裂缝性特低渗透油藏CO2复合封窜体系适应性研究

doi:10.3969/j.issn.2097-2806.2025.03.005

日用化学工业（中英文） ›› 2025, Vol. 55 ›› Issue (3): 305-312.doi: 10.3969/j.issn.2097-2806.2025.03.005

裂缝性特低渗透油藏CO₂复合封窜体系适应性研究

杨红^1,^2,³,杨康^1,^2,^*(),刘瑛^1,²,沈振振^1,²,刘凯^1,²,刘芳娜^1,²,汪章超^1,²

1.陕西省CO₂封存与提高采收率重点实验室，陕西西安 710065
2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710065
3.西北大学地质学系，陕西西安 710000

收稿日期:2024-12-05 修回日期:2025-03-03 出版日期:2025-03-22 发布日期:2025-04-01
通讯作者: 杨康
基金资助:
国家重点研发计划项目(2022YFE0206700)

Study on the adaptability of CO₂ composite channeling plugging system in fractured ultra-low permeability reservoirs

Hong Yang^1,^2,³,Kang Yang^1,^2,^*(),Ying Liu^1,²,Zhenzhen Shen^1,²,Kai Liu^1,²,Fangna Liu^1,²,Zhangchao Wang^1,²

1. Shaanxi Key Laboratory of CO₂ Sequestration and Enhanced Oil Recovery, Xi'an, Shaanxi 710065, China
2. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum （Group） Co., Ltd., Xi'an, Shaanxi 710065, China
3. Department of Geology, Northwestern University, Xi'an, Shaanxi 710000, China

Received:2024-12-05 Revised:2025-03-03 Online:2025-03-22 Published:2025-04-01
Contact: *E-mail: 1416621899@qq.com.

摘要/Abstract

摘要：

延长油田为裂缝性特低渗透油藏，储层渗透率低、非均质性强，天然微裂缝和人工裂缝交错，缝网复杂，同时受地层水矿化度高、Ca²⁺质量浓度高和CO₂驱油过程中地层水呈弱酸性的综合影响，常规封窜体系难以适用，针对性开展了复合封窜体系性能评价、注入参数和段塞尺寸及组合方式优化，并通过径向流注采模拟验证了体系的适应性。研究表明，质量分数为0.2% AOS+0.2% MX-20+0.4% HPAM泡沫体系综合性能最好，起泡体积为510 mL、半衰期为3 940 s，较佳气液比、注入速度和注入量分别为3∶1、0.3 mL/min和0.4 PV；凝胶与CO₂配伍性良好，强度可满足对裂缝的封堵要求；复合封窜体系的较佳段塞尺寸及组合方式为0.1 PV凝胶+0.4 PV泡沫+0.1 PV凝胶。径向流模型验证实验表明复合体系在裂缝性低渗油藏的适应性较好。

关键词: 裂缝性特低渗透油藏, CO₂驱, 复合封窜, CO₂泡沫, 聚合物凝胶, 延长油田

Abstract:

The Yanchang oilfield is characterized as a fractured, ultra-low permeability reservoir with low permeability, strong heterogeneity, and a complex network of natural micro-fractures and artificial fractures. It is also influenced by high salinity of formation water, high mass concentration of Ca²⁺, and weakly acidic formation water during the CO₂ flooding process, making conventional plugging systems unsuitable. In this work, the performance of a composite plugging system was evaluated, the injection parameters were optimized, and the slug size and combination method were also optimized. The adaptability of the system was verified through radial flow simulation of injection and production. The results showed that the foam composed of 0.2% AOS+0.2% MX-20+0.4% HPAM exhibited the best comprehensive performance, with a foam volume of 510 mL and a half-life of 3 940 seconds. The optimal gas-liquid ratio, injection rate, and injection volume were 3∶1, 0.3 mL/min, and 0.4 PV, respectively. The gel was compatible with CO₂, and its strength could meet the requirements for plugging fractures. The optimal slug size and combination method for the composite channeling plugging system were 0.1 PV gel+0.4 PV foam+0.1 PV gel. The validation experiment with radial flow model demonstrated that the composite system had good adaptability in fractured low-permeability oil reservoirs.

Key words: fractured ultra-low permeability reservoir, CO₂ flooding, composite channeling, CO₂ foam, polymer gel, Yanchang oilfield

中图分类号:

TQ423

杨红, 杨康, 刘瑛, 沈振振, 刘凯, 刘芳娜, 汪章超. 裂缝性特低渗透油藏CO₂复合封窜体系适应性研究[J]. 日用化学工业（中英文）, 2025, 55(3): 305-312.

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参考文献 30

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注入参数		CO₂驱采收率/%	最终采收率/%	采收率提高幅度/%
注入量/PV	0.1	23.16	47.18	24.02
	0.2	22.89	53.15	30.26
	0.3	23.56	58.03	34.47
	0.4	23.02	62.98	39.96
	0.5	22.98	62.14	39.16
注入速度/ （mL/min）	0.1	25.96	59.13	33.17
	0.2	24.31	57.05	32.74
	0.3	25.38	62.45	37.07
	0.4	25.85	61.02	34.17
	0.5	24.89	58.15	33.26
气液比	1∶2	24.38	49.96	25.58
	1∶1	22.32	54.56	32.24
	2∶1	23.85	64.92	41.84
	3∶1	23.08	59.32	35.47
	4∶1	23.58	44.05	20.47

裂缝性特低渗透油藏CO₂复合封窜体系适应性研究

Study on the adaptability of CO₂ composite channeling plugging system in fractured ultra-low permeability reservoirs

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