自20世纪50年代以来，CO2驱作为一项提高油气采收率技术就在美国、加拿大等国得到了应用。注CO2气体提高原油采收率技术具有成本低廉，成效显著的特点，并且能够减少空气污染，降低温室效应，有利于环境保护[1-3]。腰英台油田位于松辽盆地中央坳陷区南部长岭凹陷内，主力含油层系为晚白垩系青山口组一段和二段，油层平均有效孔隙度12.1%，平均渗透率3.97×10-3 μm2，属于低孔低渗透砂岩储层。该油田下部，存在一个富含CO2的火山岩松南气田，此气藏产出的大量CO2为腰英台油田进行CO2驱油提供了一个天然气源，具有开展低渗透油藏CO2驱的天然优势。但是，由于腰英台油田天然裂缝和人工压裂裂缝比较发育，在该油田腰西区块CO2驱油先导试验中，在首批7个试验井组注气的一年多时间里，对应采油井31口，气窜比较严重。泡沫驱能够发挥泡沫调剖与气体驱油的双重作用[4-6]，针对腰西区块裂缝性低渗透油藏的开发现状，开展了该类型油藏CO2驱油泡沫防气窜研究。
实验装置为一维岩心驱替实验装置，实验流程如图 1所示。实验用油为煤油和原油组成的模拟油，黏度为12.7 mPa·s。实验用水为人工合成水，由3%(w)的NaCl和2%(w)CaCl2组成，起泡剂为国产HY-2，质量分数为0.5%，CO2纯度为99.99%(φ)。
采用岩心切割技术，制作了一个具有水平裂缝的岩心，如图 2所示。岩心长度为9.78 cm，直径为2.5 cm，孔隙度为21.3%，基质渗透率为4×10-3 μm2。采用式(1)和式(2)计算岩心切割后形成的裂缝性岩心有效渗透率为41.55×10-3 μm2，裂缝渗透率为3.75 μm2，开度为67.13 μm。
式中，kf为裂缝渗透率, 10-3 μm2；ke为有效渗透率, 10-3 μm2；km为基质渗透率, 10-3 μm2；φf为裂缝孔隙度，小数；wf为裂缝开度，μm。
为研究泡沫在低渗透裂缝性岩心中的封堵能力，实验中起泡剂溶液的注入流量为0.5 mL/min，CO2的注入流量为1.5~2.8 mL/min，实验中记录不同时刻裂缝性岩心的两端压力，计算压差和阻力因子[7, 8]。
图 3表明，当起泡剂溶液注入流量恒定时，随着CO2注入流量的增加，泡沫在裂缝中的压差与注气流量存在线性递增关系。表明泡沫在这种注入方式下会显示出不可压缩流体的特征。其中，泡沫质量列在了每个数据点的旁边，其值为0.75~0.85。阻力因子随着CO2注入流量的增加从45增加到64，表明泡沫对裂缝具有良好的封堵作用。延长图 3中的直线可知，压差曲线并没有经过原点，说明裂缝中的泡沫存在启动压力，它阻止了泡沫开始阶段的流动。
该实验的目的是利用物理模拟技术，研究在低渗透裂缝性油藏中水驱或气驱过程中发生窜流后，采用泡沫调驱技术降低注入液在裂缝中的流度。同时，迫使表面活性剂溶液进入基质中，从而改善注入液的波及体积和洗油效率，提高原油采收率。
实验装置为一维岩心驱替实验装置，与图 1基本一致。所不同的是，岩心模型不同。首先，岩心以0.1 mL/min的速度饱和原油，计算含油饱和度；采用岩心切割技术制作带裂缝的含油岩心模型；以0.1 mL/min的流量进行油驱，使裂缝中充满原油，记录油驱时岩心两端的压差。对裂缝性岩心分别进行水驱和CO2驱，记录不同时刻岩心的产油量和压差，当岩心出口不出油时，停止驱替，开始转为CO2泡沫驱替，并记录产油量和岩心两端压差，计算原油采收率。
在室温条件下，对两个裂缝性岩心分别进行完水驱和气驱后，连续注入CO2泡沫提高采收率的实验效果见表 1。
图 4(a)是岩心1在不同驱动方式下的压差和采收率曲线。首先以0.5 mL/min的流量进行水驱，然后以0.5 mL/min的流量注入预先生成的泡沫。水驱时的采收率为16%。其产量主要是来自储存在裂缝中的原油，而基质中存在的大量原油并没有得到动用。水驱时的压差较低，注入一定孔隙体积后，压差逐渐稳定。当开始注入泡沫时，压差逐渐增大，说明泡沫在裂缝中的流动阻力增大，黏性力增强，从而可以使更多的流体进入基质中，驱替出了储存在基质中的剩余油，其中泡沫驱的采收率为26%。
图 4(b)是岩心2在不同驱动方式下的压差和采收率曲线。首先以0.5 mL/min的流量进行气驱，然后以0.5 mL/min的流量注入预先生成的泡沫。气体的采收率只有不到10%。同样，大部分的采油量也是来自裂缝中。气驱时岩心两端的压差也很小，当开始注入泡沫时，压力逐渐增加，原油产量也逐渐增加。
根据CO2泡沫驱物理模拟试验，建立了裂缝性油藏概念模型。其中，采用离散裂缝显示表达法表征裂缝属性(表 2)。采用了Cartesian系统，建立了50×1×25的网格，网格大小20 cm×200 cm×10 cm。中间红色的网格代表裂缝，蓝色的网格代表基质。如图 5所示。
CO2提高稠油开采效果的机理包括：降低原油黏度、改善流度比、原油体积膨胀、降低界面张力、溶解气驱作用和扩大蒸汽的波及半径。在数值模拟中，重点考虑CO2溶于原油后降低原油黏度的作用、使原油膨胀的作用和气体驱动作用[9-10]。
图 6表示注入CO2过程中原油黏度的变化。从图 6可以看出，随着CO2的注入，首先裂缝周围的原油黏度得到了降低，这是由于CO2溶解于原油使其膨胀、饱和度增大，作用范围逐渐扩大。
裂缝性油藏开发的一个重要机理是渗吸作用，包括顺向渗吸和逆向渗吸。它们通过毛管力作用，将裂缝中的水渗吸到基质中，从而采出原油。毛管力越大，裂缝性油藏开发效果越好。当注入表面活性剂后，油水界面会产生超低界面张力，它会使毛管力接近于零，渗吸作用减弱，裂缝中的驱替液不能通过渗吸作用进入基质。因此，表面活性剂提高低渗透裂缝性油藏采收率的机理不是渗析作用。
图 7表明了泡沫提高裂缝性油藏采收率的机理。从图 7可以看出，表面活性剂在岩心中主要分布在裂缝中，逐渐向基质扩散。通过对比裂缝和基质中水相压力可以看出，初始阶段裂缝中，表面活性剂的压力要高于其在基质中的压力，从而在横向上产生了使表面活性剂从裂缝进入基质中的压差。泡沫在裂缝中的流动过程中会产生横向上的压力梯度，从而迫使泡沫进入基质中。同时，由于基质孔隙度更小，含油饱和度高，泡沫易发生破灭。所以，表面活性剂会存在于基质中，降低界面张力，提高油藏采收率。
(1) CO2泡沫封堵实验表明，泡沫能增加其在裂缝中的流动阻力，有效降低气体和液体在裂缝中流度，泡沫阻力因子在46~80之间。在水驱或气驱基础上，泡沫调驱可以提高采收率20%以上，适用于低渗裂缝性油藏开发中后期提高采收率。
(2) 数值模拟结果表明，起泡剂溶液在裂缝性岩心的扩散并不是通过毛细管力的渗流机理，而是泡沫体系在裂缝和基质中形成的横向压力梯度促使起泡剂向基质中扩散，CO2溶于原油后，可降低原油黏度，减小渗流阻力。
2015, Vol. 44 Issue (1): 70-74
2015, Vol. 44 Issue (1): 70-74