本發(fā)明屬于油氣增產(chǎn)技術(shù)領(lǐng)域，尤其涉及兩級(jí)封竄抑制低滲透裂縫型油藏CO2驅(qū)竄逸以提高石油采收率的方法。

背景技術(shù)：
隨著現(xiàn)代工業(yè)的高速發(fā)展，對(duì)石油和天然氣的需求量日益增加，而大部分老油田已進(jìn)入中、高含水階段，穩(wěn)產(chǎn)和挖潛的難度越來越大。為了保持原油穩(wěn)產(chǎn)，低滲透油田的開發(fā)受到了人們極大的關(guān)注，且已成為現(xiàn)在和將來的重要開發(fā)目標(biāo)。因此，迫切需要探索科學(xué)開發(fā)低滲透油田的有效手段。目前，我國(guó)已探明的低滲透油藏有近百個(gè)，其石油儲(chǔ)量占全國(guó)探明總儲(chǔ)量的13％，預(yù)計(jì)將會(huì)增加到40％左右。我國(guó)石油工業(yè)中已探明未動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量中，大部分為低滲透油田儲(chǔ)量。低滲透油田是一個(gè)相對(duì)的概念，世界各國(guó)的劃分標(biāo)準(zhǔn)和界限因不同國(guó)家、不同時(shí)期的資源狀況和技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件不同而各異。通常將其分為三種類型：I類儲(chǔ)層滲透率50～10×10-3μm2，II類儲(chǔ)層滲透率10～1×10-3μm2，III類儲(chǔ)層滲透率1～0.1×10-3μm2?！笆濉逼陂g，低滲透油氣藏勘探儲(chǔ)量所占比例逐年上升，近年來甚至年發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量的80％為低滲透油藏。很顯然，有效開發(fā)利用這部分資源是油田持續(xù)發(fā)展的重要方向。由于經(jīng)濟(jì)政策和工藝技術(shù)水平的限制，目前已投入開采的低滲透油藏僅為50％左右，且主要采用常規(guī)注水方法進(jìn)行開采。由于低滲透油藏具有油層物性差、儲(chǔ)量豐度低、非均質(zhì)嚴(yán)重、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜等特殊性質(zhì)，不僅對(duì)注入水水質(zhì)要求高，水處理工藝復(fù)雜，而且容易形成“注不進(jìn)，采不出”的被動(dòng)局面。同時(shí)，水驅(qū)效率也很低，油層得不到充分的開采。低滲透砂巖儲(chǔ)層開發(fā)難度大，以成為目前國(guó)內(nèi)外油藏工程專家們關(guān)注的焦點(diǎn)。低滲透油田尤其是高壓低滲透油田開發(fā)初期壓力高、天然能量充足，一般先利用彈性能量和溶解氣驅(qū)能量開采，在進(jìn)入低產(chǎn)期后再轉(zhuǎn)入注水開發(fā)。但是，在低滲透油田注水開發(fā)過程中存在著注入壓力過高、注水成本過大、近井地帶滲透率降低嚴(yán)重、產(chǎn)能低下等問題。國(guó)內(nèi)、外大量研究和實(shí)踐證明，由于低滲透油藏的孔隙結(jié)構(gòu)及滲流特性與中、高滲透油藏的巨大差異，在中、高滲透油藏中已經(jīng)應(yīng)用并取得良好效果的化學(xué)驅(qū)EOR技術(shù)，因注入問題、吸附問題等，則不能應(yīng)用于低滲透油田。結(jié)合環(huán)境保護(hù)及節(jié)能減排的大趨勢(shì)，從目前的技術(shù)發(fā)展形勢(shì)看，具有應(yīng)用前景的低滲油田提高采收率技術(shù)只有CO2驅(qū)。但是，由于低滲透油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重，或者存在天然和人工裂縫，注入水難以波及基質(zhì)中剩余油，注氣又因滲流阻力過低而發(fā)生明顯竄逸現(xiàn)象，因此，單純注水或注氣開發(fā)的效果并不理想，這也是全世界CO2驅(qū)油都要面臨的一個(gè)共性的技術(shù)難題。注氣開發(fā)低滲透油藏有其獨(dú)特的優(yōu)越性，不僅不存在注入問題，而且具有水驅(qū)所不具備的作用機(jī)理，即在一定的條件下可以與油藏原油達(dá)到混相，消除驅(qū)替劑與被驅(qū)替液之間相界面的影響，大大降低滲流阻力，可大幅度提高原油采收率。即使在油藏條件下注入氣體與原油不能達(dá)到混相，兩者之間存在的傳質(zhì)作用，也可改善原油的流動(dòng)性，使其驅(qū)油效果在一定的地質(zhì)條件下優(yōu)于水驅(qū)，這已被大量的礦場(chǎng)試驗(yàn)所證實(shí)，如美國(guó)小布法洛盆地油田在水氣交替注入后，產(chǎn)油量比水驅(qū)提高了45％；美國(guó)JAY油田預(yù)計(jì)水氣交替注入后采收率可增加8％；我國(guó)大慶油田北二東試驗(yàn)區(qū)也開展了水氣交替注入試驗(yàn)，三年半的試驗(yàn)表明，生產(chǎn)井含水不僅未升，而且略有不降，產(chǎn)量始終高于試驗(yàn)前的水平；阿爾及利亞在哈西梅薩烏德油田將產(chǎn)出的伴生氣高壓回注，形成了混相驅(qū)，到1982年共注氣6.6×1010m3，利用高壓氣驅(qū)已采出原油1.22×108t，占油田累計(jì)采油量的28％。許多室內(nèi)及礦場(chǎng)的研究工作已經(jīng)證明，CO2驅(qū)與水驅(qū)相比，具有明顯的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，不僅克服了低滲透油田注水壓力高的難題，而且還可以顯著改變?cè)土鲃?dòng)性。但是，CO2驅(qū)也存在比較突出的技術(shù)問題，例如，由于氣/油流度比遠(yuǎn)大于水/油流度比，粘性指進(jìn)將更為嚴(yán)重；由于油氣密度差大于油水密度差，將產(chǎn)生不同程度的重力超覆；對(duì)于非均質(zhì)性油藏，特別是存在裂縫或大孔道時(shí)，可產(chǎn)生更嚴(yán)重的氣竄。因此，若要取得良好的CO2驅(qū)油效果，必須控制CO2的竄逸，擴(kuò)大波及體積，使CO2最大限度地接觸剩余油。很多進(jìn)行CO2驅(qū)的油藏，都屬于低滲透條件，正常注水存在困難，但是，注入CO2也存在明顯的竄逸。此外，由于低滲透油藏往往還存在一定密度的裂縫，對(duì)注氣擴(kuò)大波及體積造成很大損失。顯然，在這種條件下，由于低滲透基質(zhì)中注水困難，常規(guī)的以高粘凝膠類為主的調(diào)堵技術(shù)難以應(yīng)用；而裂縫的封堵，需要凝膠不僅自身強(qiáng)度高，還要具有很強(qiáng)的與基質(zhì)膠結(jié)的能力，同時(shí)還要耐CO2。在現(xiàn)有的文獻(xiàn)報(bào)道中，并未檢索到能夠直接用于注水困難的低滲透油藏控制氣體竄逸的技術(shù)資料，這也是該項(xiàng)研究工作所面臨的主要技術(shù)困難。另外，作為耐CO2的裂縫強(qiáng)堵劑也需要開發(fā)新的技術(shù)。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
本發(fā)明的目的是提供一種兩級(jí)封竄抑制低滲透裂縫型油藏CO2驅(qū)竄逸以提高石油采收率的方法。本發(fā)明所提供的兩級(jí)封竄抑制低滲透(滲透率≤50×10-3μm2)裂縫型油藏CO2驅(qū)竄逸的方法，包括下述步驟：1)一級(jí)封竄：以高強(qiáng)膠封堵裂縫實(shí)現(xiàn)一級(jí)封竄；所述裂縫可以為注入井與任意采油井之間能夠?qū)е伦⑷胨蜃⑷氲尿?qū)油CO2發(fā)生竄逸的人工裂縫或天然裂縫；由于上述裂縫屬于強(qiáng)竄通道，故需要高強(qiáng)膠封堵；所述高強(qiáng)膠是由下述質(zhì)量份的原料經(jīng)接枝聚合、交聯(lián)形成的：天然改性高分子材料1～5份，單體1～5份，交聯(lián)劑0.01～0.3份，引發(fā)劑0.001～0.3份，穩(wěn)定劑0～0.5份，且成膠過程可以在因先期注入CO2所形成的酸性條件下(一般CO2注采壓差1～8MPa)正常進(jìn)行。所述天然改性高分子材料選自下述至少一種：羧甲基淀粉、羧乙基淀粉、羥乙基淀粉、羥丙基淀粉、α-淀粉、羥丙基瓜膠、羧甲基纖維素和堿纖維素；所述單體為烯丙基單體，所述烯丙基單體選自下述至少一種：丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、丙烯腈、丙烯酸、甲基丙烯酸、丙烯酸鈉、甲基丙烯酸鈉和丙烯酸酯；所述交聯(lián)劑選自下述至少一種：雙丙烯酰胺、N,N'-亞甲基雙丙烯酰胺和N-羥甲基丙烯酰胺；所述引發(fā)劑選自下述至少一種：過硫酸鉀、過硫酸銨、過氧化氫和過氧化苯甲酰；所述穩(wěn)定劑選自下述至少一種：亞硫酸鈉和硫代硫酸鈉。所述高強(qiáng)膠優(yōu)選由下述質(zhì)量份的原料經(jīng)接枝聚合、交聯(lián)形成：α-淀粉4份、丙烯酰胺4份、N,N’-亞甲基雙丙烯酰胺0.1份、過硫酸鉀0.1份、亞硫酸鈉0.2份。所述一級(jí)封竄的方法具體包括下述步驟：將制備所述高強(qiáng)膠的原料與水(如油田注入水或礦場(chǎng)清水)混合后配制成質(zhì)量濃度為2％-10％的溶液，并在小于地層破裂的壓力下將所述溶液注入裂縫中并候凝。封堵裂縫時(shí)，成膠溶液的注入量接近裂縫的孔隙體積，所述裂縫的孔隙體積根據(jù)地質(zhì)認(rèn)識(shí)及現(xiàn)場(chǎng)注采動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算得到。所述候凝的時(shí)間為24h-120h。2)二級(jí)封竄：以脂肪胺對(duì)低滲基質(zhì)中的相對(duì)高滲透層帶導(dǎo)致的低粘度CO2的竄逸進(jìn)行封堵；所述脂肪胺的沸點(diǎn)與油藏溫度接近。所述脂肪胺選自下述至少一種：甲胺及其衍生物、乙胺及其衍生物、丙胺及其衍生物、丁胺及其衍生物和乙二胺及其衍生物；優(yōu)選為乙二胺。步驟2)中，將脂肪胺注入基質(zhì)中已發(fā)生CO2竄逸的相對(duì)高滲透層中，通過與竄逸通道中駐留的CO2反應(yīng)生成氨基甲酸鹽而產(chǎn)生封堵作用；注入液氮作為隔離段塞后，注入脂肪胺，再注入液氮作后續(xù)隔離段塞(避免在井口產(chǎn)生封堵)，而后不需要候凝，直接注入CO2繼續(xù)驅(qū)替。脂肪胺的注入量一般為CO2竄逸通道(即基質(zhì)中相對(duì)高滲透層中發(fā)生CO2竄逸的通道)孔隙體積的1/5～1/3(需根據(jù)地質(zhì)認(rèn)識(shí)及現(xiàn)場(chǎng)注采動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算)。如果低滲透基質(zhì)中存在多個(gè)方向多個(gè)不同滲透率的高滲透層，注入CO2也會(huì)在多個(gè)方向上產(chǎn)生不同程度的竄逸，所述二級(jí)封竄方法可進(jìn)行多輪次施工(逐次對(duì)每輪施工中最高滲透層帶進(jìn)行封堵)，直至最終的采出程度達(dá)到要求為止。所述二級(jí)封竄具體包括下述步驟：注入液氮作為隔離段塞后，在不高出CO2注入壓力20％的壓力下(該條件下可保證脂肪胺只進(jìn)入CO2竄逸通道)，將所述脂肪胺注入已發(fā)生竄逸的基質(zhì)滲透率相對(duì)最高的滲透層中，再注入液氮作后續(xù)隔離段塞后，無(wú)需候凝，繼續(xù)注入CO2進(jìn)行驅(qū)替。所述液氮的注入量可為1～2噸。采用所述兩級(jí)封竄技術(shù)進(jìn)行低滲透裂縫型油藏開采的方法也屬于本發(fā)明的保護(hù)范圍。所述低滲透裂縫型油藏開采的方法包括下述步驟：A1.對(duì)低滲透裂縫型油藏進(jìn)行水驅(qū)開采；B1.當(dāng)水驅(qū)發(fā)生明顯的裂縫竄逸特征后(即采出液中含水超過98％，且含水指數(shù)特征曲線為凹型)，進(jìn)行所述一級(jí)封竄(即將可形成高強(qiáng)膠的原料溶液注入裂縫并候凝)，再注入CO2驅(qū)替；C1.當(dāng)發(fā)現(xiàn)低滲基質(zhì)中的相對(duì)高滲透層發(fā)生CO2竄逸后(即發(fā)現(xiàn)有油井基本不出油且連續(xù)大量產(chǎn)出CO2后)，進(jìn)行所述二級(jí)封竄中的第一次作業(yè)，即在注入液氮(注入量可為1噸)作為隔離段塞后，注入設(shè)計(jì)量的脂肪胺封竄劑(一般為5噸～15噸)，再注入1噸液氮作后續(xù)隔離段塞，無(wú)需候凝，繼續(xù)注入CO2驅(qū)替；D1.當(dāng)再次發(fā)現(xiàn)低滲基質(zhì)中的相對(duì)高滲透層導(dǎo)致CO2竄逸后，可重復(fù)步驟C1，直至總的采出程度達(dá)到要求。根據(jù)油藏特點(diǎn)及開發(fā)的需要，有些低滲透油田在水驅(qū)后要先進(jìn)行CO2驅(qū)，此時(shí)地層的裂縫中充滿CO2并發(fā)生CO2沿裂縫的竄逸，此時(shí)，同樣可進(jìn)行所述一級(jí)封竄，即將可形成高強(qiáng)膠的原料溶液注入裂縫并候凝足夠時(shí)間(CO2酸性環(huán)境不影響成膠效果)，再注入CO2驅(qū)替；而后繼續(xù)步驟C。具體方法包括下述步驟：A2.對(duì)低滲透裂縫型油藏先進(jìn)行水驅(qū)開采；而后進(jìn)行CO2驅(qū)開采；B2.當(dāng)CO2驅(qū)發(fā)生明顯的裂縫竄逸特征后(即沿裂縫方向井中有CO2大量產(chǎn)出而裂縫兩側(cè)的井中無(wú)產(chǎn)出)，進(jìn)行所述一級(jí)封竄(即將可形成高強(qiáng)膠的原料溶液注入裂縫并候凝)，再注入CO2驅(qū)替；C2.當(dāng)發(fā)現(xiàn)低滲基質(zhì)中的相對(duì)高滲透層導(dǎo)致CO2竄逸后(即發(fā)現(xiàn)有油井基本不出油且連續(xù)大量產(chǎn)出CO2后)，進(jìn)行所述二級(jí)封竄中的第一次作業(yè)，即在注入液氮(注入量可為1噸)作為隔離段塞后，注入設(shè)計(jì)量的脂肪胺封竄劑(一般在5噸～15噸)，再注入1噸液氮作后續(xù)隔離段塞，無(wú)需候凝，繼續(xù)注入CO2驅(qū)替；D2.當(dāng)再次發(fā)現(xiàn)低滲基質(zhì)中的相對(duì)高滲透層導(dǎo)致CO2竄逸后，可重復(fù)步驟C2，直至總的采出程度達(dá)到要求。本發(fā)明針對(duì)低滲透裂縫型油藏注CO2過程中不同的竄逸情況，采用兩級(jí)封竄的方式，先封堵裂縫中的竄逸，再封堵低滲基質(zhì)中相對(duì)高滲透層中的竄逸，提高了石油采收率。附圖說明圖1為徑向流低滲透裂縫型物理模型。圖2為整個(gè)驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)流程圖。圖3為實(shí)施例1各階段封竄施工效果匯總。圖4為實(shí)施例2各階段封竄施工效果匯總。圖5為實(shí)施例3各階段封竄施工效果匯總。具體實(shí)施方式下面通過具體實(shí)施例對(duì)本發(fā)明進(jìn)行說明，但本發(fā)明并不局限于此。下述實(shí)施例中所使用的實(shí)驗(yàn)方法如無(wú)特殊說明，均為常規(guī)方法；下述實(shí)施例中所用的試劑、材料等，如無(wú)特殊說明，均可從商業(yè)途徑得到。下述實(shí)施例以徑向流低滲透物理模型為基礎(chǔ)，考慮裂縫以及基質(zhì)中存在的部分相對(duì)高滲透層。圖1為徑向流低滲透裂縫型物理模型。實(shí)施例1實(shí)驗(yàn)條件物理模型尺寸為φ400mm×60mm，是將天然露頭經(jīng)過鉆取、切割、打磨制成，按照五點(diǎn)法井網(wǎng)，設(shè)計(jì)一注四采井組。由于天然露頭致密程度不一致，導(dǎo)致注入井到四個(gè)采出井間的滲透率也不一致，這恰好可以更真實(shí)地模擬現(xiàn)場(chǎng)情況。物理模型1的物性及四個(gè)方向的滲透率見表1。表1實(shí)施例1模型在各采出井方向滲透率測(cè)量結(jié)果流量(ml/min)壓差(KPa)基質(zhì)滲透率(mD)1#0.1888.390.2182#0.4138.615.623#0.4122.516.394#0.551.8118.74另外，為了模擬現(xiàn)場(chǎng)裂縫，在1#與3#井之間，人工壓裂造縫。裂縫中填充有少量粒徑約為0.3mm的石英砂作為裂縫支撐劑，測(cè)定裂縫滲透率12762.3mD。實(shí)驗(yàn)流程及設(shè)備圖2為整個(gè)驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)流程，由四部分組成：供液系統(tǒng)，模型本體，計(jì)量系統(tǒng)、恒溫系統(tǒng)。其中，供液系統(tǒng)為高壓泵以及相關(guān)的中間容器，用于模擬恒速注入；計(jì)量系統(tǒng)分為兩個(gè)部分：一是壓力傳送系統(tǒng)，包括壓力傳感器和處理模塊；二是流量計(jì)量系統(tǒng)(包括高壓CO2氣體流量計(jì))，精確計(jì)量注入與產(chǎn)出的液體、氣體。按照地層溫度設(shè)定恒溫箱內(nèi)溫度，實(shí)驗(yàn)在模擬地層溫度條件下進(jìn)行?？刂苹貕?.0MPa，注入壓力為8.0MPa；模型環(huán)壓12MPa。實(shí)驗(yàn)方案與結(jié)果分析(1)模型飽和油后，在1#井與3#井間人工造縫，之后按照礦場(chǎng)程序先進(jìn)行水驅(qū)；這個(gè)階段在1#井、3#井、4#井中都有油產(chǎn)出，而2#井方向滲透率低，且無(wú)裂縫導(dǎo)引，沒有油產(chǎn)出(見表2中水驅(qū)列)。(2)在水驅(qū)發(fā)生明顯的竄逸后，進(jìn)行一級(jí)封竄，即用改性天然高分子材料的強(qiáng)膠封堵裂縫，該強(qiáng)膠體系的構(gòu)成為α-淀粉4份、丙烯酰胺4份、N,N’-亞甲基雙丙烯酰胺0.1份、過硫酸鉀0.1份、亞硫酸鈉0.2份，使用時(shí)用油田注入水配制成質(zhì)量濃度為8％的溶液，在小于地層破裂的壓力下將成膠前的溶液18ml注入裂縫，候凝48h后，開始注入CO2進(jìn)行驅(qū)替，即進(jìn)行第一次CO2驅(qū)；這個(gè)階段因連通1#井、3#井方向的裂縫被膠封死，并且注入CO2要優(yōu)先走相對(duì)高滲透率的方向，因此，只有2#井、4#井有氣驅(qū)油產(chǎn)出(見表2中一次氣驅(qū)之列)，并且首先在4#井發(fā)生CO2竄逸現(xiàn)象。(3)在發(fā)現(xiàn)4#井不出油且連續(xù)產(chǎn)出CO2后，開始二級(jí)封竄中的第一次作業(yè)，即先注入4ml的N2作為隔離段塞后，再注入設(shè)計(jì)量的乙二胺(20ml)，接著再注入4ml的N2作后續(xù)隔離段塞，以封堵中心注入井至4#井間的竄逸。在第一次封竄作業(yè)后，再開始第二次CO2驅(qū)替；這個(gè)階段因4#井方向基質(zhì)中的相對(duì)高滲透層已經(jīng)被注入的乙二胺在與CO2反應(yīng)成鹽后封死，4#井無(wú)液體產(chǎn)出，1#井、2#井、3#井都有油產(chǎn)出(見表2中二次氣驅(qū)之列)，并且發(fā)現(xiàn)在連續(xù)注入CO2后，在3#井又發(fā)生了CO2竄逸現(xiàn)象。(4)在發(fā)現(xiàn)3#井不出油且連續(xù)產(chǎn)出CO2后，開始二級(jí)封竄中的第二次作業(yè)，即先注入4ml的N2作為隔離段塞后，再注入設(shè)計(jì)量的乙二胺(18ml)，然后再注入4ml的N2作后續(xù)隔離段塞，以封堵中心注入井至3#井間的竄逸。在第二次封竄作業(yè)后，再開始第三次CO2驅(qū)替；這個(gè)階段因3#井方向基質(zhì)中的相對(duì)高滲透層已經(jīng)被注入的乙二胺與CO2反應(yīng)成鹽后封死，3#井無(wú)液體產(chǎn)出，1#井、2#井有大量油產(chǎn)出，同時(shí)，4#井也有少量油產(chǎn)出(見表2中三次氣驅(qū)之列)，并且發(fā)現(xiàn)在2#井方向再次發(fā)生CO2竄逸現(xiàn)象。(5)在發(fā)現(xiàn)2#井不出油且連續(xù)產(chǎn)出CO2后，開始二級(jí)封竄中的第三次作業(yè)，即先注入4ml的N2作為隔離段塞后，再注入設(shè)計(jì)量的乙二胺(18ml)，然后再注入4ml的N2作后續(xù)隔離段塞，以封堵中心注入井至2#井間的竄逸。在第三次封竄作業(yè)后，再開始第四次CO2驅(qū)替；這個(gè)階段因2#井方向基質(zhì)中的相對(duì)高滲透層已經(jīng)被注入的乙二胺與CO2反應(yīng)成鹽后封死，2#井無(wú)液體產(chǎn)出，1#井有較多油產(chǎn)出，同時(shí)，3#井也有少量油產(chǎn)出(見表2中四次氣驅(qū)之列)，并且發(fā)現(xiàn)4#井方向已經(jīng)無(wú)油產(chǎn)出。至1#井、3#井全無(wú)油產(chǎn)出時(shí)停止注入。表2給出了實(shí)施例1模型在各階段封竄采油情況。表2實(shí)施例1模型在各階段封竄采油情況表圖3為實(shí)施例1各階段封竄施工效果匯總由圖3可知：經(jīng)過兩級(jí)封竄，特別是二級(jí)封竄中三次施工封竄基質(zhì)中的竄逸，使采出程度從注水階段的14.4％提高到80.1％，增加65.7個(gè)百分點(diǎn)，兩級(jí)封竄效果顯著。當(dāng)然，實(shí)際礦場(chǎng)應(yīng)用中還要考慮經(jīng)濟(jì)效益的因素，如本實(shí)驗(yàn)中，各階段施工效果見圖3。在二級(jí)封竄中，經(jīng)過一級(jí)封竄裂縫及二級(jí)封竄的第一次注胺施工，可以將總采出程度提高到56.4％，這已經(jīng)接近常規(guī)油田化學(xué)驅(qū)的效果，若經(jīng)濟(jì)允許，再增加一次注胺施工，總采出程度可以達(dá)到72.6％，此時(shí)已經(jīng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過常規(guī)油田化學(xué)驅(qū)的效果，可以不用考慮再進(jìn)行第三次注胺施工了。為了驗(yàn)證兩級(jí)封竄方法的可靠性，繼續(xù)進(jìn)行兩組實(shí)施例加以比較、驗(yàn)證。用相同的實(shí)驗(yàn)流程及設(shè)備，實(shí)驗(yàn)方案相同，選擇不同的模型，滲透率有所改變，驗(yàn)證、考察兩級(jí)封竄效果的重復(fù)性。為便于對(duì)比效果，各階段的操作過程以及轉(zhuǎn)注操作順序也完全相同(實(shí)施例2和實(shí)施例3)。實(shí)施例2物理模型2的物性及四個(gè)方向的滲透率見表3。表3實(shí)施例2模型在各采出井方向滲透率測(cè)量結(jié)果流量(ml/min)壓差(KPa)基質(zhì)滲透率(mD)1#0.1997.630.1942#0.4111.017.033#0.4168.924.634#0.4238.013.27同樣，在1#與3#井之間，人工壓裂造縫。裂縫中填充有少量粒徑約為0.3mm的石英砂作為裂縫支撐劑，測(cè)定裂縫滲透率11876.5mD。同樣進(jìn)行兩級(jí)封竄，在裂縫封竄后，進(jìn)行CO2驅(qū)，至一個(gè)井發(fā)生氣竄后再開始循環(huán)封堵基質(zhì)中相對(duì)高滲層的竄逸，結(jié)果見表4和圖4。表4實(shí)施例2模型在各階段封竄采油情況表圖4為實(shí)施例2各階段封竄施工效果匯總由圖4可知：同樣經(jīng)過兩級(jí)封竄，使采出程度從注水階段的13.6％提高到76.2％，增加62.6個(gè)百分點(diǎn)。相比實(shí)施例1，盡管物理模型的滲透率大幅度降低，但是，兩級(jí)封竄效果仍然很顯著。在經(jīng)過二級(jí)封竄的兩次注氣施工后，采出程度已經(jīng)達(dá)到67.4％，該效果也超過了常規(guī)油田的化學(xué)驅(qū)效果。實(shí)施例3物理模型3的物性及四個(gè)方向的滲透率見表5。表5實(shí)施例3模型在各采出井方向滲透率測(cè)量結(jié)果流量(ml/min)壓差(KPa)基質(zhì)滲透率(mD)1#0.4296.272.622#0.4350.52.233#0.4673.821.164#0.4609.221.28為進(jìn)一步考察兩級(jí)封竄控制平面非均質(zhì)性的能力，人工造縫從中心井至1#井和2#井，構(gòu)成一個(gè)“V”型縫，裂縫中同樣填充少量粒徑約為0.3mm的石英砂作為裂縫支撐劑，測(cè)定裂縫滲透率12676.8mD。然后開始相同的操作程序，模型在水驅(qū)后進(jìn)行氣驅(qū)，經(jīng)過兩級(jí)封竄，考察竄逸控制效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6和圖5。表6實(shí)施例3模型在各階段封竄采油情況表圖5為實(shí)施例3各階段封竄施工效果匯總。由圖5可知：盡管兩條裂縫構(gòu)成“V”型，仍然獲得了良好的調(diào)整平面非均質(zhì)性的封竄效果，經(jīng)過兩級(jí)封竄，使采出程度從注水階段的11.2％提高到73.0％，增加61.8個(gè)百分點(diǎn)。由于中心井至3#、4#井方向面積大，在3#方向發(fā)生兩次竄逸，而1#、2#井方向在注膠封堵裂縫后進(jìn)行CO2驅(qū)階段沒再發(fā)生竄逸，模型的內(nèi)部孔隙構(gòu)成比較均勻。在經(jīng)過一級(jí)封竄和二級(jí)封竄的兩次施工后，采出程度已經(jīng)達(dá)到67.0％，可以說，不用進(jìn)行第四次氣驅(qū)，該效果同樣也超過了常規(guī)油田的化學(xué)驅(qū)效果。兩級(jí)封竄技術(shù)可以有效控制低滲透裂縫型油藏中CO2驅(qū)過程中的竄逸，擴(kuò)大波及體積。在一級(jí)封竄封堵裂縫后，若不計(jì)經(jīng)濟(jì)因素，二級(jí)封竄多次循環(huán)施工，理論上可以采出全部剩余油。實(shí)際應(yīng)用中，需要根據(jù)技術(shù)經(jīng)濟(jì)限制，控制二次封竄施工輪次，以獲得最佳經(jīng)濟(jì)效益。