注水开发后二氧化碳驱可行性研究.doc

东北石油大学研究生学位论文文献综述

东北石油大学
研究生学位论文文献综述

学号
S1002191
研究生姓名
杨艳
学科、专业
油气田开发
论文题目
低渗透油藏注水开发后CO2驱可行性研究

2011年10月21日
10

文 献 综 述
前 言　
低渗透油藏只是一个相对的概念，我国根据多年的生产实践和理论研究，按照油藏分类标准，低渗透油藏是指储集岩空气渗透率小于等于50毫达西的油藏，其中空气渗透率10～50毫达西的油藏为低渗透油藏，1～10毫达西的油藏为特低渗透油藏，1毫达西以下的油藏为超低渗透油藏。
世界上低渗透油藏分布范围广泛，各产油国基本上都有该类油藏。随着石油勘探和开发程度的延深，低渗透油田储量所占的比例愈来愈大。在我国目前陆上20余个油区发现并探明低渗油田接近300个左右，地质储量约40亿吨，占全国己探明原油地质储量的四分之一。其中新疆油区最多，其它依次为大庆、 长庆、吉林、大港等。低渗油气藏已成为我国常规能源增加产量的主要物质基础，系统地开展科技攻关、有效地开发好低渗透油气藏，为我国原油天然气产量的稳定增长提供技术保障已刻不容缓[1]。
低渗油藏采出程度相对较低，低渗透砂岩油藏可采储量的采出程度仅为20%多，具有巨大的开发潜力。在开发现状上，储层改造依然是油气增产的主要手段。由于低渗透油气储层的复杂性为了更经济有效的开发低渗透油气田，提高低渗透油气储层开发技术水平，对水驱后储层物性变化的研究是基础并具有重要的意义。
气驱作为一种提高采收率的常用方法，受到国内外各大油田的普遍关注，并在近年来发展相当快。注气提高原油采收率技术的注入气体包括烃类气体、C02、N2、烟道气以及空气等的混相和非混相驱，具有巨大的提高采收率潜力。我国适合注气开采的储量很多，特别是对于难以注水开发的油田(如低渗透、强水敏油藏等)，注气更是一种可行的开发方式。近年来我国气田储量和开发急剧上升，为注气提供了丰富的气源。目前在原油注气上有烃类气(干气、富气)、N2(直接制氮)、C02(包括烟道气)，一些油田正在考虑应用空气。气体具有容易流动的特点，又具有降低粘度、体积膨胀、扩散、降低界面张力的作用（如果压力高而且注入气临界温度高时还有可能达90％以上)，在解决低渗透油藏开发方面表现出独特优势[1]。因此注气驱在油田开发中具有广阔的应用前景。
一．油藏注水开发后储层物性的变化
油田注水开发进入高含水后期以后，注水效率逐渐变低，出现低效、无效循环注水状况。储层宏观物性参数发生变化的主要原因包括物理和化学两方面原因，前者主要表现为注入水动力冲刷作用引起的岩石结构的物理变化，后者则表现为注入流体性质的不配伍性引起岩石中特殊矿物吸水膨胀、结晶、沉淀和溶蚀的化学作用。
储层渗透率主要受岩石颗粒、孔隙半径、胶结物等因素的影响，而渗透率的大小主要取决于孔道半径。长期注水冲刷作用对渗透率的影响取决于注水对岩石孔隙结构的改变，主要表现为以下两个方面：一是地层微粒被水从孔道中冲出来，使孔喉半径增大从而使渗透率增加，另一方面，由于粘土矿物膨胀、颗粒运移及结垢等原因使部分小孔道发生堵塞现象，导致渗透率下降。
通过室内实验研究表明中低渗透岩心（渗透率小于500×10-3μm2）经过长期冲刷后，渗透率普遍表现为不同程度的下降。注入速度越大，渗透率下降幅度相对越小，随着注入体积的增加，渗透率逐渐降低，当注入一定体积倍数时，渗透率的降低变缓慢。
二．CO2驱现状及CO2驱油机理
随着勘探开发的进行，低渗透油藏储量所占比例越来越大，是今后相当长一段时间内增储上产的主要资源基础。加快低渗透储量的动用已成为影响石油工业发展的全局性问题[2]。但是由于低渗透油藏渗透率低、储层物性差、非均质强、平均孔喉小、比表面大、毛管压力高、胶结物含量高等特点[3-4]，使得注水开发受到很大程度的制约。注气开发由于吸气能力强，注入压力低，易于实现注采平衡，套管损坏问题较轻，报废井较少，可以形成混相或近混相等优势，在低渗透油藏开发中应用越来越广泛[5-8]。
在中国近几年发现和投入开发的油田，主要以开采低渗透、特低渗透等油藏的难动用储量为主，其开采难度越来越大。在注气方面与其他气体相比CO2具有较好的驱油特性，因此注CO2技术的发展速度最快，效果非常明显。而且利用CO2可以减轻温室效应，中外都进行过大量的注CO2驱油室内研究和矿场试验[9]。TPAO、日本国家石油公司(JNOC)和日本EOR研究协会(JEORA)在Ikiztepe重油油田成功完成了CO2非混相驱现场试验[10]，在一个200m×200m的反五点井网应用CO2非混相驱。试验结果表明，CO2驱是提高特低渗透油藏采收率的可行办法。因此系统的研究注水开发后油藏注CO2驱提高采收率的影响因素，对低渗透油藏的开发有重要意义。
CO2 能很好地改善原油性质，降低原油黏度，增加原油弹性能量，同时对原油的饱和压力影响较小，在浅层油藏中比 N2 更具有优势。气体溶解量越大，改善程度越明显，气驱效果越好。与水驱相比，低渗透浅层油藏注CO2能明显提高原油采收率，但是注气参数对最终采收率影响较大[11]。
CO2降低界面张力，减少驱替阻力原因：水中的CO2促使岩石颗粒表面的油膜破裂并冲洗，同时，又尽可能保护住水膜。这样，当油水界面张力很小时，积聚的残余油滴在孔隙通道内自由移动，从而提高油相的渗透率。
压力下降造成溶解气驱。由于注入的CO2在原油中溶解，形成CO2溶解气。在井下随温度的升高，部分CO2游离气化，以压能的形式储存部分能量。当油井开井生产油层压力降低时，大量的CO2则从原油中游离、膨胀而脱出，从而将原油驱入井筒，起到溶解气驱的作用，并且由于气体具有较高的运移速度，从而将油层堵塞物返吐出来[11-13]。
CO2驱开采一般是在不适合注蒸汽开采的油田进行。这类油田的油藏地质条件是：油层薄，或埋藏太深，或渗透率太低，或含油饱和度太低等。注CO2可有效提高这类油藏的采收率[14]。
CO2驱按作用机理可分为CO2混相驱和CO2非混相驱，其提高采收率的主要作用机理为促使原油膨胀、降低粘度、降低油水界面张力、改善储层渗透率、萃取和汽化原油中轻质烃，使原油体积膨胀，补充地层能量形成内部溶解气驱等[15-19]。几种机理在注CO2开发油田过程中是同时存在的，但每种机理所起作用的大小各不相同，受油藏的岩性、流体性质及开发方式等因素决定，可能是一种或者几种机理占主导地位。
CO2混相驱是指在多孔介质中，一种流体驱替另外一种流体时，由于两种流体之间发生扩散、传质作用，从而使两种流体能互相溶解而不存在分界面，这样就完全消除了界面张力，毛细管准数变为无限大，同时多孔介质中的毛细管力降为零，从而减少了毛管力对石油的圈闭，理论上可使微观的驱油效率达到100%[20-22]。
CO2的混相压力比氮气和烟道气都要低，它在多孔介质介质中还具有使原油体积膨胀、粘度降低、界面张力降低等有效的驱油特性，在现场中是一种理想的驱油用剂。在国外注 CO2主要用于三次采油，开发水驱中、后期高含水油藏、非均质油藏以及不适合热采的重质油藏中得到了广泛应用[23-25]。
CO2非混相驱是通过注入气保持地层压力，而在注气驱替油藏流体过程中，气体和流体之间存在界面张力、互不溶解，是二次采油的一种方法。气体中，二氧化碳在原油中的溶解度大，与原油之间的界面张力小。因此，二氧化碳驱油效果较好[7]。适用于一些难于开发的特殊油藏(如低渗透油藏和双重介质油藏)，主要原因是这些特殊油气藏的注水效果差、渗透率低(一般在10×10-3μm2左右)，注气可保持油藏压力。CO2非混相驱的主要采油机理是降低原油的粘度，使原油体积膨胀、抽提和汽化原油中轻烃，减小界面张力[26]。
原油中轻质组分的含量对于注气驱混相压力的影响较大，注入轻烃段塞可以降低混相压力，提高驱油效率[27]。采用水平井注气被认为是增大CO2注入量和提高CO2波及面积最有潜力的方法之一[28]，但是其在特低渗透油藏注气开发中的应用还没有得到充分论证。
由于CO2驱的特殊性，只有充分了解油藏的地质结构、储层的物性特征、储层的纵向非均质性、油藏饱和度以及油藏流体性质等，针对性的进行实施CO2混相驱和非混相驱，才能有效地提高油藏的采收率。
三．渗透率对CO2驱的影响
二氧化碳注入油藏后，与储层岩石和流体发生化学反应，将改变孔隙度、渗透率、润湿性、流体的酸碱度，进而影响采收率。用岩心驱替实验装置模拟了二氧化碳与岩石和流体的相互作用并对实验结果进行了分析。结果表明，矿物溶解使孔隙度变大，沉淀堵塞孔隙，使孔隙度下降。两者皆改变渗透率，岩石由亲油转为亲水，流体pH值下降。另外，在压差作用下，孔隙喉道中微粒的运移也将使渗透率进一步下降[29]。
B.Bennion 和 S.Bachu 在 2006 年研究了硅酸盐岩和碳酸盐岩的物性参数比如孔隙度、毛管力、界面张力等对相对渗透率的影响，他们指出孔隙越大，油藏的渗透率会越大，油藏越深，油层的温度和压力也会越大，而温度的增加使得二氧化碳与地层水之间的界面张力变大。压力对二氧化碳-地层水系统的影响与温度相反，压力增加二氧化碳与地层水之间的界面张力变小。同时还指出了压力比温度对该系统更敏感。末端点的相对渗透率会随着界面张力的增加而减小[30-37]。
二氧化碳驱后引起的沥青质沉淀会导致岩心渗透率下降，渗透率变化的幅度不仅取决于岩心的原始渗透率或原油中沥青质含量，而且与岩心的有效孔隙体积大小、含油饱和度等因素相关[38]。
储层在含油饱和度较高时，渗透率变化较大。随着原油含油饱和度的增加，储层伤害更加明显。这是因为二氧化碳驱过程中，含油饱和度越高，则岩心中就会有更多的原油与二氧化碳反应，产生的沥青质沉淀越多，使储层伤害增大。
储层在孔隙度较低时，渗透率变化较大。随着孔隙度的增加，储层伤害减小。这是因为二氧化碳驱过程中，孔隙度越高，则岩心中孔隙越多，原油与二氧化碳产生的沥青质沉淀对岩心的堵塞作用越小，使储层伤害减小。
储层渗透率在原油原始沥青质含量较高时，下降幅度较大。随着原油中沥青质的初始含量的增加，储层伤害增大。这是因为二氧化碳驱过程中，原油中沥青质的初始含量越高，则产生的沥青质沉淀量越多，直接导致储层伤害增大。
储层渗透率在初始渗透率较低时，下降幅度较大。这是因为二氧化碳驱过程中，初始渗透率越高，二氧化碳越容易突破，二氧化碳与原油接触时间越短，产生的沥青质沉淀量越少；且初始渗透率越高，产生的沥青质沉淀对岩心的堵塞作用越小，使储层伤害减小[39]。
四．CO2注入方式优选
2008年全世界共有注气开发项目169项，其中注CO2项目124项，占73.4%[40]，注CO2驱油已成为提高油藏开发效果的一种有效方法，特别是对于注水难以建立起有效驱动体系的特低渗透油藏。众所周知，在注气开发油藏中，防止气窜是非常重要的，而注入方式的变化是防止气窜的有效方法之一。在注CO2驱油时，CO2注入储层的方式主要包括：连续注入、水气交替注入(WAG)、CO2吞吐、重力稳定驱替等。
其中水气交替注入方式综合了两种最常用的提高采收率方法(注水和注气)的优点[41-42]，是目前现场最主要的开发方式，并且采用交替注入小段塞CO2和水是提高油藏采收率的最佳措施。但是对于特低渗透油藏而言，由于油藏渗透率极低，实施水气交替注入会面临水、CO2均难以有效注入的问题[43-44]。
连续注气虽然能够获得较高的采收率，但是需要大量的CO2气源，并且由于不利的流度比可能导致油井过早气窜。
注CO2吞吐只能将近井地带原油采出，其采收率较低[45]。
重力稳定驱替对油藏倾角和注入速度的要求均较为严格，适用范围较小。
综上所述，因此提出采用周期注气(Soak Alternating with Gas,，SAG)的注入方式来控制特低渗透油藏的流度比，改善开发效果。周期注气是近年来提出的一种新的注气方式，它结合了目前常用的连续注气、水气交替注入和注CO2吞吐3种注入方法的特点，即首先注入一个周期的CO2，然后关井浸泡一段时间，在浸泡期间，CO2溶解到原油中，使原油体积增大，粘度降低，待浸泡期结束后再开井继续注入，也就是说在两个注入周期中间加入一个关井浸泡时间段。
周期注气综合连续注气、水气交替以及注气吞吐等方式的优点，通过在两个注气周期中间加入一个关井阶段，加强了注入气与原油的传质作用，充分利用了CO2的驱油机理[46]，并且控制了流度比。因此，对于特低渗透油藏而言，周期注气是较合适的注入方式。
周期注气与连续注气相比较降低了高渗透层的突进速度，使得油层有效动用体积增大，宏观上扩大了波及系数，改善了层间矛盾。当注入量大于一定量以后周期注气的波及系数明显大于连续注气的情况，这从另一个方面也说明周期注气能够改善流度比。因此周期注气比连续注气更能改善油藏的开发效果。除此之外在浸泡期间，由于CO2的扩散和溶解作用，会使得CO2进入连续驱替后剩下的旁通油等死油区部位，将这些连续驱替难以动用的剩余油采出[47]。连续注气油气粘度比较大，在注气驱油时大多会产生较为严重的粘性指进现象，而在周期注气的浸泡期间，粘性指进现象会逐渐消失，从而不会对注气驱油效果产生严重影响。如果CO2的注入速度太小，以致于粘性指进不发生或者影响较小时，周期注气与连续注气的效果会相差较小[48-51]。
五. 结束语
通过对低渗透油田注水开发后的储层物性变化的研究，掌握储层注水开发后的变化规律，可以为油藏下一步的开发提供参考指导。利用CO2驱提高低渗透油田的采收率是目前国内外对低渗透油田开发的主要方式及发展方向，因此进行CO2驱油影响因素的研究具有重要意义。

参 考 文 献
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