赵明国，蔡 亮，陈 栖

（1. 东北石油大学 提高采收率教育部重点实验室， 黑龙江 大庆163318； 2. 中国石油四川销售分公司， 四川 成都 610000）

F区块CO2驱注入速度对驱油效果的影响

赵明国1，蔡 亮1，陈 栖2

（1. 东北石油大学 提高采收率教育部重点实验室， 黑龙江 大庆163318； 2. 中国石油四川销售分公司， 四川 成都 610000）

为解决低渗透油藏吸水能力差，注水开发比较困难等问题，在模拟F低渗透油藏条件下，通过CO2驱替室内实验，以不同注入速度下CO2驱替的采收率、生产气油比和注入压力为评价指标，探索了CO2注入速度对驱油效果的影响。结果表明,CO2驱替对于开采该油藏具有非常好的效果，但其效果与注入速度有关。注气量达到0.6～1.21 PV后，CO2开始突破。随着CO2注入速度增大，CO2突破时机延后，最终采收率增加。当注入速度达到2.28 cm3/min后，注入压力接近CO2/油最小混相压力，驱替方式转变为CO2混相驱，此时最终采收率明显高于其它注入速度下的最终采收率。根据实验结论，建议本区块CO2驱注入速度为2.28～ 2.56 cm3/min。

低渗透油藏；CO2驱替；注入速度；室内实验

随着我国优质油气资源储量和产量逐年减少，低渗透油藏已然成为了我国油气增储上产的主要资源[1,2]。由于低渗透油层存在渗流阻力大、吸水能力差和注水井附近地层压力上升快等问题，因此低渗透油藏油藏注水开发比较困难，水驱采收率较低[3-6]。目前，对于该类油田国内外普遍采用注烟道气、N2和CO2等气体进行开发，并取得了很好的开发效果[7-10]。

在现场实施前，为了进一步认识注CO2在F低渗透油藏开发中的实际应用效果，本文以室内物理模拟实验为基础，在改变CO2的注入速度的条件下，通过分析其对CO2驱替效果的影响，优化了注入速度，并确定了CO2驱油在该低渗透油藏开发中的可行性。

1 实验条件

油：F区块脱气原油与油层采出气配制的模拟油 ，在地层温度85.9 ℃，地层压力21 MPa条件下，模拟油参数见表1。

表1 地层模拟油高压物性参数Table 1 Formation oil PVT simulation parameters

水：模拟水。矿化度4 845.68 mg/L。

岩心：天然岩心。将4块渗透率相近的岩心连接为长岩心模型。岩心模型长28.13 cm，直径2.52 cm，渗透率1.63×10-3μm2，孔隙度13.19%。

2 实验设备及流程

实验设备包括：双缸恒速恒压泵、活塞容器、压力传感器、手动泵、岩心夹持器、回压调节器、恒温箱、油气分离器、气体质量流量计及气体增压泵等。

3 实验方案及过程

为与F区块注采参数保持一致，实验总共设计了0.228、0.57、1.14、1.71、2.28和2.56 cm3/min等六种注入速度的CO2驱油实验方案。岩心出口端回压控制在21 MPa。

首先将抽提、烘干的岩心饱和地层水；在控制出口端回压21 MPa下，将岩心饱和模拟油，计算束缚水饱和度；将CO2按一定流量注入岩心中进行CO2驱油实验，直至岩心出口端没有油流出为止。在此过程中计量驱出油、气体体积及累计注入CO2体积。

4 CO2驱油实验效果分析

4.1 采收率

由图1可见，随着CO2注入量增加，CO2驱累积采收率增加。当注气量达到2.8 PV后，CO2驱累积采收率增加幅度非常小。在相同注气量条件下，随着CO2注入速度的增加，采收率增加。当注入速度为0.228、0.57、1.14、1.71、2.28和2.56 cm3/min时，最终采收率分别为63.49%、65.83%、73.97%、74.34%、79.02%和81.26%。可见，注气速度越大，最终采收率越高。这是由于注入速度增大时，注入压力随之增大，进而引起地层油中CO2溶解量增加，地层原油粘度、油气界面张力大幅度降低以及地层原油体积膨胀[5]。同时这为CO2和原油混相提供了更有利的条件，进一步降低了CO2在原油中的指进程度，且压力越大驱替方式越接近混相驱，最终采收率也越高[6]。

4.2 生产气油比

由图2可见，注入CO2后，生产气油比基本稳定在原始溶解油气比，当注气量达到0.6～1.21 PV后，CO2开始突破，气油比明显增加。当注入速度为0.228、0.57、1.14、1.71、2.28、2.56 cm3/min时，CO2突破时的注气量分别为0.647、0.234、0.770 3、0.804 3、0.862 7和1.208 2 PV。CO2突破时累积采收率分别为17.48%、18.02%、21.32%、23.49%、35.16%和46.15%（见图1）。由此可见，CO2注入速度越大，CO2突破越晚，突破时CO2注入量和累积采收率越大。

图1 CO2采收率曲线Fig.1 CO2flooding recovery curve

图2 CO2驱生产气油比曲线Fig.2 CO2flooding GOR curve

4.3 注入压力

由图3可见，随着CO2注入量增加，CO2注入压力增加，当CO2突破后，CO2注入压力明显降低。当注入量一定时，随着注入速度增加，CO2注入压力增大。从注入压力结果分析可以看出，注入速度为2.28和2.56 cm3/min时，最高注入压力分别为28.5和31.4 MPa，CO2突破前平均压力分别为27.16 MPa和29.76 MPa，接近最小混相压力（该区块最小混相压力为29 MPa[7]），从而实现CO2混相驱。

图3 CO2驱压力变化曲线Fig.3 CO2flooding pressure curve

从图1和2可以看出在这两个注入速度下，累积采收率相差非常小，而且远高于其它注入速度的累积采收率；CO2突破时机较其它注入速度晚，CO2突破后气油比上升速度明显加快，实验现象符合混相驱特征[8]。

通过对比不同注入速度CO2驱效果可以发现，CO2注入速度越高，驱油效果越好。从本实验看，注入速度为2.28～ 2.56 cm3/min时达到混相驱。混相驱后，继续提高注入速度，采收率增幅变化非常小，且压力容易超过该区块破裂压力（34 MPa）,造成地层破裂，形成CO2气窜。因此，本区块进行CO2驱时，建议注入速度选择2.28～ 2.56 cm3/min。

5 结 论

（1）随着CO2注入量增加，CO2驱累积采收率增加。当注气量达到2.8 PV后，CO2驱累积采收率增加幅度非常小。相同CO2注入量下，注气速度越大，最终采收率越高。

（2）注气量达到0.6～1.21 PV后，CO2开始突破。CO2注入速度越大，CO2突破越晚，突破时CO2注入量和采收率越多。

（3）随着注入速度的增加，CO2注入压力增加。注入速度达到2.28 cm3/min后，注入压力接近最小混相压力，可实现CO2混相驱。建议本区块进行CO2驱注入速度为2.28～2.56 cm3/min。

［1］ 李星涛，郭肖王，万彬.渗透油藏注CO2提高采收率技术探讨[J].重庆科技学院学报,2010，12(1)：7-29.

［2］ 李兆敏，张超，李松岩，等．非均质油藏泡沫与交替驱提高采收率研究[J]．石油化工高等学校学报,2011,24（6）:1-5.

［3］ 沈平平，江怀友，陈永武.CO2注入技术提高采收率研究[J].特种油气藏, 2007, 14(3):1-4+11.

［4］ 张德平. CO2驱采油技术研究与应用现状[J].科技导报,2011，29（13）:75-79.

［5］ 张龙力，王善堂，杨国华，等．稠油二氧化碳降粘的化学机制研究[J].石油化工高等学校学报,2011,24（2）:1-5.

［6］ 郭平,李苗.低渗透砂岩油藏注 CO2混相条件研究[J].石油与天然气地质,2007,28(5): 687-692.

［7］ 赵明国,陈顶峰.低渗透油藏提高原油采收率的实验研究[J] .石油实验地质，2007，29(3):311-314.

［8］ 武毅,司勇. 欢26块地层油与 CO2最小混相压力研究[J]. 科学技术与工程,2011，11（26）:6440-6442

Effect of CO2Injection Rate on Oil Displacement Efficiency of Low Permeability Reservoir in F Block

ZHAO Ming-guo1，CAI Liang1，CHEN Xi2
（1. Enhanced Oil and Gas Recovery Key Laboratory of Ministry of Education, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China; 2. PetroChina Sichuan Sales Branch, Sichuan Chengdu 610000, China）

In order to solve the problem that water absorbing capacity of reservoir with low permeability is worse, water-flooding is tough, under simulated condition of F reservoir with low permeability, by means of indoor experiment of CO2flooding, regarding recovery efficiency, produced oil-gas ratio and injection pressure at different injection rate as evaluation index, the influence of CO2injection rate on oil displacement efficiency has been investigated. The results show that，CO2flooding has good effect on this reservoir，and its effect is relative to injection rate. When the injection volume reaches 0.6～1.21 PV, CO2starts to break through. With the increase of CO2injection rate, the time for CO2to break through delays, which can increase the recovery efficiency. When injection rate reaches 2.28 cm3/min, injection pressure approaches the minimum miscible pressure of CO2/oil, displacement mode turns to CO2miscible displacement. At this point, ultimate recovery is the highest. Based on the experiment conclusions, it’s pointed out that rational injection rate of CO2in this block is 2.28～ 2.56 cm3/min.

Low permeability reservoir; CO2flooding; Injection rate ; Indoor experiment

TE 347.45

： A

： 1671-0460（2015）11-2537-03

2015-06-24

赵明国（1963-），男，黑龙江大庆人，教授，博士，2009年毕业于大庆石油学院油气田开发专业，研究方向：提高原油采收率。E-mail：zhaomingguo63@163.com。

蔡亮（1990-），男，在读研究生，研究方向：提高原油采收率。E-mail：648916537@qq.com。