李中超，聂法健，杜利，郭立强

（中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南　郑州　450000）

特高含水期油藏CO2/水交替驱实验研究
——以濮城沙一下油藏为例

李中超，聂法健，杜利，郭立强

（中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南郑州450000）

CO2/水交替驱是高含水油藏提高采收率的有效手段，但驱替机理与连续CO2驱相比要复杂得多。文中应用微观可视化、核磁共振等多种室内实验手段，以濮城沙一下油藏为例，研究了高含水油藏CO2驱微观剩余油驱替特征、油水两相多孔介质中CO2溶解扩散规律、CO2多次接触混相及最小混相压力动态变化特征。研究表明：交替驱过程中CO2、水、油在细小孔隙中形成三相贾敏效应，提高了波及体积；注入的CO2大多溶于油中，溶于水中的CO2扩散更快，也能起到驱油作用；CO2与原油是多次接触混相的，长期注水冲刷后原油组分发生变化，尤其是中间烃（C2—C6）质量浓度减少，CO2驱最小混相压力随之变化。研究成果有效指导了濮城沙一下特高含水油藏CO2/水交替驱先导试验，对其他高含水油藏通过CO2驱提高采收率亦有指导意义。

特高含水期；CO2/水交替驱；最小混相压力；溶解扩散

近年来，国内外各类油藏通过CO2驱取得良好效果，但多集中在低渗透、注水开发效果差的油藏，针对水驱开发效果较好的特高含水油藏CO2/水交替驱的机理研究较少。高含水油藏CO2/水交替驱过程中油、气、水三相共存，剩余油赋存、CO2溶解扩散、多次接触混相等方面的特殊性，是该类油藏提高采收率的重要机理。

濮城沙一下特高含水期油藏高温高盐，难以应用化学驱替方式提高采收率。本文设计了高温高压下CO2/水交替驱微观可视化、油水两相多孔介质溶解扩散、最小混相压力动态变化实验，深化了微观、溶解、扩散、多次接触混相等方面研究，用以完善特高含水期油藏CO2/水交替驱机理认识。

1　油藏概况

濮城沙一下油藏位于濮城长轴背斜构造的东北翼，为岩性-构造油藏，油层埋深2 280～2 437 m，含油面积14.5 km2，孔隙度28.1%，渗透率690×10-3μm2，油藏温度82.5℃，地层水矿化度24×104mg/L，氯离子质量浓度16×104mg/L。该油藏于1980年4月投入开发，同年5月开始注水，一直保持较高的采油速度，连续10 a采油速度在2%以上，最高达到7.86%。1998年采出程度达到50.04%，含水率98.4%，由于该油藏属高温高盐油藏，没有合适的三次采油技术，进入注水开发废弃阶段。

2　微观剩余油模拟实验

2.1光刻模型可视化模拟实验

微观透明仿真模型具有仿真性和可视性，可根据油藏天然岩心的孔隙结构，实现几何形态和驱替过程的仿真，并可直接观察驱油过程。依据该区岩心的铸体薄片，利用Coreldraw绘图软件，制作激光雕刻机可识别的数据，加工制作不同孔喉特征的微观可视化模型。仿真模型模拟压力最高达11 MPa，温度最高60℃。

实验结果显示，气水交替驱时，CO2以微气泡形式存在于孔喉内，形成贾敏效应［1-3］，具有封堵作用。与第2段塞气驱结束后剩余油分布图对比分析，部分油膜、盲端剩余油被驱替，残余油饱和度进一步降低（见图1）。

图1　光刻模型气水交替驱微观剩余油变化

2.2岩心薄片驱替可视化实验

该实验装置由显微观察系统、注入系统和图像采集系统3部分组成。实验所用砂岩模型为保持原岩心的各类性质和孔隙结构的真实砂岩微观模型。模型尺寸为2 cm×3 cm，平均渗透率288.4×10-3μm2，平均孔隙度27.2%，模型平均厚度0.62 mm。

实验结果显示（见图2）：CO2驱替残余油时，先进入大孔隙进行突破，之后再波及小孔隙，带出小孔隙及角隅中的残余油；在压力较小时，驱替稳定，不再波及小孔隙，加大压力时，能驱出更小孔隙中的残余油。

通常，最小混相压力是CO2驱油效率的拐点［4-5］。但由于储层孔隙结构的非均质性，油藏压力高于最小混相压力后，有利于CO2进入更小孔隙，进一步提高原油采收率。如图3所示，不同压力下的长岩心驱替实验结果验证了这一认识，与细管实验相比，长岩心实验中CO2在不同压力下的驱替效率拐点均大幅延后。

图2　岩心薄片模型CO2驱替实验

图3　不同压力环境下长岩心CO2驱油效率

2.3核磁共振微观剩余油量化实验

核磁共振技术是通过磁场极化和射频场激发，氢核产生弛豫，利用弛豫时间对其对象进行描述。该技术可以计算出不同大小孔隙中的流体所占的份额，即所谓的弛豫时间谱［6］。

岩石中流体的弛豫时间（T2）可表示为

式中：D为扩散系数，m2/s；G为内磁场梯度，T；τ为回波间隔，10-3s；γ为旋磁比，MHZ/T；S/V为孔隙比表面，m2/m3；T2为横向表面弛豫时间，ms。

弛豫时间与扩散系数、内磁场梯度、回波间隔、旋磁比、孔隙比表面有关。信号强度反映油相信号。

由核磁共振实验（见图4）可知：水驱主要驱替大孔道剩余油；小孔隙中的剩余油通过水驱难以驱动；CO2/水交替驱驱替了水驱不可动油，不仅可驱替大孔道剩余油，也可驱替小孔道剩余油。

3　CO2溶解扩散实验

3.1溶解模拟实验

在特高含水油藏储层孔隙中，含水饱和度会接近甚至超过含油饱和度，以濮城沙一为例，含水饱和度在水驱末期达到60%左右。因此，特高含水油藏中注入的CO2在油水两相中的溶解比例对提高采收率的效果影响巨大［7］。

模拟濮城沙一下油藏情况，在不同油水比条件下，注入不同体积CO2，同时进行搅拌，使得CO2与油水同时且充分接触后再通过闪蒸实验，获得CO2在油水中的溶解分配规律（见图5）。

实验结果显示：随着压力增大，CO2在油水中的溶解量近线性增大；濮城沙一下条件下，CO2在油水中溶解气量比为6.5∶1；随含水饱和度升高，CO2在油水中的溶解气量比逐步降低（见图6）。

图4　不同驱替状态下核磁共振实验结果

图5　CO2在油水中的溶解气量比

图6　不同含水饱和度下CO2在油水中的溶解气量比

3.2扩散模拟实验

CO2在油水两相中存在扩散现象，是除达西渗流外，影响CO2在油藏中分布的重要因素［8］。目前，国内外均通过测量高温高压下CO2与容器中的原油或水接触后的压力降落曲线，计算CO2在油水中的扩散系数，然而在油藏中的油和水并非存在于规则的容器中，而是两相并存于多孔介质中，该测量方法必然存在误差［8］。

本文修改扩散系数测量实验设计，将PVT釜内的连续液体替换为充满油、水的多孔介质，测量得到CO2在多孔介质中的扩散系数比在规则容器中的扩散系数均下降了70.1%。

通过实验得到以下认识：1）受孔隙结构影响，CO2在多孔介质油水两相中的扩散系数比在规则容器中的扩散系数小得多；2）CO2在水中的扩散速度比在油中的快，溶于水中的CO2会以更高的速度向低浓度区域运移；3）应用文中方法测定的扩散系数，可作为基础参数，大幅提高油藏数值模拟模型的准确性。

3.3微观接触数学模型

如图7所示，高含水期的剩余油是离散的，被水相所屏蔽，注入的CO2与原油通常无法直接接触。然而，一方面，CO2可溶解在水中，并在水中高速扩散，接触到离散的原油；另一方面，穿过水膜的CO2溶于原油后，会大幅膨胀原油体积，反过来挤压水膜：在两种情况共同作用下，最终CO2将与原油直接接触［9］。

图7　高含水“屏蔽”原油机理分析模型

在上述溶解扩散研究的基础上，根据费克定律及CO2在原油中的溶解膨胀性质和质量守恒方程，建立CO2与原油微观接触的数学模型，描述高含水条件下油、水及CO2间的非达西运动特征，可求解得到单位面积上水膜与剩余油厚度随时间变化关系［10］。

根据费克第一定律，CO2在原油中的扩散通量为

式中：Dw为扩散系数，m2/s；Φ为浓度变化量，mol/m3；x为扩散通过的距离，m；co（t）为CO2在油中的浓度，mol/m3；cg（t）为驱替介质中CO2的浓度，mol/m3；Lw（t）为水层的厚度，m。

原油中溶解气的体积为

式中：Mg为CO2摩尔质量，kg/mol；ρg为CO2密度，kg/ m3；Vo（t）为原油体积，m3。

根据质量守恒，溶解气体积的改变速率为

式中：Fw（t）为单位时间内穿过水膜的CO2的量，mol/s；Aw为垂直于扩散方向的截面积，m2；Sw为水的饱和度。

将式（2）代入式（5）中，再将式（5）代入式（4）得到：

假设在相同驱替压力下，气体通道尺寸不变，则单位面积上油水的总厚度不变，油体积的膨胀会导致水膜变薄，即

将式（6）代入式（7），整理得到：

式（8）描述了水膜厚度随时间的改变量。当水膜厚度小于0时，原油便可突破水膜与气体直接接触。

由式（4）可得到：

将式（2）代入式（5），再将式（5）、式（10）代入式（9），可得到：

式（8）、式（7）和式（11）共同构成了常微分方程，令

求解常微分方程（12），即得到单位面积上水膜与剩余油厚度随时间变化关系。

随着水膜渗透到油相中CO2的不断增加，油相体积膨胀，水膜厚度不断减小，在水膜渐薄的情况下，CO2穿透水膜的速度明显加快，最终水膜厚度变为0，油相直接与CO2接触。如图8所示，随着水膜加厚，突破时间越来越长，突破时间的增长速率也越来越大，即使水膜厚度达到900 μm，突破时间也不超过30 h，与油藏的开发时间相比非常短暂，这就进一步证明了水膜不会影响到CO2与油的接触。

4　CO2多次接触混相实验

本文应用悬滴法实验，模拟地下环境中CO2与原油接触和混相的过程（见图9）。从图9可以看出，随着体系压力的增大，CO2与原油间的界面逐渐变得不稳定。当体系压力大于17 MPa时，CO2与原油间的相互抽提作用变得明显；当体系压力超过21 MPa时，两者间的界面变得模糊。

图8　CO2突破时间与水膜厚度的关系

图9　不同压力环境下CO2与原油界面的变化情况

为了研究该过程对界面张力的影响，测试了不同压力（12，21 MPa）下的CO2与原油间界面张力随时间的变化曲线。测试结果表明：接触初期，界面张力较大；随着接触时间的延长，界面张力逐步降低，最终达到动态平衡；12 MPa下的平衡界面张力为初始界面张力的90%以内，21 MPa下的平衡界面张力为初始界面张力的80%以内。实际油藏CO2驱替过程中，CO2与原油接触后，经过多次的抽提和溶解作用，最终达到混相，这一过程导致了CO2与原油间的界面张力必然是动态变化的［11］。CO2驱过程中，适当焖井有助于CO2与原油充分混相，抑制气窜，提高驱油效率［12］。

5　原油组分对最小混相压力的影响

最小混相压力大小是提高采收率幅度的关键因素之一［13］。国内外最小混相压力计算和测量都是基于油藏原始油，而现场监测表明，油藏经过长期水驱后，地层剩余油性质发生变化，具体表现为中间烃（C2—C6）组分减少，原油密度上升，饱和压力提高。

本文在研究水驱油藏剩余油组分变化规律的基础上，应用长细管室内实验，分析了濮城沙一下油藏不同开发阶段最小混相压力变化特征，明确了原油组分对最小混相压力的影响［14-15］。

选择3种具有代表性的油样开展最小混相压力研究。1，2，3号油样分别为原始地层油、水驱剩余油、水驱采出油。样品组成如表1所示，研究过程中，3种油样的原油组成与性质均发生了变化。如表2所示，水驱后剩余油甲烷及重烃组分（C7+）质量分数上升，中间烃质量分数下降，导致脱气原油密度、饱和压力上升。

表1　驱替原油样品成分质量分数%

表2　驱替原油样品特征

应用细管实验方法测量不同原油样品中CO2的最小混相压力。实验结果显示：1）CO2最小混相压力由水驱前的18.4 MPa变为水驱后的18.9 MPa，变化幅度较小。2）最小混相压力大小受原油组成影响大，随中间烃（C2—C6）质量分数上升，最小混相压力下降。3）3种油样最终的采出程度分别为96.89%，97.43%，91.28%，原始油样和水驱采出油2种油样的采出程度接近，特高含水采出油样采出程度较低（见图10）。

图10　不同油样的采出程度与驱替压力关系

6　现场应用效果

濮城沙一下特高含水油藏CO2/水交替驱已实施10个井组，先期实施井组采出程度由53.9%提高到62.0%。注气井组油井多方向见效，注入的CO2实现了混相驱，产出原油中间烃组分质量分数上升，表明CO2已经波及到了水没有波及到的孔隙，从而提高了波及体积。

7　结论

1）气水交替驱时，CO2以微气泡形式存在于孔喉内，形成贾敏效应，具有封堵作用，扩大波及体积。

2）CO2在油水中的溶解分配系数与饱和度、注入量无关，只与油藏环境及油水性质有关；CO2在多孔介质中的扩散系数受孔隙结构影响；CO2在高含水环境下可以穿透水膜接触到零散剩余油。

3）CO2与原油是多次混相的，适当焖井可增加接触混相时间，有助于提高混相效果。

4）水驱后，原油组成及性质发生变化，最小混相压力上升，CO2驱采收率下降。

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（编辑石爱萍）

Experiment of carbon dioxide and water alternating flooding in high temperature，high salt and high water cut reservoir：Taking Es1reservoir of Pucheng Oilfield as an example

Li Zhongchao，Nie Fajian，Du Li，Guo Liqiang
（Research Institute of Exploration and Development，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Zhengzhou 450000，China）

Carbon dioxide and water alternating flooding is an effective means of EOR for high water cut reservoirs，and the displacement mechanism will be more complex than continuous carbon dioxide flooding.In this paper，taking Es1of Pucheng Oilfield as an example，using microscopic visualization and nuclear magnetic resonance，the microscopic remaining oil displacement characteristics in high water cut reservoir after carbon dioxide and water alternating flooding，the law of carbon dioxide dissolution and diffusion in oil-water two-phase porous medium，and dynamic change characteristics of carbon dioxide multi-contact misciblity and the minimum miscible pressure are studied.Researches show that during the process of alternating flooding，carbon dioxide，water and oil flow in the tiny pores form three-phase Jiamin effect，which improve the swept volume；carbon dioxide dissolves in oil more easily than in water，and diffuses fast in water，which can also play the role of oil displacement；the process is a multi-contact of carbon dioxide and crude oil，after long-term water erosion，the composition of crude oil changes，especially the middle hydrocarbons（C2-C6）

extra high water-cut stage；carbon dioxide and water alternating flooding；minimum miscible pressure；dissolution and diffusion

TE357.1

A

10.6056/dkyqt201505018

2015-04-03；改回日期：2015-07-06。

李中超，男，1971年生，教授级高工，博士，2012年博士毕业于成都理工大学，现为中原油田勘探开发研究院总地质师，主要从事油田开发地质研究工作。E-mail：lzc369@vip.sina.com。

引用格式：李中超，聂法健，杜利，等.特高含水期油藏CO2/水交替驱实验研究：以濮城沙一下油藏为例［J］.断块油气田，2015，22（5）：627-632.

Li Zhongchao，Nie Fajian，Du Li，et al.Experiment of carbon dioxide and water alternating flooding in high temperature，high salt and high water cut reservoir：Taking Es1reservoir of Pucheng Oilfield as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（5）：627-632.

content decrease，so the minimum miscibility pressure of carbon dioxide and oil changes.The research results effectively guided carbon dioxide and water alternating flooding in Es1high water cut reservoir of Pucheng Oilfield，also have the guiding significance to other high water cutreservoirs.