陳舉民 ，李進 ，曹紅燕 ，張夢千 ，趙正勛

（1.中國石油青海油田分公司采油二廠，青海 德令哈 816400；2.中國石油長慶油田分公司西安長慶化工集團有限公司，陜西 西安 710018；3.中國石油華北油田分公司第四采油廠，河北 廊坊 065000）

0 引言

目前，國內(nèi)稠油的產(chǎn)量占開采原油總量的15%左右，如何經(jīng)濟開發(fā)稠油油藏對于國家的能源安全有著重要的意義［1-2］。國內(nèi)稠油的開發(fā)經(jīng)過長期探索，已經(jīng)形成了出砂冷采、蒸汽驅(qū)、注CO2驅(qū)、SAGD（蒸汽輔助重力泄油）、火燒油藏等多種開發(fā)技術(shù)手段。

對于淺薄層稠油油藏，水平井由于井控面積大，鉆遇儲量遠高于直井，有著不可替代的開發(fā)優(yōu)勢［3］。對于CO2吞吐的開發(fā)方式，水平井相比于直井是否有其他增油機理，相關(guān)研究未見發(fā)表。因此，本文通過水平長巖心與豎直長巖心模型的對比實驗研究水平井CO2吞吐的增產(chǎn)機理。同時，有必要探明不同注入?yún)?shù)的技術(shù)界限，設(shè)計了多輪次水平井CO2吞吐的對比實驗來揭示生產(chǎn)制度因素對于開發(fā)效果的影響。

1 稠油油藏CO2吞吐增油機理

1.1 目標區(qū)地質(zhì)及流體性質(zhì)

研究所用油樣來自于青海油田F油區(qū)，油藏為淺薄砂巖油藏，埋藏深度893～1 756 m。該稠油油藏平均孔隙度為31%，平均滲透率為1 230×10-3μm2，溫度27～35℃，壓力 10.2～18.5 MPa，20℃下地面原油密度平均為0.956 2 g/cm3，30℃下地面原油黏度平均為215.34 mPa·s。

油樣采用PVT裝置復(fù)配獲得。溫度35℃、壓力16.5 MPa的油藏條件下，原油黏度為185.42 mPa·s。采用高溫氣相色譜儀進行全組分分析，結(jié)果如表1所示。地層水樣同樣依據(jù)目標區(qū)地層水性質(zhì)參數(shù)復(fù)配獲得。

表1 F油區(qū)油樣全組分分析結(jié)果

由組分分析結(jié)果可知，原油的中質(zhì)—重質(zhì)組分相對較高，較難與 CO2形成混相驅(qū)替［4］。

1.2 原油性質(zhì)與CO2溶解相關(guān)性

盡管氣液平衡狀態(tài)方程和其他方程式可以預(yù)測特定溫度和壓力條件下CO2的溶解及原油膨脹效果［5］，實驗方法的測試結(jié)果往往更加精確、可靠。因此，開展了注CO2的膨脹實驗來確定油藏溫度下CO2在原油中的溶解性及原油的膨脹性。原油膨脹系數(shù)如圖1a所示，原油的黏度及密度與CO2注入量的變化關(guān)系如圖1b所示。

圖1 原油性質(zhì)與CO2注入量關(guān)系

由圖1a可知：當CO2注入量從10%增加到50%，原油體積從膨脹1.05倍增加至1.43倍。同時，隨著CO2注入量的增加，原油膨脹系數(shù)的上升趨勢并沒有變緩?；貧w到油藏環(huán)境中，稠油的體積大幅膨脹的同時，會從本身賦存的狹小的擴縮凹角、孔隙盲端等難波及的區(qū)域“擠”出來，大幅提高注CO2的微觀驅(qū)油效果。

由圖1b可知：隨CO2注入量的增加，原油的密度與黏度均大幅下降，甚至進入了非稠油的區(qū)間。可見稠油中注入CO2帶來的降黏效果要顯著優(yōu)于普通稀油。根據(jù)毛細管模型［6］推測，CO2的注入將大幅提高CO2吞吐的驅(qū)油效率，獲得開發(fā)效果的明顯提升。由于稠油油藏進行CO2吞吐，難以實現(xiàn)混相驅(qū)替。因此，相比于稀油油藏，稠油油藏CO2吞吐最主要的微觀驅(qū)油機理為CO2對原油的溶解膨脹作用及降黏作用。

2 水平井CO2吞吐機理

2.1 實驗材料及流程

將巖心模型水平放置，模擬在薄層油藏中進行水平井開發(fā)，而將模型豎直放置，模擬直井開發(fā)。長巖心CO2吞吐實驗裝置由常規(guī)長巖心驅(qū)替裝置改進所得，實驗流程如圖2所示。本研究使用組合長巖心進行實驗，巖心基本參數(shù)如表2所示。將巖心采用調(diào)和平均的方法置于巖心夾持器中以最大程度減少巖心排列方式對于實驗結(jié)果的影響［7］。組合巖心的平均滲透率由串聯(lián)巖心的滲透率計算公式［8］獲得。

圖2 水平井CO2吞吐機理及影響因素研究實驗流程

表2 組合長巖心基本性質(zhì)

在飽和油過程中，將2組長巖心模型均采用水平放置的方式進行充分飽和，以保證2組模型的初始含油條件一致。本研究方案均采用1輪次吞吐的方式。注入過程中，采用“強注入、長燜井”（注入時間240 min，燜井時間72 h，恒壓12 MPa）的注入方式，以研究注入的CO2對于多孔介質(zhì)內(nèi)原油的溶解膨脹、降黏等微觀作用。

2.2 實驗結(jié)果與分析

本文的研究對象為淺層稠油，意味著油藏具有相對低的溫度和壓力水平。在這種條件下，注入儲層的CO2將超過其臨界條件（7.495 MPa，31 ℃），達到超臨界狀態(tài)［9］，此時CO2密度與稠油密度差異依然很大。

直井及水平井CO2吞吐對比實驗中，產(chǎn)出CO2分流率隨時間的變化關(guān)系如圖3a所示。直井CO2氣驅(qū)前緣突破時間為4.2 min，而水平井CO2突破時間為37.8 min，氣體突破時間延后33.6 min。氣驅(qū)開發(fā)過程中一個重要的特征就是氣相的快速突破，也就是“氣竄”現(xiàn)象。在相同的黏度比條件下，油藏開發(fā)中的前緣突破主要是由重力超覆以及儲層非均質(zhì)性所決定。

實驗所用的巖心為一組串聯(lián)的非均質(zhì)性巖心，同時淺層油藏條件下的CO2密度仍與原油相差明顯。在直井CO2吞吐的采出階段，前緣突破前主要分為2個階段，第1階段是保持低含氣飽和度的油氣前緣的運移階段，而這種低飽和度是由于前端CO2-原油混合帶的存在限制了CO2的突進與采出。第2階段是CO2原油混合帶及CO2“氣墻”（混合帶后氣體高濃度區(qū)）到達采出端階段，此后CO2分流率急劇上升，產(chǎn)油效率下降。第2階段的起始時間，也就是CO2“氣墻”的突破時間為30 min。而在水平井吞吐的過程中，CO2前緣的氣相分流率始終保持在一個接近于0的水平，直至形成唯一的突破前緣，氣體分流率隨后進入迅速上升階段。

圖3 水平井及直井CO2吞吐生產(chǎn)指標隨時間變化關(guān)系

由圖3b可知，直井CO2吞吐的采出程度為50.5%，而水平井吞吐的采出程度為77.3%，相比于直井提高了26.8%。在開發(fā)前期約10 min左右，2種開發(fā)方式的采出程度相差無幾。而在開發(fā)后期，采出時間為72 min時，直井的采出程度為48.7%，而水平井為77.2%。對比2種開發(fā)方式的采出程度，可以看出水平井略早于直井進入開發(fā)后期的無效開發(fā)階段。同時，在直井開發(fā)中，CO2“氣墻”突破之后，原油采出程度仍然有一個小幅的緩慢上升，這也說明了在重力作用不可忽略的條件下，CO2驅(qū)過程中會形成一個穩(wěn)定的驅(qū)替前緣，這也保證了在開發(fā)末期CO2仍有一定掃油能力。

由于重力的作用，CO2-原油體系中的CO2向儲層的高部位運移，而高部位是儲層中的一種主要類型即閣樓油的賦存之處。因此，采用水平井或直井進行CO2吞吐采油效果的差異主要是2種開發(fā)方式對高部位閣樓油動用程度的差異造成的。微觀機理上，則是由2種開發(fā)方式下多相流體中重力作用的差異造成的。分析認為，水平井無論是井控儲量中注入CO2的波及范圍，還是閣樓油的動用規(guī)模都明顯大于直井。CO2混相驅(qū)油為多次接觸混相的過程，因此CO2要實現(xiàn)混相驅(qū)油必須保證原油與CO2有充足的接觸體積［10］。而水平井CO2吞吐相較于直井，給CO2-原油體系提供了更大的接觸空間和更長的接觸時間，有效增加了剩余油的動用效果。這2種因素是水平井CO2吞吐相比于直井最主要的增油機理，也解釋了實驗中2種開發(fā)方式采收率差異的成因。

3 水平井CO2吞吐影響因素

基于上文相同的長巖心組合模型，相同的實驗流程，開展多因素的對比實驗，主要研究注入壓力、注入時間及燜井時間等因素對于吞吐效果的影響。為了更接近實際的吞吐開發(fā)過程，這部分的方案設(shè)計均采用多輪次吞吐的開發(fā)方式。實驗依照相同的步驟，共開展9組平行實驗。實驗方案設(shè)計及實驗結(jié)果如表3所示。注入壓力選取6.36，7.85，10.07 MPa，實驗溫度恒定在油藏溫度（35℃）條件下。在不同的油藏壓力下，采用不同的注入時間（40，120 min）和燜井時間（24，48 h）確定對于水平井CO2吞吐效果的影響因素。

表3 水平井CO2吞吐研究注入及產(chǎn)出數(shù)據(jù)

3.1 燜井時間

注入壓力分別為6.36，7.85，10.07 MPa時燜井時間對于最終采收率的影響如圖4所示。燜井時間為48 h的最終采收率都要高于相同條件下燜井時間為24 h的方案。3組方案中，燜井時間由24 h增加到48 h，對應(yīng)的最終原油采收率分別由32.5%增至36.9%（6.36 MPa），由 47.3%增至 51.4%（7.85 MPa），以及由 56.0%增至 58.6%（10.07 MPa）。

分析認為，質(zhì)量傳遞現(xiàn)象是一個隨時間變化的過程，受分子擴散機理的影響很大［11］。燜井時間越長，多孔介質(zhì)中原油與CO2的相互作用及CO2在原油中的擴散越充分，CO2對原油動用機理的各種作用（比如溶解作用、膨脹作用、降低界面張力作用以及對輕質(zhì)組分的抽提作用）也就更加顯著。

此外，CO2與地層水形成碳酸溶液，對于儲層巖石的溶蝕和疏通會在一定程度上增加儲層滲透率。這種化學(xué)作用隨著燜井時間的延長而加強，帶來了最終采收率的上升。

圖4 不同注入壓力下燜井時間24 h和48 h采收率對比

3.2 注入壓力

注入壓力分別為6.36，7.85，10.07 MPa時實驗方案的最終采收率對比如圖5a所示。結(jié)果表明，在特定的實驗條件下，水平井CO2吞吐的最終采收率與注入壓力呈正相關(guān)關(guān)系。不同實驗方案氣油比的對比情況如圖5b所示。由圖可知，無論處于何種壓力水平下，總氣油比受CO2注入時間及燜井時間的影響相對較小。同時，隨著注入壓力的升高，總產(chǎn)出氣油比也隨之上升。各方案換油率與注入壓力的關(guān)系如圖5c所示。由圖可知，與產(chǎn)出氣油比不同，換油率受注入時間和燜井時間的影響顯著。另外，與氣油比變化趨勢不同的是，最終換油率隨著注入壓力的上升而下降。

圖5 不同注入條件下各生產(chǎn)指標對比

3.3 吞吐輪次

在恒定實驗溫度35℃和不同的實驗壓力下，共開展了5個輪次的CO2吞吐實驗。6.36 MPa壓力下，原油最終采收率與階段（每輪）采收率與吞吐輪次的定量關(guān)系見圖6a（黑色實心點、白色空心點分別為最終采收率和階段采收率）。6.36 MPa下，4組吞吐方案中最終采收率的最大值和最小值分別為37.4%（注入120 min，燜井 48 h）和 36.9%（注入 40 min，燜井 24 h）。由圖可知，9組的前2個輪次均貢獻了最終采收率的40%以上，而其他輪次的吞吐效果則要差得多，說明水平井CO2吞吐的前2個輪次是產(chǎn)油的主力輪次。

6.36 MPa壓力下，產(chǎn)出氣油比、換油率與吞吐輪次的相關(guān)性曲線如圖6b所示（黑色實心點、白色空心點分別為氣油比和換油率）。在吞吐初期，氣油比處于很低的水平，但在隨后的周期內(nèi)上升明顯。同時，由于初期可觀的產(chǎn)油量與較低的注氣量，換油率在前期很高，隨后則進入急速下降階段。因此，氣油比和換油率曲線處于相反的變化趨勢。

圖6 水平井多輪次CO2吞吐各生產(chǎn)指標變化

3.4 注入時間

相同的注入壓力和燜井時間條件下，注入時間對于多輪次CO2吞吐效果的影響如圖7所示。由圖可知，在6.36，10.07 MPa壓力下，CO2注入時間為40 min和120 min時，最終采收率分別為32.5%，33.4%和54.3%，56.0%，注入時間的增加并沒有獲得相應(yīng)采收率的明顯提升。分析認為，雖然模型使用的為長巖心模型，但模型尺寸與油藏尺寸相比，仍然非常有限。在“吞”的過程中，巖心的孔隙空間被CO2迅速飽和。因此，在后續(xù)注氣的過程中，多孔介質(zhì)中并沒有吸入更多CO2，從而獲得采收率的顯著提升。若想研究CO2注入時間對吞吐效果的影響，還需要開展大尺寸物理模型實驗。在保證模型具有更大的油氣接觸空間的同時，能夠更清楚地看出注入時間對水平井CO2吞吐的影響。

圖7 注入時間40 min和120 min最終采收率對比

4 結(jié)論

1）對于淺薄稠油油藏，CO2溶解、原油膨脹、降低界面張力、溶解氣驅(qū)以及對輕質(zhì)組分的蒸發(fā)和抽提為CO2吞吐的增油機理，而CO2溶解膨脹原油和降低原油黏度為主要機理。

2）淺層稠油地層條件下，直井CO2吞吐突破過程分為低含氣飽和度前緣突破和油氣過渡帶及“氣墻”突破2個階段。重力引起的CO2對閣樓油動用規(guī)模以及CO2-原油體系接觸空間和時間的差異是水平井CO2吞吐效果優(yōu)于直井的主要成因。

3）稠油油藏中進行多輪次水平井CO2吞吐，最終采收率隨注入壓力的升高而升高。在更高的注入壓力下，CO2在原油中的溶解效應(yīng)、膨脹效應(yīng)以及抽提輕質(zhì)組分的效應(yīng)更加強烈，最終采收率顯著上升，且吞吐的第1和第2輪次為原油產(chǎn)出的主力階段。

4）延長燜井時間能夠給多孔介質(zhì)中CO2-原油體系的相互作用以及傳質(zhì)作用提供更充足的時間，更大程度發(fā)揮CO2的驅(qū)油機理，從而提升最終采收率及產(chǎn)油量。而原油采收率受注入時間的影響不大，其影響的研究有待在更大尺寸的物理模型中開展實驗。