石立华，王维波，王成俊，陈龙龙

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249； 2.陕西省特低渗透油气勘探开发工程技术研究中心，陕西 西安 710065； 3.陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 西安 710065；4.西安石油大学，陕西 西安 710065)

0 引 言

CO2驱在低渗透油藏应用过程中，极易沿高渗透带窜流，导致注入CO2过早突破，大大降低了驱油效果，因此，解决气窜问题是CO2驱油技术在矿场能否取得成功的关键[1-6]。目前中国气体驱替实验主要采用岩心(小岩心、长岩心)和填砂管进行驱替过程物理模拟，通过模拟一维空间的渗流过程，可以得到相渗曲线、毛管力曲线、驱油效率等参数[7]。通过大量一维物理模型实验，对CO2驱注入方式(连续注气、水气交替、周期注气等)进行了优选[8-10]，并对低渗裂缝性油藏CO2窜逸控制技术进行研究，主要取得了以下4个方面的认识：①合理的注入方式和注入压力可以有效减缓CO2气窜[11-12]；②研发适合低渗透裂缝性岩心的改性淀粉凝胶体系[13]和乙二胺体系[14]，能够有效抑制CO2在裂缝中的窜逸；③低渗透油藏裂缝发育，极大降低气驱效果，当裂缝渗透率与储层基质级差大于100时，气窜严重，低渗储层很难被波及到，采收率很低[11]；④气驱存在严重的重力分异、黏性指进的现象，渗流特征复杂；⑤筛选了改性淀粉凝胶和乙二胺分别作为裂缝、基质中高渗通道的封堵剂，改性淀粉凝胶强度高，乙二胺扩散性强，形成“改性淀粉凝胶+乙二胺”两级封窜驱油技术[15]，有效扩大了CO2驱的波及体积，提高了采出程度。

但由于常规一维岩心驱替是模拟一注一采情况下注入流体的驱替情况，未考虑注入井与不同采出井间流体的径向渗流特征；同时一维岩心驱替模型未考虑裂缝在平面的分布和走向，无法反映CO2在真实油藏中的驱替特征。因此，为了更好地反映和评价CO2在真实油藏中的驱替特征，还原真实油藏条件下CO2注采特征，在一维驱替模型基础上，对CO2驱替装置进行了改进，充分考虑低渗透油藏的非均质性和注入流体渗流动态，建立了考虑平面径向渗流特征条件下的CO2驱物理模型，开展了一注四采五点法井网下单一裂缝和复杂裂缝CO2复合驱油室内实验，研究了低渗透裂缝性油藏水驱后CO2驱不同注入方式的驱油效果，更好地为现场实施CO2驱提供理论和实验依据。

1 实验部分

1.1 实验设备及材料

径向流岩心驱替装置主要包括注入系统、恒温系统、测量系统(图1)。注入系统包括高压恒速恒压泵、计量泵、真空泵、中间容器(1 000 mL)、六通阀、回压阀、径向流岩心夹持器(Φ40 cm，0～35 MPa压力)、环压密封系统等。恒温系统包括恒温箱、油水分离装置、量筒。测量系统包括温度测量系统、压力传感器及配套计算机设备等。

图1 实验驱替流程图Fig.1 The flow chart of experimental displacement

将直径为40 cm、长度为5 cm、渗透率为1～10 mD、孔隙度为11.2%的天然饼状岩心，饱和水、饱和油后按照巴西劈裂法[16]压裂造缝，利用围压控制裂缝开度，其中，岩心饱和油量为岩心油驱水时驱出的水量。

实验用改性淀粉凝胶体系[13]为4.00%改性淀粉+4.00%丙烯酰胺单体+0.05%交联剂+0.18%成胶控制剂，体系初始黏度为60 mPa·s，最终成胶时间为8～20 h，属刚性冻胶，45 ℃下将其置于高压CO2环境下，体系性能稳定，适合封堵低渗岩心裂缝。乙二胺体系[14]为小分子有机胺，微黄色油水状液体，强碱性，能随水蒸气挥发，初始黏度低，易于扩散，进入油藏后与CO2反应生成胺基甲酸盐附着在基质中的相对高渗层，封堵气窜通道，控制CO2驱流度[17-19]。

实验用油样、水样均取自延长油田靖边乔家洼油区，原油地下黏度为4.87 mPa·s；地层水总矿化度为7.13×104mg/L，钙镁离子含量为0.985×104mg/L，pH值为5.5，为CaCl2型；CO2气体纯度大于99.95%。

1.2 实验步骤

CO2气体、水气交替的注入速度均为1.0 mL/min，水气段塞比为1∶1，段塞尺寸均为0.1倍孔隙体积；改性淀粉凝胶、乙二胺溶液的注入速度均为0.20 mL/min，注入量为0.1倍孔隙体积；入口压力为10.0 MPa，出口压力为7.0 MPa，围压为8.5 MPa。

1.2.1 单一裂缝径向流

实验步骤主要包括：①水驱至出口含水达到98%以上，停止水驱；②注入改性淀粉凝胶，候凝20 h后，注入CO2进行第1次气驱至不出油；③注入乙二胺溶液反应24h后，进行第2次气驱至不出油；④再次注入乙二胺溶液反应24 h后，进行第3次气驱至不出油；⑤第3次注入乙二胺溶液反应24 h，进行第4次气驱至不出油。

1.2.2 复杂裂缝径向流

实验步骤主要包括：①水驱至出口含水达到98%以上，停止水驱；②注入改性淀粉凝胶，候凝20 h后，再次进行水驱，出口含水达到98%以上；③注入CO2气体连续气驱至不出油；④注入改性淀粉凝胶，候凝20 h后，进行第2次气驱至不出油；⑤注入乙二胺溶液反应24 h后，进行水气交替；⑥再次注入乙二胺溶液反应24 h后，进行第3次气驱至不出油。

2 实验结果与讨论

2.1 单一裂缝径向流模型

实验以径向流物理模型为基础，建立了单一裂缝模型(图2)。在单一裂缝模型上依次实施CO2连续气驱、改性淀粉凝胶注入、乙二胺注入等不同方式的注入工艺，模拟研究一注四采五点法井网下不同注入工艺对CO2驱油效果的影响规律。

图2 单一裂缝径向流物理模型Fig.2 The physical model of radial flow in single fracture

测定岩心基质渗透率后，压裂设备加压造缝。裂缝的缝宽、长度和走向决定了CO2驱等不同注入方式驱替效果，岩心中心为0号注入井，沿1号和3号采出井流动方向压开(压力为30 MPa)，形成一条裂缝通道(见图2中红线所示)，裂缝缝宽为5 mm左右，裂缝半长为15～20 cm。物理模型1、2、3、4号采出井的基质渗透率分别为1.23、5.62、6.39、8.74 mD，0号注入井—1号采出井的裂缝缝宽为4.52 mm，缝长为18.4 cm；0号注入井—3号采出井的裂缝缝宽为4.50 mm，缝长为18.2 cm。岩心渗透率采用反五点井网相对渗透率的简易计算方法，通过驱替数据计算岩心各方向上的水测渗透率[20-22]。

表1为不同注入工艺下单一裂缝模型水驱和CO2驱的实验结果。由表1可知：单一水驱的采出程度仅为14.4%；在注入改性淀粉凝胶后，1、3号采出井方向的裂缝通道被有效封堵，注入CO2气体转向2、4号方向进行驱替，第1次CO2气驱结束后采出程度提高了20.8个百分点；由于4号采出井方向渗透率较大，第1次气驱结束后基质中CO2饱和度较高，注入的乙二胺溶液在4号采出井方向充分反应，生成的胺盐有效改善了注气波及状况，迫使注入CO2气体转入1、2、3号采出井方向，第2次气驱可提高采收率21.2个百分点；第2次注入乙二胺溶液后，采出程度提高16.2个百分点；第3次注入乙二胺溶液后，采出程度继续提高7.5个百分点。从驱替结果明显看出，乙二胺具有优先封堵基质中相对高渗区域的特点，后续注入的乙二胺不断地调整CO2的注入波及状况，抑制CO2黏性指进，改善了储层的非均质性。

表1 单一裂缝模型水驱和CO2驱采出程度Table 1 The recovery percent with water flooding and CO2 flooding of single fracture model

2.2 复杂裂缝径向流模型验证

以径向流低渗透物理模型为基础，建立了复杂裂缝模型(裂缝走向见图3红线所示)。缝宽为3～5 mm，缝长为20～33 cm，不同于单一裂缝模型，该模型裂缝走向及分布极不规则，更加贴近油藏实际情况，在复杂裂缝模型上分别实施CO2连续气驱、改性淀粉胶注入、乙二胺注入、水气交替驱等不同的注入方式，分析不同注入方式对CO2驱油效果的影响，该径向流物理模型1、2、3、4号采出井的基质渗透率分别为1.02、3.17、2.53、1.10 mD，1号裂缝缝宽为3.8 mm，缝长为10.0 cm；2号裂缝缝宽为3.7 mm，缝长为10.0 cm；3号裂缝缝宽为3.5 mm，缝长为4.8 cm；4号裂缝缝宽为4.0 mm，缝长为5.1 cm；5号裂缝缝宽为3.4 mm，缝长为2.3 cm；6号裂缝缝宽为4.1 mm，缝长为8.7 cm；7号裂缝缝宽为3.4 mm，缝长为8.9 cm。表2为不同注入工艺下复杂裂缝模型水驱、CO2驱和水气交替驱的实验结果。由表2可知：第1次单一水驱的采出程度仅为9.83%，但加入改性淀粉凝胶控制水窜后水驱采出程度可提高7.80个百分点；由于裂缝影响，水驱后CO2气驱的窜逸现象严重，采出程度仅为0.41个百分点；改性淀粉凝胶注入后能够有效地控制裂缝中的气窜，第2次CO2气驱可提高采出程度4.64个百分点；将乙二胺溶液注入后采用水气交替驱，采出程度增幅明显，可提高采出程度13.40个百分点，乙二胺能够改善模型的非均质性，同时水气交替驱可起到良好的流度控制作用；第2次注入乙二胺溶液后进行第3次CO2驱，可进一步减小裂缝的影响，改善注气波及状况，此阶段可提高采收率2.64个百分点。

图3 复杂裂缝径向流物理模型Fig.3 The physical model of radial flow in complex fractures

表2 复杂裂缝模型CO2驱采出程度Table 2 The recovery percent with CO2 flooding of complex fracture model

复杂裂缝模型中裂缝的分布及走向不规则，通过水气交替驱的流度控制，以及加入改性淀粉凝胶和乙二胺溶液可改善注气波及状况，有效控制气体窜逸，最终采出程度由单一水驱的9.83%提高至38.72%(图4)。由图4可知，从水驱到3次气驱，采出程度整体呈下降趋势，但水气交替采出程度提高幅度远高于其他注入方式。由于气窜通道一旦形成，基质中的剩余油将很难动用，矿场实施时，建议1次气驱气窜后凝胶封堵，后期直接采用水气交替注入方式，可取得较好的驱油效果。

图4 复杂裂缝模型不同阶段采出程度效果对比Fig.4 The comparison of recovery percents in different stages of complex fracture model

3 结 论

(1) 低渗裂缝性油藏水驱后转CO2驱之前，控制窜流、减少无效循环很有必要，建议首先封堵裂缝，其次封堵基质中的相对高渗层。

(2) “改性淀粉凝胶+乙二胺”注入工艺可有效改善单一裂缝模型CO2驱过程中的注气剖面，扩大CO2波及体积，改善CO2驱油效果。“改性淀粉凝胶+乙二胺+水气交替”注入工艺可以有效改善复杂裂缝模型CO2驱过程中的注气剖面，气体流度控制作用明显。

(3) 经过多个周期封堵，CO2非混相驱能达到较高采收率，理论上多轮次封堵存在极限采收率，但现场实施应考虑经济因素，单轮次采出程度呈下降趋势时停止封堵措施。