郭茂雷 黃春霞 董小剛 周曄 湯瑞佳

1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院 2.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點實驗室3.延長油田股份有限公司靖邊采油廠

CO2驅是提高油藏原油采收率和實現(xiàn)溫室氣體地質埋存的雙贏舉措，也是我國現(xiàn)階段應對溫室效應和環(huán)境問題最經濟有效的方式之一[1-2]。目前，我國已經在吉林、草舍等油田實施了CO2驅提高采收率現(xiàn)場試驗，并取得了階段成功，但針對致密砂巖油藏CO2驅油機理研究較少[3-5]。李孟濤等[6]研究表明，超臨界狀態(tài)的CO2可以降低所波及油水的界面張力，水氣交替注入時,水對混相有不利的影響；郎東江等[7]利用核磁共振技術對致密砂巖儲層不同滲透率級別基質巖心和裂縫基質巖心不同驅替壓力下CO2驅油特征進行了研究。本研究以延長油田致密砂巖油藏長6儲層為例，針對該油藏儲層物性差、非均質強、油田注水開發(fā)難度大、一次衰竭式采油和二次注水采油的采收率低等問題，研究利用延長石油產業(yè)鏈中煤化工豐富的CO2氣源提高致密砂巖油藏采收率的可行性[8-9]。應用室內物理模擬技術開展了CO2與延長油田地層油的相態(tài)實驗和最小混相壓力實驗研究；CO2對儲層巖石物性的影響研究；利用天然巖心研究了注入方式、巖心滲透率及非均質性對CO2驅油效率的影響規(guī)律。

1 主要驅油機理研究

1.1 最小混相壓力測試

混相是指2個或多個單相流體在某一條件下混合后相界面消失，界面張力為0。此時的壓力即原油體系最小混相壓力，當驅替壓力高于最小混相壓力時，即可實現(xiàn)混相，能否實現(xiàn)混相驅被認為是影響CO2驅油效果的關鍵因素之一[10-12]。

實驗采用細管實驗法測定最小混相壓力[13-14]，流程如圖1所示，通過一根內由細砂充填的長細管作為一維流動模型，模擬油藏條件下CO2注氣中的多級接觸動態(tài)混相過程。將注入體積1.2 PV，最終采收率達到90%定為混相的界限。繪制細管實驗注入1.2 PV時采收率與驅替壓力的關系曲線圖，非混相段與混相段的交點所對應的壓力即定義為最小混相壓力。

圖2表明了穿透時原油采收率隨壓力的變化情況。由圖2確定的最小混相壓力值約為22.15 MPa，高于原始地層壓力17.5 MPa，因此研究區(qū)塊的CO2驅替方式主要為非混相驅。

1.2 相態(tài)評價實驗

PVT(壓力-體積-溫度)實驗是測定不同濃度CO2油藏流體的體積(V)與壓力(P)的關系，由此可以確定泡點壓力、油藏流體在指定壓力下的密度等實驗數(shù)據(jù)，進而推算出相對體積、CO2溶解度等參數(shù)。

實驗采用美國RUSKA公司生產的高壓PVT實驗裝置進行相態(tài)行為測定。配制一定CO2濃度的油藏流體，測定所配油藏流體的PVT性質，壓力由高向低，每隔1～2 MPa分別測定不同壓力下的油藏流體PVT數(shù)據(jù)。根據(jù)體系體積的突變點，得出油藏流體的泡點壓力。達到泡點壓力后，繼續(xù)降低壓力直至地層壓力或地層壓力以下。

1.2.1不同注入濃度下的泡點壓力

圖3為泡點壓力隨CO2注入濃度的變化情況。地層原油的泡點壓力為7.45 MPa。CO2注入濃度較低時，原油泡點壓力增加得較慢；隨著CO2濃度的增加，當CO2注入摩爾分數(shù)超過41%后，泡點壓力上升較快，CO2注入摩爾分數(shù)為67.13%時，泡點壓力達25.25 MPa。注氣后泡點壓力增加越少，說明氣體在原油中溶解性越好，當CO2在原油中的溶解達到一定程度以后，溶解能力下降，泡點壓力上升加快。

1.2.2注CO2條件下油藏流體密度

圖4為CO2不同注入濃度下的油藏流體密度。從圖4可看出，同一CO2注入濃度，油藏流體密度隨壓力的降低而減少，當降低至泡點以下時，油藏流體密度隨壓力降低下降明顯。隨著CO2注入濃度的增加，密度的變化趨于平緩。在等壓條件下，CO2溶解后，油藏流體體積膨脹，油藏流體密度隨著CO2注入濃度的增加呈下降趨勢。

經過多年研究，特別是近10年的攻關和示范，我國二氧化碳驅油埋存基礎理論研究和工程技術有了重大進展，形成了二氧化碳混相驅、非完全混相驅室內試驗評價、氣驅方案設計、全過程數(shù)值模擬實時跟蹤及調整技術、二氧化碳分層注采集輸工藝技術、二氧化碳腐蝕與防護技術、二氧化碳綜合監(jiān)測和風險控制技術、驅油及埋存選址和容量評估等技術，為大規(guī)模推廣應用提供了技術支撐。

1.2.3注CO2條件下油藏流體體積膨脹

圖5為注入不同CO2濃度下油藏流體相對體積的變化曲線。從圖5可看出，隨著注入CO2濃度的升高，體積膨脹系數(shù)逐漸增加。在沒有注入CO2時，30 MPa下的地層流體體積膨脹系數(shù)約1.12，當CO2注入摩爾分數(shù)為67.13%時，30 MPa下的地層流體體積膨脹系數(shù)可達1.81，注入CO2有利于原油的采出。

1.2.4注CO2條件下原油黏度

圖6為CO2濃度對原油黏度的影響。從圖6可看出，在相同的壓力下，油藏流體黏度隨著CO2濃度的增加而降低。29.5 MPa下，未注CO2時黏度約3.7 mPa·s，注CO2摩爾分數(shù)為67.13%時，黏度約0.5 mPa·s，黏度下降約7倍。由注入CO2后黏度減小幅度可以看出，注CO2對于改善延長油田原油的黏度有較好的效果。隨著CO2濃度的增加，不同壓力下的黏度值相差不大，表明CO2濃度的增加，氣液接近混相狀態(tài)，黏度隨壓力的變化不再明顯。

1.2.5CO2在地層油中的溶解度

圖7為CO2溶解度與壓力的關系。其中，黑色區(qū)域指CO2可完全溶解區(qū)域，白色區(qū)域指CO2不可完全溶解區(qū)域。從圖7可看出，隨著CO2注入濃度的增加，壓力逐漸升高，井流物中及脫氣油中的CO2溶解度上升較快，在25.25 MPa下，1 t井流物中的CO2可達266.6 m3。

2 儲層傷害研究

2.1 CO2-無機鹽溶液沉淀

以CO2-CaCl2為例，由圖8可以看出，通入CO2

后，隨著壓力的升高，CaCl2溶液的pH值呈下降趨勢。當壓力在0.25～2.5MPa時，溶液pH值在3.5～4.0之間波動。這主要由于壓力增加，CO2在水中的溶解度增大，使得水中溶解的CO2量增大，更多的CO2與水結合形成碳酸，從而導致溶液pH值隨壓力增加而降低。在實驗過程中，未發(fā)現(xiàn)溶液中有CaCO3沉淀生成。另外，實驗中還發(fā)現(xiàn)，繼續(xù)增加CaCl2質量分數(shù)(分別為5%、10%、20%、30%)也未見有白色CaCO3沉淀生成。這主要由于CO2加入到CaCl2溶液中后，CO2與水反應形成H2CO3，溶液呈酸性，在酸性條件下，CO2在水中主要以HCO3-和H2CO3形式存在。而HCO3-與Ca2+結合所形成的Ca(HCO3)2溶于水。因此，在CO2注入及地層驅替過程，不會形成CaCO3垢而堵塞儲層孔隙。

2.2 CO2-瀝青質含量變化

原油與CO2作用后，原油中的重組分瀝青質會發(fā)生沉積，導致與CO2作用后的原油的界面活性組分瀝青質含量減少。實驗直接測定44 ℃時，CO2與原油作用，在CO2與原油的物質的量比分別為50%、75%、90%，不同作用壓力下，選取與CO2反應3天后的原油進行瀝青質含量測定，確定瀝青質的沉積點，結果如圖9所示。

在不同作用壓力下，原油和CO2作用后，原油中的瀝青質不斷沉積，作用壓力越大，瀝青質沉積越多。當CO2壓力升至15 MPa時，CO2與原油作用時瀝青質沉積較明顯，相對沉積量達到8%左右，此時壓力即為該條件下瀝青質沉積點。當壓力超過瀝青質沉積點后，隨作用壓力增大，瀝青質沉淀量增加幅度加快。壓力超過30 MPa后，隨系統(tǒng)壓力增加，瀝青質沉積量基本保持不變。由圖9可看出，當CO2與原油物質的量比為50%時，瀝青質沉積點壓力在15 MPa左右。當CO2與原油物質的量比為75%時，瀝青質沉積點壓力在11 MPa左右。當CO2與原油物質的量比為90%時，瀝青質沉積點壓力在8 MPa左右。

(1)

3 驅油影響因素研究

3.1 實驗設備及材料

實驗設備：KDHW-Ⅱ型自控恒溫箱、HAS-100HSB型恒壓恒速泵、巖心夾持器(30 cm×4.5 cm×4.5 cm)、活塞中間容器、回壓閥、D07-11C型氣體流量計、CS200型氣體流量計、壓差變送器及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、氣液分離裝置、液體收集裝置、管線若干。

實驗用油為實驗區(qū)塊脫水脫氣原油與煤油配制出的模擬油；地層水及注入水為延長油田CO2驅替示范區(qū)地層水，總礦化度為147 879.9 mg/L，硬度為616.28 mg/L； 實驗巖心為不同滲透率級差(10、30、50、100、2 500、裂縫)的人造非均質方巖心，規(guī)格4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

3.2 非均質性對CO2驅油效果的影響

非均質性會嚴重影響CO2的驅油效果，選取不同滲透率級差(10、30、100、裂縫)的人造非均質巖心(4.5 cm×4.5 cm×30cm)進行CO2驅油實驗。圖10為滲透率級差與CO2連續(xù)氣驅采出程度柱狀圖。從圖10可看出，均質巖心的采出程度明顯高于非均質巖心。這主要是由于注入氣體能夠在均質巖心內部均勻推進，驅替前緣較為穩(wěn)定，波及體積較大，驅替效果較好，最終采出程度可達到56.86%，CO2氣驅可提高采出程度23.25個百分點。

非均質巖心的CO2驅油效果較差，且隨著巖心非均質性的增加，水驅采出程度、氣驅提高采出程度及最終采出程度均呈明顯下降趨勢。由于非均質性的存在，注入氣體沿高滲透層突進，波及效率較差，采出程度較低。當巖心中存在裂縫時，注入水僅能采出裂縫中的原油，注入CO2氣體后，氣體沿裂縫突進，無法驅替基質中的原油，氣驅提高采出程度僅為0.21%。

3.3 注入方式對CO2驅油效果的影響

采用滲透率級差為30的天然巖心，分別測試了連續(xù)氣驅、水驅后連續(xù)氣驅與水驅后水氣交替注入的注入方式對采收率的影響，實驗結果見表1。從表1可看出，水驅后WAG驅的效果最好。連續(xù)氣驅實驗組的最終采收率為21.77%，由于巖心的非均質性導致連續(xù)氣驅時氣體竄逸，因此采收率相比后兩組較低。水氣交替注入能夠有效地控制氣竄，極大地延緩氣竄時間，同時還能夠調整流體剖面，使得流體更多地進入低滲透層，提高了非均質巖心的采出程度。

表1 CO2驅不同注入方式實驗結果Table1 ExperimentalresultsofdifferentinjectionmodesofCO2flooding巖心編號孔隙體積/cm3孔隙度/%含油飽和度/%注入方式采收率/%水驅采收率氣驅采收率最終采收率121213-110217.0365.51連續(xù)氣驅0.0021.7721.77121213-210417.3566.35水驅后連續(xù)氣驅23.338.4133.73131223-69916.7064.65水驅后WAG驅23.7520.9544.70

4 結論與認識

(1) 試驗區(qū)CO2-原油最小混相壓力22.15 MPa，高于原始地層壓力17.5 MPa，研究區(qū)塊的CO2驅替方式主要為非混相驅。

(2)PVT實驗表明，在相同壓力下，油藏流體密度隨著CO2注入濃度的增加而減少，體積膨脹系數(shù)隨著注入CO2濃度的升高逐漸增加，油藏流體黏度隨CO2濃度的增加而降低。

(3) 通入CO2后，隨注入壓力升高，無機鹽溶液的pH值呈下降趨勢，不會形成CaCO3沉淀。作用壓力越大，CO2與原油作用后瀝青質沉積越多，且CO2與原油物質的量比不同，瀝青質沉積點也有所差別。

(4) 均質巖心的采出程度明顯高于非均質巖心，且隨著巖心非均質性的增加，水驅采出程度、氣驅提高采出程度及最終采出程度均明顯下降。

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