CN104975829B - 一种分级控制流度的co2驱油藏开采方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种分级控制流度的CO₂驱油藏开采方法，其特征在于：对于由均质岩心和渗透率级差不超过30的非均质岩心构成的油藏，采用水气交替注入方法进行开采；对于由渗透率级差在30～100范围内的非均质岩心构成的油藏，采用CO₂驱的方法进行开采，在进行CO₂驱的过程中，当生产井发生气窜时，将小分子脂肪胺为主剂注入地层实施封堵；对于由渗透率级差在100以上的非均质岩心构成的油藏，采用CO₂驱的方法进行开采，在进行CO₂驱的过程中，当生产井首次发生气窜时，向地层中注入弹性强胶实施封堵，当生产井再次发生气窜时，将小分子脂肪胺为主剂注入地层实施封堵。

Description

一种分级控制流度的CO2驱油藏开采方法

技术领域

本发明涉及一种分级控制流度的CO2驱油藏开采方法，属于油田开发技术领域。

背景技术

随着世界能源需求的增长以及常规油气勘探开发难度的加大，我国已将勘探开发的重点逐步转向低渗透油藏、特低渗透油藏以及非常规油气资源。目前，我国已探明的低渗透油藏有近百个，在新发现的油气藏储量中，低渗透油藏约占总储量的50％以上，显然，有效开发利用这部分资源是油田持续发展的重要方向。由于经济政策和工艺技术水平的限制，目前已投入开采的低渗透油藏仅为50％左右，且主要采用常规注水方法进行开采。由于低渗透油藏具有油层物性差、储量丰度低、非均质严重、孔隙结构复杂等特殊性质，不仅对注入水水质要求高，水处理工艺复杂，而且容易形成“注不进，采不出”的被动局面。另一方面，水驱效率也很低，油层得不到充分的开采。低渗透砂岩储层开发难度大，已经成为目前国内外油藏工程专家们关注的焦点。

目前，CO₂驱作为一项重要的提高采收率技术，已经在世界范围内得到广泛的应用。CO₂驱不仅能够有效地提高采收率，同时还能够实现CO₂的长期埋存，既实现了二氧化碳减排的社会效益，又能产生巨大的经济效益。研究表明，延长油田CO₂驱可提高原油产量180.21×10⁶t，同时实现CO₂埋存量223.38×10⁶t。此外，煤化工利用以及CO₂天然气源能够降低CO₂的驱油成本，使得低渗透油藏CO₂驱的大规模矿场实施成为可能。CO₂驱具有降低原油粘度、膨胀原油、溶解气驱、降低原油界面张力等特点，已经成为低渗透油藏提高采收率的主要技术。20世纪50-60年代至今，在国内外进行了大量气驱现场试验并取得了显著的增油效果。例如，美国小布法洛盆地油田在水气交替注入后，产油量比水驱提高了45％；美国JAY油田预计水气交替注入后采收率可增加8％；我国大庆油田北二东试验区也开展了水气交替注入试验，三年半的试验表明，生产井含水不仅未升，而且略有不降，产量始终高于试验前的水平；阿尔及利亚在哈西梅萨乌德油田将产出的伴生气高压回注，形成了混相驱，到1982年共注气6.6×10¹⁰m³，利用高压气驱已采出原油1.22×10⁸t，占油田累计采油量的28％。

然而由于特低渗透油藏的特点，CO₂驱在应用的过程中存在着很多突出的问题，如混相压力过高、腐蚀与结垢频发、气窜现象严重、固相沉积严重等，其中尤以气窜问题严重最为突出。在CO₂驱油过程中，由于气体黏度低、油层的非均质性及裂缝等窜逸通道的存在，极易出现黏性指进及窜逸现象，造成不利的流度比。CO₂在油藏中的窜逸将严重影响气驱的波及效率，气窜严重的井，虽然增油效果显著，但产液量下降严 重，甚至停喷。此外，由于重力超覆的影响，在CO₂驱过程中，气体会向油藏上部窜逸，形成窜流通道，导致气驱的波及体积较小，严重了影响CO₂驱的驱油效果，同时也增大了封堵气窜的难度。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种能够有效抑制CO₂的窜逸，显著改善特低渗透油藏CO₂驱的驱油效果的分级控制流度的CO₂驱油藏开采方法。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种分级控制流度的CO2驱油藏开采方法，其特征在于：对于由均质岩心和渗透率级差不超过30的非均质岩心构成的油藏，采用水气交替注入方法进行开采；对于由渗透率级差在30～100范围内的非均质岩心构成的油藏，采用CO₂驱的方法进行开采，在进行CO₂驱的过程中，当生产井发生气窜时，将小分子脂肪胺为主剂注入地层实施封堵；对于由渗透率级差在100以上的非均质岩心构成的油藏，采用CO₂驱的方法进行开采，在进行CO₂驱的过程中，当生产井首次发生气窜时，向地层中注入弹性强胶实施封堵，当生产井再次发生气窜时，将小分子脂肪胺为主剂注入地层实施封堵。

对于由渗透率级差在30～100范围内的非均质岩心构成的油藏，采用小分子脂肪胺进行封堵的具体实施过程如下：先向地层中注入0.05PV乙醇或氮气保护段塞，再注入0.20PV小分子脂肪胺主段塞，再注入0.05PV乙醇或N₂后续段塞。

对于由渗透率级差在100以上的非均质岩心构成的油藏，采用弹性强胶实施封堵的具体过程如下：先向地层中注入0.20PV弹性强胶和0.05PV水段塞，待弹性强胶候凝成胶后继续实施CO₂驱；采用小分子脂肪胺实施封堵的具体过程如下：先向地层中注入0.05PV乙醇或氮气保护段塞，再注入0.10PV小分子胺主段塞，再注入0.05PV乙醇或N₂后续段塞。

所用的所述小分子脂肪胺为乙二胺。

一种用于模拟CO₂驱油藏开采的实验设备，其特征在于：它包括一自控恒温箱，在所述恒温箱内部分别设置有一呈封闭筒状的岩心夹持器、一气液分离器、一气体计量装置、一液体容器、一储油罐、一储水罐和一CO₂储气罐；在所述恒温箱外部设置一高压恒速泵；所述高压恒速泵的输出端通过一六通阀分别连接所述储油罐、储水罐、CO₂储气罐，所述储油罐、储水罐和CO₂储气罐的出口通过另一六通阀连接所述岩心夹持器的一端，所述岩心夹持器的另一端通过一回压阀连接所述气液分离器，所述气液分离器的两输出端分别连接所述气体计量装置和液体容器。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：本发明针对不同渗透率级差条件下的油藏，采用分级控制CO₂流度的方法来改善流度比，扩大CO₂波及体积，分级控 制CO₂流度的方法包括水气交替注入、小分子脂肪胺封堵、弹性强胶+小分子脂肪胺封堵，通过分级控制流度，可以实现CO₂驱过程中从均质油藏到不同渗透率级差的非均质油藏甚至裂缝性油藏等大范围的流度控制。

附图说明

图1是本发明所进行的驱油模拟实验的实验设备结构示意图；

图2是实验例一所得到驱替压差曲线；

其中，图(a)的实验对象为均质岩心，图(b)的实验对象为渗透率级差为10的非均质岩心，图(c)的实验对象为渗透率级差为30的非均质岩心；

图3是实验例二所得到的驱替压差曲线；

图4是实验例三所得到的驱替压差曲线。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提出了一种分级控制流度的CO₂驱油藏开采方法，该方法针对不同渗透率级差条件下的非均质油藏实施不同的开采方式，具体如下：

1)对于由均质岩心(渗透率级差为1)和渗透率级差不超过30的非均质岩心构成的油藏，采用水气交替注入(WAG)方法进行开采，气水交替注入可以起到良好的流度控制作用，延长CO₂的窜逸时间，从而改善CO₂的驱油效果。上述水气交替注入方法是本领域常规技术，不予展开描述。

2)对于由渗透率级差在30～100范围内的非均质岩心构成的油藏，采用CO₂驱的油藏开采方法，在实施CO₂驱的过程中，当生产井发生气窜时，将小分子脂肪胺为主剂注入地层，通过与窜逸通道中驻留的CO₂反应生成氨基甲酸盐而产生封堵作用，扩大CO₂的波及体积。在实施小分子脂肪胺封窜施工时，先向地层中注入0.05PV乙醇或N₂保护段塞，再注入0.20PV小分子脂肪胺主段塞，再注入0.05PV乙醇或N₂后续段塞。

3)对于由渗透率级差在100以上的非均质岩心构成的油藏(包括裂缝油藏)，采用CO₂驱的油藏开采方法，在实施CO₂驱的过程中，当生产井发生气窜时，先向地层中注入弹性强胶进行气窜封堵，迫使注入气体启动基质内的原油，具体的实施方案为先向地层中注入0.20PV弹性强胶+0.05PV水段塞，待弹性强胶候凝成胶后继续实施CO₂驱；当CO₂气体再次发生窜逸时，实施小分子脂肪胺封窜，具体的实施方案为应先向地层中注入0.05PV乙醇或N₂保护段塞，再注入0.10PV小分子脂肪胺主段塞，再注入0.05PV乙醇或N₂后续段塞，有效控制气体的窜逸，改善CO₂的驱油效果。

下面以实验例来说明本发明的有益效果：

实验模型：采用尺寸为30cm×4.5cm×4.5cm的均质的天然露头岩心、不同渗透率级差(10、30、100、500)的人造非均质岩心和人工造缝的天然岩心，其中，裂缝模型的缝长30cm，缝宽4.41cm，裂缝开度为0.1mm，裂缝内填充少量粒径约为0.3mm的石英砂作为裂缝支撑剂。

实验用油：延长油田脱气脱水原油与煤油配制的模拟油，60℃地层温度下模拟油粘度为2.38mPa·s。

地层水及注入水：延长油田某区块地层水，总矿化度为80063.14mg/L，硬度为4905.79mg/L；

注入气体：高纯度的CO₂，气体纯度为99.99％。

实验温度：实验在模拟地层温度60℃条件下进行。

实验设备：如图1所示，包括一自控恒温箱1，在恒温箱内部分别设置有一呈封闭筒状的岩心夹持器2、一气液分离器3、一气体计量装置4、一液体容器5、一储油罐6、一储水罐7和一CO₂储气罐8，在恒温箱1外部设置一高压恒速泵9；其中，高压恒速泵9的输出端通过一六通阀10分别连接储油罐6、储水罐7、CO₂储气罐8，储油罐6、储水罐7和CO₂储气罐8的出口通过另一六通阀11连接岩心夹持器2的一端，岩心夹持器2的另一端通过一回压阀12连接气液分离器3，气液分离器3的两输出端分别连接气体计量装置4和液体容器5。

实验例一：

选取均质的天然岩心及渗透率级差为10和30的非均质岩心，分别进行水驱+CO₂连续气驱及水驱+水气交替注入(WAG)实验研究，对比注入方式的驱油效果，分析气水交替的流度控制作用。实验例的具体操作过程如下：

1)选取满足要求的岩心进行烘干，测量长宽高，计算视体积。

2)抽真空，饱和地层水，计算孔隙体积。

3)控制实验温度为油藏温度60℃，饱和模拟油至束缚水饱和度，计算原始含油饱和度。

4)将出口端压力通过回压阀控制在6MPa，以0.3mL/min的恒定注入速度进行水驱油实验，直至出口端含水率达到90％时中止实验。出口端连接液体收集装置，计量实验过程中的产水量和产油量。

5)恒速注入CO₂进行连续气驱实验，直至出口端生产气油比大于3000m³/m³时停止实验。计量注入压力、出口端的产液量、产气量等数据，计算CO₂连续气驱的采收率。

6)选取渗透率级差与CO₂连续气驱实验相对应的岩心，水驱至含水率90％的基础上进行水气交替注入实验，注气速度为50mL/min(对应的地下注入速度为0.727mL/min)，注水速度为3mL/min，段塞尺寸为0.1PV，气水比为1:1。直至出口端 生产气油比大于3000m³/m³时停止实验。计量注入压力、出口端的产液量、产气量等数据，计算水气交替注入的采收率。

表1给出了CO₂连续气驱和WAG驱的实验结果，从表1可以看出，随着渗透率级差的增大，CO₂气窜时的总注气量、水驱采出程度、气驱采收率、提高采收率的幅度均呈下降趋势。其中，均质岩心的最终采收率最高，CO₂驱能够在水驱采出程度33.61％的基础上提高采收率23.25个百分点，最终采收率为56.86％，且CO₂直至注入量达到1.34PV时才发生气窜，可见均质岩心CO₂驱的驱油效果较为理想。对于渗透率级差为10和30非均质岩心，CO₂驱提高采收率的幅度均小于11％，CO₂的注入量小于0.6个PV，可见CO2在非均质岩心中的窜逸现象明显，驱油效果较差。

WAG驱的采收率通常高于CO₂连续气驱的采收率。均质岩心WAG驱的最终采收率为62.56％，比CO₂连续气驱高出5.7个百分点；对于渗透率级差为10的非均质岩心，WAG驱可提高采收率22.46％，比CO₂连续气驱多提高采收率12.34个百分点；对于渗透率级差为30的非均质岩心，WAG驱可提高采收率20.96％，比CO₂连续气驱多提高采收率12.24个百分点。对比CO₂连续气驱，当生产气油比达到3000m³/m³时，WAG驱的注入体积通常大于1PV，由此可见，WAG驱能够有效地抑制气体窜逸，改善CO₂的驱油效果。

表1CO₂连续气驱和水气交替注入实验结果

图2为不同岩心CO₂连续气驱与WAG驱的驱替压差曲线。对比两种注入方式的驱替压差曲线，我们可以得出以下结论：

①无论是CO₂连续气驱还是WAG驱，均质岩心的驱替压差均明显大于非均质岩心的驱替压差。一方面，均质岩心由于其孔隙度较低，孔喉尺寸较小，毛管力较大，较 高的粘滞力导致CO₂的流动阻力较大，宏观上表现为均质岩心的驱替压差较高。另一方面，由于非均质岩心内存在相对高渗层，导致注入气体主要沿着相对高渗透层流动，相对高渗层气体的渗流阻力较小，所以非均质岩心的驱替压差较低。

②各组实验WAG的驱替压差均大于CO₂连续气驱的驱替压差。在WAG驱阶段，随着气段塞的注入，驱替压差迅速降低，随着水段塞的注入，驱替压差迅速上升。对于渗透率级差为10和30的非均质岩心，WAG驱在第二个注入周期内，驱替压差呈现阶梯状上升趋势，表明注入水有效地增大了渗流阻力，通过控制注入的CO₂的流度，使得注入气体更多地进入尺寸较小的孔喉内，驱替小孔喉内的剩余油，进而提高采收率。

综上，对于渗透率级差为1～30的均质岩心以及非均质岩心，可以采取WAG驱控制CO₂流度的方法来改善CO₂的驱油效果。WAG驱作用后可有效地控制气体的流度，增大渗流阻力，延缓气窜时间，WAG驱提高采收率20个百分点以上。

实验例二：

选取渗透率级差为30和100的非均质岩心，分别进行小分子脂肪胺封堵实验，研究小分子胺封堵过后对CO₂驱油效果的改善程度。本实施例选取乙二胺作为封堵剂。乙二胺(H₂NCH₂CH₂NH₂)是一种小分子有机胺类，是一种无色透明的粘性流体，具有刺激性气味，其熔点为8.5℃，沸点为116.5℃，20℃条件下其相对密度为0.8995，可溶于水，微溶于乙醚。作为一种强碱，乙二胺可以与CO₂反应生成氨基甲酸铵，该产物具有较高的粘度和良好的封堵性能。本实验例的具体操作过程如下：

1)选取满足要求的岩心进行烘干，测量长宽高，计算视体积。

2)抽真空，饱和地层水，计算孔隙体积。

3)控制实验温度为油藏温度60℃，饱和模拟油至束缚水饱和度，计算原始含油饱和度。

4)将出口端压力通过回压阀控制在6MPa，以0.3mL/min的恒定注入速度进行水驱油实验，直至出口端含水率达到90％时中止实验。出口端连接液体收集装置，计量实验过程中的产水量和产油量。

5)恒速注气进行一次CO₂连续气驱实验，注气速度为50mL/min，直至出口端生产气油比大于3000m³/m³时停止实验。

6)向气窜后的岩心注入0.05PV乙醇前置保护段塞+0.20PV乙二胺主段塞+0.05PV后置保护段塞，注入速度为0.2mL/min。

7)进行二次CO₂连续气驱，直至出口端生产气油比大于3000m³/m³时停止实验。计量出口端产液量、产气量等实验数据，计算经过一级封窜实验过后各模型的采收率。

表2给出了小分子脂肪胺封堵实验结果。渗透率级差为30的非均质岩心，乙二胺 +二次气驱提高了采收率18.84％，最终采收率达到了54.23％；渗透率级差为100的非均质岩心，乙二胺+二次气驱提高了采收率24.03％，最终采收率达到了53.28％.可见，乙二胺封堵有效地改善了CO₂的驱油效果。

表2小分子脂肪胺封堵实验结果

图3为小分子脂肪胺封堵实验的驱替压差曲线。对于渗透率级差为30和100的非均质岩心，乙二胺封堵见效后，注气压差从一次气驱小于0.6MPa迅速升至1MPa以上，表明注入的乙二胺与岩心中的CO₂反应生成的胺盐有效地封堵了高渗通道，迫使注入的CO₂进入低渗透层，启动低渗基质中的剩余油，有效地提高了非均质岩心的采收率。

综上，对于渗透率级差为30～100的非均质岩心，可以采用小分子脂肪胺封堵的方式控制CO₂的流度，抑制注入气体的过早窜逸，扩大CO₂的波及体积，进而改善低渗透油藏CO₂的驱油效果。

实验例三：

选取渗透率级差为500的非均质岩心以及含有裂缝的天然岩心，分别进行改性淀粉凝胶封窜+小分子脂肪胺封堵实验，研究该措施对CO₂驱油效果的改善程度。本实施例所用淀粉凝胶的配方如表3所示，所用的小分子脂肪胺为乙二胺。

表3改性淀粉凝胶配方

本实验例的具体操作过程如下：

1)选取满足要求的岩心进行烘干，测量长宽高，计算视体积。

2)抽真空，饱和地层水，计算孔隙体积。

3)控制实验温度为油藏温度60℃，饱和模拟油至束缚水饱和度，计算原始含油饱和度。

4)将出口端压力通过回压阀控制在6MPa，以0.3mL/min的恒定注入速度进行水驱油实验，直至出口端含水率达到90％时中止实验。出口端连接液体收集装置，计量实验过程中的产水量和产油量。

5)恒速注气进行一次CO₂连续气驱实验，注气速度为50mL/min，直至出口端生产气油比大于3000m³/m³时停止实验。

6)向气窜后的岩心注入0.20PV改性淀粉凝胶+0.05PV水段塞，注入速度为0.2mL/min，候凝24h。

7)进行二次CO₂连续气驱，直至出口端生产气油比大于3000m³/m³时停止实验。

8)向二次气驱气窜后的岩心注入0.05PV乙醇+0.10PV乙二胺+0.05PV乙醇，注入速度为0.2mL/min。

9)进行三次CO₂连续气驱，直至出口端生产气油比>3000m³/m³时停止实验。计量出口端产液量、产气量等实验数据，计算经过一级封窜实验过后各模型的采收率。

表4给出了改性淀粉凝胶封窜+小分子脂肪胺封堵实验结果。两级封堵措施实施后，原油采收率显著增加。渗透率级差为500的非均质岩心的采收率达到了63.96％，其采收率甚至高于均质岩心WAG驱的采收率。含有裂缝的天然岩心的最终采收率也达到了41.12％。可见改性淀粉凝胶封窜+小分子脂肪胺封堵有效地提高了原油的采收率。

表4改性淀粉凝胶封窜+小分子脂肪胺封堵实验结果

图4为改性淀粉凝胶封窜+小分子脂肪胺封堵实验的驱替压差曲线。对于渗透率级差为500的非均质岩心，在注入改性淀粉胶过后，注气压差从一次CO₂连续气驱的0.115MPa升至0.647MPa，表明淀粉胶有效地封堵了高渗通道，迫使注入气体启动低渗层中的剩余油。CO₂突破后注气压差开始下降，当注入体积达到1PV时，CO₂发生窜逸。乙二胺注入后，注气压差再次上升，最大注气压差可达1.6MPa，说明乙二胺已经与岩心中的CO₂反应生成了胺盐颗粒，有效地封堵了CO₂气体的指进通道，改善了岩心的非均质性，扩大了CO₂的波及体积，提高了原油的采收率。

对于含有裂缝的岩心，驱替压差的变化规律与渗透率级差为500的非均质岩心驱替压差的变化规律相同。改性淀粉凝胶封窜过后注气压差从63.53kPa升至1.6MPa，表明淀粉胶有效地封堵了裂缝，迫使注入气体驱替基质中的原油。乙二胺注入后，注气压力升至2MPa，乙二胺与CO₂反应生成的铵盐有效地封堵了裂缝以及基质中的指进 通道，扩大了CO₂的波及体积。

综上，针对渗透率级差为500及以上的非均质岩心以及含有裂缝等强窜通道的岩心，可以采用改性淀粉凝胶封窜+小分子脂肪胺封堵的方式来改善CO₂的驱油效果。即先对裂缝等气窜通道采用高强度的改性淀粉凝胶进行封堵，控制CO₂的窜逸，再采用小分子脂肪胺封堵储层基质中的指进通道，迫使注入气体启动低渗基质，扩大CO₂的波及体积，从而改善特低渗油藏CO₂驱的驱油效果。

本发明仅以上述实施例进行说明，各部件的结构、设置位置及其连接都是可以有所变化的，在本发明技术方案的基础上，凡根据本发明原理对个别部件进行的改进和等同变换，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (4)

1.一种分级控制流度的CO₂驱油藏开采方法，其特征在于：

对于由均质岩心和渗透率级差不超过30的非均质岩心构成的油藏，采用水气交替注入方法进行开采；

对于由渗透率级差在30～100范围内的非均质岩心构成的油藏，采用CO₂驱的方法进行开采，在进行CO₂驱的过程中，当生产井发生气窜时，将小分子脂肪胺为主剂注入地层实施封堵；

对于由渗透率级差在100以上的非均质岩心构成的油藏，采用CO₂驱的方法进行开采，在进行CO₂驱的过程中，当生产井首次发生气窜时，向地层中注入弹性强胶实施封堵，当生产井再次发生气窜时，将小分子脂肪胺为主剂注入地层实施封堵。

2.如权利要求1所述的一种分级控制流度的CO₂驱油藏开采方法，其特征在于：对于由渗透率级差在30～100范围内的非均质岩心构成的油藏，采用小分子脂肪胺进行封堵的具体实施过程如下：先向地层中注入0.05PV乙醇或氮气保护段塞，再注入0.20PV小分子脂肪胺主段塞，再注入0.05PV乙醇或N₂后续段塞。

3.如权利要求1所述的一种分级控制流度的CO₂驱油藏开采方法，其特征在于：对于由渗透率级差在100以上的非均质岩心构成的油藏，

采用弹性强胶实施封堵的具体过程如下：先向地层中注入0.20PV弹性强胶和0.05PV水段塞，待弹性强胶候凝成胶后继续实施CO₂驱；

采用小分子脂肪胺实施封堵的具体过程如下：先向地层中注入0.05PV乙醇或氮气保护段塞，再注入0.10PV小分子胺主段塞，再注入0.05PV乙醇或N₂后续段塞。

4.如权利要求1或2或3所述的一种分级控制流度的CO₂驱油藏开采方法，其特征在于：所用的所述小分子脂肪胺为乙二胺。