分含量缓慢上升；此外，一些试验区块在实施初期，采油井产出的流体监测有CO2组分，随即CO2含量迅速上升，呈现出见效即见气，见气即气窜的见气特征。2.1 CO2连续驱采出程度与含气率关系 特征曲线法可以对油田CO2驱的开发动态进行预测，建立采出程度与含气率之间的数学关系，用于预测油藏CO2驱开发过程中含气上升规律、评价开发效果变化趋势等，还可以用于验证开发措施及油藏动态调整效果。对油气两相渗流条件下相渗实验测得的油气渗透率及含气饱和度等数据进行处理，得到在半对数坐标系中，KK(/)rorgln与Sg呈现明显的直线关系。在油与CO2两相渗流条件下，油与CO2的相渗比Kro/Krg和含气饱和度Sg的变化关系为 gSK=dKrorgec （10）g1g11fcfN=bPlg （11）含气率与采出程度的关系式为 P maxPRgg maxg1gg maxg 11 lglglg111NNRENNfffBNbffAf,=（12）假设经济极限含气率（g maxf,）为0.98，推导出CO2驱替理论图版（见图1），公式为 gRglgf=0.367 977+8.62 RE1f()（13）式中：Kro和Krg分别为油相与CO2气相的相对渗透率，103 m2；NP为累计产油量，m3；N为油藏原油储量，m3；R为油藏采出程度，%；ER为原油采收率，%。图1 CO2连续驱评价理论图版 Fig.1 Theoretical chart of evaluation for CO2 flooding 2.2 室内实验研究 2.2.1 混相驱 开展了驱替压力为23.60 MPa和20.30 MPa条件下的细管实验研究，此时实验压力高于测得的最小第30卷 第5期 2023年10月 丁妍 等：二氧化碳驱含气上升规律及气窜综合治理方法研究 79 混相压力（18.42 MPa）。观察注入CO2后细管内原油的状态变化，结果表明原油颜色逐渐变浅，表现出明显的混相驱特征。对比2组不同驱替压力条件下的细管实验结果，注入的CO2通过与原油的多次接触，抽提原油中的轻质组分，导致注入的CO2不断富化，最终实现混相。通过对细管实验结果进行分析可知，在注入的CO2突破前，产出气油比保持在注气前的气油比背景值，原油采出程度随注入CO2孔隙体积倍数的增加而增加，注气初期采收率随注入孔隙体积倍数增加而上升的幅度较快；混相驱注入的CO2突破时间较晚，突破后气油比存在一个短暂的缓慢上升阶段，突破时的采出程度分别为92.40%和90.75%，采出程度随注入量的增加而增加的幅度变小；此外，随着剩余油逐渐减少，原油采出程度不断提高，产出气油比进入到迅速上升阶段，原油产量迅速降低，采出程度提高幅度不明显（见图2、图3）。2.2.2 非混相驱 开展了驱替压力为17.42、14.85、11.25 MPa条件下的细管实验研究，此时实验压力低于最小混相压力。通过对非混相驱细管实验结果进行分析可知，在非混相驱气体突破前，气油比保持在注气前的气油比背景值，原油采出程度随注入CO2孔隙体积倍数的增加呈现抛物线型上升趋势；非混相驱注入的CO2突破时间明显早于混相驱，且驱替压力越低，注入CO2突破时间越早，突破时的采出程度分别为85.57%、59.87%和30.72%，明显低于混相驱气体突破时的采出程度（见图2、图3），且随着驱替压力的升高，最终采收率逐渐趋近于混相驱采收率（见表1）。表1 不同驱替压力下CO2驱细管实验采收率 Tab.1 Oil recovery under different displacement pressure of fine tube carbon dioxide injection experiment 驱油机理 驱替压力/MPa 采收率/%混 相 23.60 93.415 混 相 20.30 92.657 非混相 17.42 86.459 非混相 14.85 71.675 非混相 11.25 46.565 2.3 CO2驱气窜模式 通过对现场CO2驱油过程中CO2产出情况进行统计分析，中原油田CO2驱含气上升规律主要呈现2种模式，即“凸型”和“S型”，其中，“S型”曲线多见于混相驱，符合S型曲线的油藏见气较晚，无气采油时间较长，早期和晚期含气上升较慢，中期含气上升较快，油藏实际开发效益较好。“凸型”曲线多见于非混相驱，见气特征为见气早、无气采油时间短、早期含气上升较快、晚期含气上升较慢，主要产油量在中-高含气阶段产出，油藏开发效益较差，且曲线越凸，表明实际开发效果越差。图2 气油比与注入孔隙体积倍数关系曲线 Fig.2 Relation curve between gas-oil ratio and injection pore volume multiple 图3 采出程度与注入孔隙体积倍数关系曲线 Fig.3 Relation curve between recovery degree and injection pore volume multiple （1）混相驱见气晚、气窜慢、稳产时间长，多呈现“S型”见气规律（见图4）。胡109井组CO2驱最小混相压力为29.3 MPa，注气前地层压力为28.5 MPa，生产井焖井至地层压力为48.5 MPa时开井，大于最小混相压力。见效初期，气体组分中CO2含量保持在低含量水平，生产井见CO2时间较晚，注气量为0.12 PV时，产出气中CO2含量仅为10%，Vol.30 No.5 Oct.,2023 80 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 注气量达到0.19 PV时，产出气中CO2含量为60%，驱替过程中表现出明显的混相特征。图4 混相驱典型井组生产曲线 Fig.4 Production curve of typical miscible flooding well group （2）非混相驱早期气窜，见气后，CO2含量成窜升趋势，多呈现“凸型”见气规律（见图5）。卫42块CO2驱最小混相压力为29.77 MPa，注气前地层压力为22 MPa，注气后未焖井恢复地层压力，无法达到混相状态。注气量为0.01 PV时，CO2即窜升至97.1%，增油效果较差。图5 非混相驱典型井组生产曲线 Fig.5 Production curve of typical well group with immiscible flooding 3 气窜综合治理研究 中原油田在多年的CO2驱室内实验研究及现场气窜治理工作中，从油藏开发动态调整及工艺封窜技术入手，明确了CO2驱气窜综合治理方法，以早期防治为主，后期封窜为辅的气窜综合治理方法。在油藏工程手段上，针对气窜主控因素，通过转变注气方式，矢量化调整注采流线及焖井实现CO2混相驱等方式进行气窜防治。不同类型油藏CO2驱气窜的主要影响因素存在差异，CO2驱气窜的影响因素主要包括地质因素、流体特征及井网井距等。很多已实施CO2驱的油田在气窜影响因素分析上已开展了大量研究工作，主要包括地层倾角、储层非均质性、裂缝分布、原油性质、井网井距等参数对CO2驱气窜及驱替效果影响研究1417。中原油田针对不同类型油藏CO2驱气窜模式及主要影响因素，采取优化注气方式、调整CO2驱流线等治理方式进行有针对性的治理。在工程技术手段上，通过开展吸气剖面精确监测技术研究，明确CO2驱在纵向各小层的吸气情况，可用于判断气窜层位，从而为纵向调整提供依据。同时，设计适宜中原油田高压注气条件的分层注入工艺管柱，配合耐高温高盐封堵体系，针对气窜层位进行有效封窜封堵。3.1 优化注气方式，开展气水交替驱技术 气水交替驱能够产生贾敏效应及多相流，扩大孔隙波及体积。室内实验结果表明，水驱后气水交替驱可提高注采压差达2.1倍，同时，气水交替驱有利于驱动小孔道内原油。室内气水交替驱长岩心实验及数值模拟研究均显示气水交替驱在气水段塞比为1:1时，不仅可以有效延缓气窜发生，还可以保证注入气最大程度地与地层原油接触，进而提高驱油效果。针对中高渗非混相驱易出现的早期“凸型”气窜油藏，多采用气水交替驱延缓见气时间。图6 水气交替驱注采压差及采出程度与注入孔隙体积倍数关系曲线 Fig.6 Alternate water and gas flooding relation curve between injection-production pressure difference,recovery degree and injection pore volume multiple 3.2 CO2驱流线调整技术。CO2驱流线调整技术在混相驱与非混相驱2种驱替模式发生气窜后均得到了较为广泛的应用，取得了较好的增油控气效果。采用“压强扶弱”方法调整CO2流线后，通过注采井网优化、注采强度调控等流度控制技术，实现调压变流，强化弱驱，进而实现改变地下渗流场、达到均衡驱替的目的。第30卷 第5期 2023年10月 丁妍 等：二氧化碳驱含气上升规律及气窜综合治理方法研究 81（1）井网调整。对于高部位气窜严重的油井转注气，形成人工气顶，充分利用重力稳定驱机理，通过油藏数值模拟可知，CO2驱采用高部位井注气，低部位井采油的井网可以提高波及体积，实现均衡驱替，提高CO2驱采收率。（2）对于采油井受效不均衡，部分采油井气窜严重井组，采用注采强度调控，改变压力场等，达到“提液、稳液、降液”的目的。对于小井距、裂缝方向等强驱方向的气窜油井，通过控制产量或关井实现降压控流；对于低部位、大井距等未见效且未监测到CO2产出的弱驱方向油井，通过提液等增大注采压差进行提压促流；对于均衡注采井组，生产井保持稳液生产，实现稳压稳流。（3）对于注气井采取脉冲注气进行交替变压，控制注气速度，降低注采压差等手段，达到改变地下压力场，进而改变地下渗流场，实现均衡驱替，提高波及体积，延缓气窜。3.3 CO2吸气剖面监测技术 研制了耐高温的高产额中子发生器，中子产额由1.5108 n/s升至2.0108 n/s，提高仪器工作稳定性和精度。通过质量流量解释方法，消除体积变化带来的影响，实现小层吸气量的定量解释。针对低注气速度气井，采用相对运动理论提高小流量监测和解释精度，谱峰识别阈值降至油管内3 m3/d、油套环形空间内10 m3/d、套管内12 m3/d。通过优化井口密封与安全控制技术，实现井口动态密封压力30 MPa，耐低温30，确保测试过程“下得去、封得住”。3.4 CO2分层注入工艺技术 优化顶封注气工艺管柱，针对不同层位的分注需求，分别采用满足3 000 m以内和3 000 m以外的偏心和同心分注工艺，最高耐温为130，耐压差为35 MPa，以满足现场分注需求。设计CO2井下涡轮流量计，可完成质量流量自动转换后井口直读，实现CO2超临界状态下流量分层测试，设备耐压为60 MPa，耐温范围为20135，在此基础上，根据分层注气优化结果，采用CO2分层注入测调联动技术，实现分层流量实时测调。3.5 CO2驱封窜封堵技术 针对中高渗油藏非混相驱“凸型”气窜油井，克服储层高温高盐特征，制备了耐高温高盐水基泡沫、耐温抗盐交联共聚物、CO2气溶性泡沫剂等封堵体系。（1）耐高温高盐水基泡沫体系耐温110，耐盐20104 mg/L，耐钙镁5 000 mg/L，油藏条件下其半衰期超过52 h，阻力因子达18.18；（2）耐温抗盐交联共聚物与延缓膨胀颗粒凝胶，能够进至地层深部，体系强度高，封堵能力强；（3）CO2气溶性泡沫剂，耐温130，耐盐31104 mg/L，在CO2中溶解度大于0.2%；（4）耐温改性地下成胶裂缝封堵体系，在130 条件下，成胶时间在1250 h范围内可调，可实现裂缝发育储层的有效封堵。4 结论与认识（1）中原油田CO2驱含气上升主要有“凸型”和“S型”2种模式。其中，“S型”曲线多见于混相驱，注入的CO2前缘通过萃取、气化原油轻质组分，最终与原油间的界面逐渐消失，实现均匀驱替，开发效果较好；“凸型”曲线多见于非混相驱，由于气油两相流度差异较大，注入的CO2沿高渗通道突进造成早期气窜，开发效益较差，且驱替压力越低，曲线越凸，开发效果越差。（2）混相驱地层条件下超临界CO2与原油混相，驱替更加均匀，非混相驱由于储层非均质性、CO2与原油的流度差异等原因，较水驱更易气窜。混相驱较非混相驱见气较晚，且见气后含气上升较为缓慢，保持地层压力大于最小混相压力，有利于延缓气窜，进而提高实际驱替效果。（3）明确气窜治理应以早期防治为主，后期封窜为辅的综合治理方法。在油藏工程手段上，气窜治理主要通过转变注气方式，矢量化调整注采流线及焖井等方式，实现CO2混相驱；工程技术手段上，通过吸气剖面精确监测判断气窜层位，选用适宜油藏条件的分层注入工艺管柱及耐高温高盐封窜封堵体系。参考文献：1 张玉,王凤,魏丽敏,等.国内外化学驱技术标准对比J.油田化学,2021,38(4):727-731.ZHANG Y,WANG F,WEI L M,et al.Comparison of domestic and 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