引言

CO₂作为一种无污染的驱替剂，溶解在原油中有降低原油黏度、增加原油弹性能以及降低油水界面张力等作用，CO₂与原油的混相压力低，从而可以提高驱油效率^[1-5]。但由于储层裂缝的影响，容易形成气窜通道导致CO₂驱波及体积减小，大大降低驱油效率^[6-8]。因此如何解决气窜问题是CO₂驱油技术在矿场能否成功的关键问题^[9-11]。国内外学者对气体窜流的抑制方法主要包括气水交替注入、气体增稠、泡沫封堵、聚合物凝胶封堵等^[12-15]。本文以目标区块典型的油藏条件为基础，通过物理模拟实验，研究油藏注气压力对气窜的影响规律，不同注气压力下的窜逸时间，得出注气压力与CO₂窜逸速度、采出程度的变化规律，并在此基础上通过岩芯造缝模拟封堵实验优选了高强度凝胶体系淀粉4%+单体4%+交联剂0.05%+成胶控制剂0.18%，该凝胶体系强度高，成胶时间在8~20 h、性能稳定能够有效封堵裂缝，封堵裂缝后采出程度可达19%，有效扩大了CO₂驱的波及体积，对类似油藏开展CO₂驱油具有重要的指导意义。

1 注气压力对气窜的影响规律研究

结合矿场实际情况，设计不同注气压力测试不同注气压力下的窜逸时间，得出注气压力与CO₂窜逸速度的关系。岩芯渗透率为1.45~1.56 mD，孔隙度为15.75%~17.34%，含油饱和度56.04%~68.93%，岩芯数据如表 1所示。实验材料：天然露头砂岩芯，岩样尺寸4.500 cm×4.500 cm×30.000 cm，延长原油，延长地层水，CO₂(纯度99.99%)。地层基质渗透率为0.25~2.00 mD、室内渗透率1.10~1.60 mD。地层孔隙度5.5~11.6%，采油井压力6~8 MPa(地层)、7 MPa(室内)；注入井压力均为10 MPa左右。

图 1为不同岩芯下CO₂驱油实验，根据采收率曲线看出，在特低渗油田开发中，CO₂驱油有着不可比拟的优势，在气体突破前后，采收率有一个明显的上升台阶，在相同的渗透率1.50 mD下，不同的注气压差1，2，3，4 MPa情况下，CO₂驱油最终采收率可达到32%~37%，注入压力越高，采出程度越高，呈正相关性。这主要是由于在CO₂气驱前缘压力波及的区域，CO₂溶于原油中，形成油气混相驱带，大大降低了原油黏度，改善了原油与水的流度比，同时使原油体积膨胀，增加地层弹性能量，大大提高了原油采收率。

图 2为CO₂气窜时间与注气压差曲线变化关系，从图 2可以看出，在出口压力保持不变(7 MPa)情况下，随着注入压力的增加，气驱前缘压力增加，见气时间和气窜时间呈同步下降趋势，见气时间和气窜时间明显缩短。说明随着压力的增加，CO₂在原油中的黏性指进更加明显，气体在原油中的扩散速度和气窜速度加快。

图 3为采收率与注气压差曲线变化关系，由图可以看出，随着注气压差的增加，最终采收率呈上升趋势，在注气压差达到3 MPa，发生拐点后增幅变缓，导致采收率上升趋势变缓，最终达到37%，是由于注气压力的升高，CO₂在原油中的溶解度增加，油气混合能力增强，原油黏度得到有效降低，扩大了波及体积的缘故。CO₂见气前采收率随着注气压差的增加，呈明显下降趋势，是由于随着注气压差的增加，气驱前缘压力增大导致黏性指进现象，同时CO₂在原油中的扩散速度超过了其在原油中的降黏作用，因此采收率呈下降趋势。矿场试验时要注意选取合理的注入压差，延长见气时间从而提高CO₂波及体积和见气前采收率，使经济效益最大化。

2 裂缝中窜逸控制技术实验研究 2.1 封窜剂体系的静态评价

以延长油田目标区块典型的油藏条件为基础，通过室内物理模拟实验，针对不同渗透率级别的非均质岩芯模型、高渗透带气窜模型、裂缝模型开展封窜实验，试验选用地层水、淀粉、不饱和单体、交联剂、成胶控制剂，在模拟实际油藏温度(45℃)、矿化度(CaCl₂，70 000 mg/L)、二价阳离子9 850 mg/L，pH值5.5条件下，利用非正交设计方法原理，对不同组分在不同条件下进行配伍，得到51组凝胶体系配方(如表 2所示)，依据封窜剂成胶时间、成胶强度、每百毫升析水量等性能参数，确定符合油藏条件下的高强度凝胶体系配方为：淀粉4.00%+单体4.00%+交联剂0.05%+成胶控制剂0.18%(淀粉浓度含量4.00%、不饱和单体浓度含量4.00%、交联剂浓度含量0.05%、成胶控制剂浓度含量0.18%)。图 4是该凝胶体系凝胶最终成胶时间8~20 h实物图，析水量小于5 mL，初始黏度为60 mPa·s左右，可以看出成胶后目视法测定为刚性冻胶(垂直倒置，凝胶表面不发生形变)，符合油藏封堵条件，能够满足实验要求。

图 5将筛选的淀粉体系通过封堵强度实验，测量凝胶封堵后气驱突破压力曲线可以看出，随着时间的进行，压力不断升高，在150 min，入口压力达到7 MPa时，压力急剧下降，此时发生气窜。说明该凝胶在较长的时间和压力范围内对裂缝(高渗透带)具有较好的封堵性，能够有效阻止气体的窜逸。

流体的黏弹性是封窜剂凝胶的重要指标，利用自动黏弹性分析仪在不同剪切速率下对成胶后的凝胶体系的弹性模量和耗损模量进行了测试，由图 6可以看出，随着剪切速度的增高，弹性模量呈增加趋势，表现出更多的弹性特征，在剪切速率0~10 rad/s，弹性模量由500 Pa上升到600 Pa，基本呈线性增加，弹性模量大于损耗模量，耗损模量基本维持在较低水平50 Pa，说明该凝胶体系具有较强的抵抗弹性变形能力，且形变损耗能量小，黏弹性好。

2.2 封窜剂体系的注入性评价

实验设备包括：高压恒速恒压泵，1 000 mL中间容器5个，六通阀2个，4.5 cm×4.5 cm岩芯夹持器，回压阀，手摇泵，气液分离装置，气体计量装置，液体收集装置，传感器及配套计算机设备，管线若干，实验装置如图 7。

裂缝的缝宽，长度和走向决定了裂缝的孔隙体积和作用，根据实验要求，对岩芯进行人为造缝(图 8)。将方岩芯沿流体流动方向压开，形成一条裂缝通道，截面积为4.5 cm×30.0 cm，缝宽0.01~5.00 mm，为了提高实验精度，更好地控制裂缝的宽度，在缝中填入一定目数的沙粒。

根据实验设计，分别对5组岩芯在不同注入速度、不同注入压力、不同裂缝大小的情况下注入改性封窜剂淀粉体系，进行闭合造缝和填砂裂缝实验。首先在岩芯表面预处理一层环氧树脂，之后将岩芯抽真空后饱和水，再将岩芯由夹持器中取出进行人工造缝后填入一定数目的沙粒，以保持裂缝的导流能力，保持一定注入压差条件下进行CO₂气驱，待气窜稳定后停止气驱，之后注入一定量的封堵剂体系，等封堵剂体系稳定后开始继续注入CO₂，得到封堵前后采出程度的变化情况。整个实验过程中岩芯视体积和孔隙度基本保持一致，基质渗透率依次增大。

根据实验结果表 4、表5可以看出，气体流速由封堵前大于290 mL/min减小到35~260 mL/min，平均为100 mL/min采出程度由封堵前0~5.0%提高到封堵后的12.0%~16.9%，提高采出程度10.0%~15.0%，封堵效果十分显著。实验结果表明，裂缝越大，注入压力越低，基质渗透率越大，注入压力越小。在基质渗透率不变的情况下，影响注入压力的主要因素是裂缝大小，因此，在注入淀粉体系之前，评价裂缝的大小与走向，设计合理的注入速度为控制注入压力的关键。在基质渗透率下，室内实验优选0.2 mL/min的注入速度能够保证淀粉体系的封堵效果更好。

根据实验设计，在相同的注气压差下，在2组非均质岩芯(渗透率级差分布为100，大于1 000，岩芯体积、孔隙度和含油饱和度基本一致)进行气窜实验，并注入淀粉体系封堵剂封堵后再进行CO₂气驱，根据实验结果表6可以看出，在渗透率级差为100的实验1中，气驱结束时高渗层的采出程度为45.0%，低渗层仅为8.0%，是由于低渗透层渗流阻力大，在高渗层发生气窜时低渗层的油气前缘带未到达出口端，岩芯中还存在大量的剩余油。在注入堵剂之后，低渗透层得到有效封堵，提高采出程度33.0%，同时高渗透层提高采出程度10.0%。表明该堵剂对高渗层封堵效果很好，能很好地封窜提高采出程度。

实验2中，两块岩芯的基质渗透率相同，另一块岩芯中存在裂缝，因此在CO₂驱过程中，大部分气体从裂缝中窜逸，造成低渗透层没有被有效驱动，高渗透层中只有裂缝中的原油被驱替出。在裂缝封堵后进行CO₂驱，低渗层被启动，最终采出程度在19.0%。同样表明堵剂能很好地封堵裂缝通道。

3 结论

(1) 影响注入压力的主要因素是注入速度、基质渗透率和裂缝的大小。注入速度越大，注入压力越大；裂缝越大，注入压力越低；基质渗透率越大，注入压力越小。在基质渗透率不变的情况下，影响注入压力的主要因素是裂缝大小，因此，在注入淀粉体系之前，评价裂缝的大小与走向，设计合理的注入速度为控制注入压力的关键。

(2) 在堵剂封堵后，在10 MPa的后续CO₂驱的压力下，能够有效封堵住裂缝，使CO₂能够波及基质中的原油，扩大波及体积。在注入改性淀粉后，后续CO₂驱可以提高采出程度8%~20%，气窜速度大大降低，封堵效果显著。