聶 軍

（中國石化華東分公司石油勘探開發(fā)研究院，江蘇揚州225007）

YD油田二氧化碳驅(qū)替室內(nèi)模擬試驗研究

聶 軍*

（中國石化華東分公司石油勘探開發(fā)研究院，江蘇揚州225007）

以YD油田f3段巖芯為研究對象，進行二氧化碳驅(qū)室內(nèi)試驗研究。恒質(zhì)膨脹試驗表明，注CO2可大幅度提高地層原油體積系數(shù)、膨脹系數(shù)，降低地層原油粘度。細管試驗獲得二氧化碳/地層原油多次接觸后最小混相壓力為30.78MPa，高于目前地層壓力。長巖芯驅(qū)替試驗表明，最佳二氧化碳段塞體積約為0.2HCPV。氣水比1∶1、段塞體積0.2HCPV CO2水/氣交替驅(qū)可延遲水、氣突破時間，雖不能實現(xiàn)混相驅(qū)替，但仍可獲得74.47%驅(qū)油效率。

二氧化碳；長巖芯；段塞；驅(qū)油效率

1 概述

近來已形成化學(xué)驅(qū)、熱采、微生物、氣體混相驅(qū)等三次采油手段。由于低滲透油藏儲層的孔隙細小，水驅(qū)或化學(xué)驅(qū)均容易造成注入流體傷害。利用二氧化碳超臨界的物理性質(zhì)，較其他氣體如氮氣、甲烷易使原油膨脹、降粘、萃取、降低相間界面張力，改善地層滲流條件，擴大波及范圍，進而提高采收率[1]。選用YD油田f3段巖芯，復(fù)配地層原油進行原油PVT試驗、注CO2膨脹試驗、CO2與地層原油最小混相壓力確定試驗、不同注氣方式長巖芯室內(nèi)物理模型驅(qū)油試驗。通過上述實驗數(shù)據(jù)的分析對比對CO2驅(qū)油機理，地層原油和CO2多次接觸后其相態(tài)變化，CO2、地層水驅(qū)替過程中的動態(tài)特征差別有更全面的認識，并為生產(chǎn)現(xiàn)場提供必要的參數(shù)。

2 實驗分析

2.1 地層原油PVT實驗分析[2]

取YD油田地面原油和井口分離氣復(fù)配地層原油。測試結(jié)果表明，在地層溫度101.3℃時飽和壓力為5.731MPa，單次脫氣氣油比18.69m3/m3，體積系數(shù)1.1159。地層原油粘度4.14mPa·s，地層原油密度0.8048g/cm3、脫氣油密度0.8710g/cm3。表明該地層原油飽和壓力低，氣油比小，脫氣原油密度一般，體積膨脹能量較低，符合一般黑油油藏特征[3]。

2.2 CO2/地層原油恒質(zhì)膨脹實驗分析

在地層溫度101.3℃條件下對地層原油進行5次恒質(zhì)膨脹P-V關(guān)系測試，將不同當量的CO2注入地層原油中，分別測定CO2在地層原油不同摩爾百分含量時地層原油的飽和壓力、體積系數(shù)、膨脹系數(shù)、原油密度、粘度等物性變化情況，見表1。

表1 二氧化碳/地層流體恒質(zhì)膨脹試驗數(shù)據(jù)表

實驗表明，注入CO2后地層原油飽和壓力、體積系數(shù)、氣油比、膨脹系數(shù)均逐漸升高，尤其在注入50mol% CO2后升高幅度明顯。當飽和壓力與地層壓力相近時，CO2溶于油中最大濃度近70mol%，表明該原油對CO2溶解能力較強。體積系數(shù)增大36.61%，原油密度略有增加，粘度下降70.29%，膨脹系數(shù)增大42.80%。表明CO2對該原油有較強的溶脹、降粘作用，能有效提高地層流體彈性膨脹能，使儲集層孔隙壓力升高，在巖芯局部形成飽和帶，提高了油的相對滲透率[4]，CO2與巖芯中油水的相互作用，有利于改善水驅(qū)微觀驅(qū)油效率，擴大了氣驅(qū)宏觀波及范圍同時降低相間界面張力，改善滲流環(huán)境進而對提高原油采收率有利[5]。

2.3 最小混相壓力細管實驗分析[6]

盡可能消除粘性指進、重力分異、巖芯非均質(zhì)性等對地層流體滲流不利的影響因素。在地層溫度、細管提供的多孔介質(zhì)條件下，通過改變驅(qū)替壓力，獲得驅(qū)油效率、氣油比與注入孔隙體積倍數(shù)以及驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力的關(guān)系曲線，確定地層原油與CO2多次接觸混相的最小壓力為30.78MPa高于目前27.35MPa的地層壓力。最小混相壓力與地層溫度、原油組成及原油粘度關(guān)系密切而與原油密度關(guān)系不大[7]，因該儲層埋藏較深至地層溫度較高，原油粘度低，在目前地層條件達不到至其混相的壓力，只能進行非混相或近混相驅(qū)替。

2.4 長巖芯驅(qū)替試驗過程及分析

注入速度均為6.0mL/h，進行以下5組試驗。

2.4.1 CO2持續(xù)驅(qū)

CO2突破較早，驅(qū)至0.2032HCPV時氣突破，驅(qū)油效率約為50%。注采壓差下降幅度較大，從3.10MPa降至0.96MPa，氣突破后壓差平穩(wěn)。CO2可萃取原油中輕烴的原因，仍有少量稀油采出[8]。因氣突破時間過早導(dǎo)致最終驅(qū)油效率不高，驅(qū)至1.2560HCPV時最終驅(qū)油效率為65.73%，見圖1。

圖1 注入HCPV倍數(shù)與驅(qū)油效率及生產(chǎn)氣油比關(guān)系

氣過早突破原因分析：

（1）CO2注入速度過快至巖芯的非均質(zhì)性顯現(xiàn)，發(fā)生氣竄。

（2）因MMP高于目前地層壓力為非混相驅(qū)替，CO2驅(qū)替前沿雖能與地層原油多次接觸，發(fā)生相間傳質(zhì)作用并能對原油中的輕烴抽提，但并不能在驅(qū)替前緣形成足夠長的原油富氣相與CO2富烴相混相帶；CO2在地層條件下粘度約為0.048mPa·s，與地層油粘度相差過大至兩者流度比遠大于1，驅(qū)替前緣極不穩(wěn)定，CO2極易指進形成突破[9]。

（3）后面的幾種驅(qū)替方式均是先注水再注氣，油相與氣相間以水相相隔，水相有效阻礙了氣相分子向油相的擴散并抑制了輕質(zhì)烴從油相釋放到氣相中的進度，CO2先溶于水提高了水的粘度改善了驅(qū)替前緣油水兩相流度比，穩(wěn)定了驅(qū)替前緣延滯CO2突破時間[10]。

2.4.2 完全水驅(qū)后CO2持續(xù)驅(qū)

本次實驗分兩個階段進行，第一階段為完全水驅(qū)，驅(qū)水至0.3857HCPV時，出口端見水，驅(qū)油效率約為42%。水突破后，因水占據(jù)巖芯中主要孔道，產(chǎn)油量急劇下降，產(chǎn)水量急劇上升，壓差縮小趨穩(wěn)。驅(qū)至1.2204HCPV時，原油最終驅(qū)油效率為43.63%，含水率99.60%，注采壓差穩(wěn)定在1.10MPa左右。第二階段為CO2氣驅(qū)，驅(qū)至0.4080HCPV時，因CO2溶于殘余油中，使原油體積膨脹，增加彈性能，原油大量產(chǎn)出，驅(qū)油效率增至 50.49%，含水率降至 30.47%。驅(qū)至1.2210HCPV時壓差為0.94MPa，最終驅(qū)油效率為63.29%，此時含水68.94%。表明水驅(qū)至含水率高達99%時轉(zhuǎn)注CO2開采仍能提高驅(qū)油效率約20%，見圖2。

圖2 注入HCPV倍數(shù)與驅(qū)油效率及含水率關(guān)系圖

2.4.3 注0.2 HCPV CO2氣水比為1∶1水氣交替驅(qū)

共注3個CO2段塞，在注第1個段塞前先注0.2HCPV水，氣水比1∶1交替注入。在注第2個CO2段塞前，驅(qū)至0.6047HCPV時，出口端見水，此時驅(qū)油效率約為43%，注采壓差由1.31MPa緩慢下降至0.91MPa，水突破后含水率逐漸上升至79.26%。在注第3個CO2段塞前，驅(qū)至0.9924HCPV時，氣突破，此時驅(qū)油效率為69.94%，含水率大幅下降至25.86%，氣突破后壓差逐漸下降趨穩(wěn)。在注完第3個CO2段塞，驅(qū)至 1.2241HCPV時，注采壓差降至0.32MPa，最終驅(qū)油效率為74.41%，含水率高達91.44%，見圖3。

圖3 注入HCPV倍數(shù)與驅(qū)油效率及含水率關(guān)系圖

2.4.4 注0.4 HCPV CO2氣水比為2∶1水氣交替驅(qū)

共注2個0.4HCPV CO2段塞，在注第1個CO2段塞前先注0.2HCPV水，2個CO2段塞間注0.2HCPV水，氣水比2∶1交替注入。在注完第1個CO2段塞前，驅(qū)至0.5979HCPV時，出口端見水，此時驅(qū)油效率約為41%，水突破前注采壓差較穩(wěn)定，介于0.63～0.93MPa之間，水突破后壓差逐漸增大，最高至1.43MPa，含水率也逐漸增大，氣突破前含水率最高至78.47%。在注第2個CO2段塞期間，驅(qū)至0.9812HCPV時，氣突破，此時驅(qū)油效率約為59%，氣油比為669.52m3/m3，注采壓差降低至1.19MPa。繼續(xù)注氣，含水率與注采壓差均逐漸降低。第2個CO2段塞注完，驅(qū)至1.2564HCPV時，最終驅(qū)油效率為61.26%，含水率為52.51%，注采壓差為0.48MPa，見圖4。

圖4 注入HCPV倍數(shù)與驅(qū)油效率及含水率關(guān)系圖

2.4.5 注0.6 HCPV CO2氣水比為1∶1水氣交替驅(qū)

只注了1個0.6HCPV CO2段塞，在注氣之前先注0.2HCPV水，氣水比1∶1交替注入。水、氣突破均在注CO2段塞期間，水突破前注采壓差變化不大，介于1.16～1.70MPa之間，驅(qū)至0.4970HCPV時，出口端見水，此時驅(qū)油效率約為40%，此后含水率逐漸增大，氣突破前含水率為56.87%。驅(qū)至0.6769HCPV時氣突破，此時驅(qū)油效率約為59%，氣油比為425.32m3/m3，含水率為16.82%，壓差降至最低為0.68MPa。CO2注完轉(zhuǎn)注水后，只有少量原油產(chǎn)出，含水率、注采壓差均逐漸增大，驅(qū)至1.2675HCPV時，最終驅(qū)油效率為62.45%，含水率增大至最高為98.76%，注采壓差也增至最大為1.89MPa，見圖5。

圖5 注入HCPV倍數(shù)與驅(qū)油效率及含水率關(guān)系圖

用不同的注入CO2方式驅(qū)替巖芯造成水、氣突破時間、突破時驅(qū)油效率、原油最終驅(qū)油效率差別較大，具體參數(shù)見表2。

由表2可看出：

（1）0.2HCPVCO2水氣交替驅(qū)與另4種CO2注入方式相比最終驅(qū)油效率最高，為74.47%。注CO2總量最低，說明0.2HCPV CO2水氣交替驅(qū)較其它驅(qū)替方式相比CO2換油率高。

（2）0.2HCPV CO2水氣交替驅(qū)與0.4HCPV CO2水氣交替驅(qū)水、氣突破時間相近，較另3種CO2注入方式大大延遲。兩者水突破時驅(qū)油效率相近，氣突破時驅(qū)油效率前者較后者高出約12%，最終驅(qū)油效率較后者高出13.21%，但用氣量后者略大。

（3）在6.0mL/h注入速度下，CO2氣持續(xù)驅(qū)較另幾種驅(qū)替方式相比氣突破時間最早，驅(qū)至0.2032HCPV氣已突破。

（4）完全水驅(qū)后驅(qū)油效率為43.63%，轉(zhuǎn)氣持續(xù)驅(qū)后驅(qū)油效率為63.29%，提高了19.66%。表明注水開采后轉(zhuǎn)CO2氣驅(qū)仍能提高驅(qū)油效率近20%。

3 結(jié)論與認識

（1）CO2/地層原油膨脹試驗表明，CO2對YD油田f3段地層原油有較強的增容膨脹、降粘作用；

（2）細管試驗表明，YD油田f3段油藏在目前地層條件下，CO2只能進行非混相或近混相驅(qū)替；

（3）注水開采，無水期驅(qū)油效率較低（42.30%），轉(zhuǎn)注CO2開采最終驅(qū)油效率（63.29%），提高21%；

表2 不同注入CO2方式驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)對比表

（4）氣水比1∶1、CO2總注入量0.6HCPV均分3次注入，能有效延遲水、氣突破時間，提高驅(qū)油效率（最終驅(qū)油效率為74.47%）。

（5）達不到混相條件時，先注一定體積的水，控制CO2注入速度，可穩(wěn)定驅(qū)替前沿防止氣過早突破。

[1]何更生.油層物理[M],石油工業(yè)出版社，2005.

[2]中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準.SY/T 5542－2000地層原油物性分析方法[S].國家石油和化學(xué)工業(yè)局，2000.

[3]揚勝來.油層物理[M].中國石油大學(xué)出版社，2010：11-12.

[4]梁福元，周洪鐘，劉為民，崔軍漢，李志華，劉艷平.CO2吞吐技術(shù)在斷塊油藏的應(yīng)用[J].斷塊油氣田，2001，8（4）.

[5]王銳，呂成遠，岳湘安，倫增民.CO2與油水相互作用對驅(qū)替過程的影響研究[J].油田化學(xué)，2010，27（4）.

[6]中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準.SY/T6573-2003最低混相壓力細管實驗測定方法[S].國家經(jīng)濟貿(mào)易委員會，2003.

[7]郭平，苑志旺，廖廣志.注氣驅(qū)油技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀與啟示[J].天然氣工業(yè)，2009.

[8]郭平，油藏流體相態(tài)理論與應(yīng)用[M].石油工業(yè)出版社，2004.

[9]楊承志，岳清山，沈平平，譯.混相驅(qū)提高石油采收率冊[M].北京：石油工業(yè)出版社，1991：51-68.

[10]李士倫，張正卿，冉新權(quán)，等.注氣提高原油采收率技術(shù)[M].成都:四川科學(xué)技術(shù)出版社，2001：52-54.

TE357.45

A

1004-5716(2016)12-0038-04

2016-03-02

2016-03-09

聶軍（1971-），男（漢族），江蘇丹陽人，助理工程師，現(xiàn)從事油氣藏開發(fā)實驗研究工作。