商琳琳

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

致密油層滲透率低，常規(guī)水驅(qū)注入難度大，波及效率低，因此，CO2氣驅(qū)采油被廣泛應(yīng)用于低滲透油層的開采。CO2驅(qū)油機(jī)理比注水復(fù)雜得多[1-3]，CO2在原油中溶解后，原油黏度和密度降低，而體積增大，地層流體界面張力降低，驅(qū)替阻力減小。此外，CO2溶于原油中能發(fā)揮溶解氣驅(qū)作用，溶于水生成的碳酸氫鹽可以提高碳酸巖的滲透率和注入能力[4-7]。

1 高臺(tái)子致密油層地質(zhì)特征

大慶外圍的龍虎泡油田高臺(tái)子儲(chǔ)層巖性以含泥粉砂巖為主，長石和巖屑含量高，石英含量較低，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均低[8-9]。儲(chǔ)層砂巖的碎屑成分主要為石英、長石和巖屑，且含有一定量的碳酸鹽顆粒，石英含量20%～37%，長石含量23%～41%，巖屑含量14%～35%。

高臺(tái)子油層排替壓力分布區(qū)間較大，一般為11.0～26.0 MPa，少數(shù)為1.0～3.0 MPa，反映低滲透儲(chǔ)層注水開發(fā)時(shí)注水壓力高。儲(chǔ)層最大孔喉半徑為1.176 μm ，孔隙中值半徑平均0.073 7 μm。高臺(tái)子儲(chǔ)層屬于差、較差儲(chǔ)層，孔隙類型主要為粒間孔。儲(chǔ)層孔隙度主要為9.35%～16.75%，平均11.87%；滲透率主要為（0.1～1.23）×10-3μm2，平均為 0.6×10-3μm2。儲(chǔ)層原油黏度1.46 mPa·s，原油密度為0.755 g/cm3，體積系數(shù)1.233，原始?xì)庥捅?8，原始飽和壓力8.9 MPa[10]。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

2.1 地層流體注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)

利用高壓配樣器將脫氣原油和天然氣配制成地層油，使其高壓物性參數(shù)與地層的原始參數(shù)相同。將配制的地層油從高壓配樣器內(nèi)轉(zhuǎn)至PVT釜內(nèi)，并將油樣的壓力升高至地層壓力，恒溫至地層溫度，向PVT釜內(nèi)注入CO2，攪拌均勻后，測定PVT釜內(nèi)原油高壓物性參數(shù)。接著繼續(xù)注入氣體，重復(fù)原油高壓物性參數(shù)的測定。

注入CO2后，原油的飽和壓力升高。CO2注入量越大，則飽和壓力上升的越高，原油中溶解氣量也逐漸增大。隨著 CO2注入量的增加，原油體積系數(shù)和膨脹系數(shù)變大，黏度下降較為明顯（表1）。

隨著 CO2含量的增加，原油密度逐漸減小，那么儲(chǔ)層油流動(dòng)性會(huì)增加；原油體積膨脹也有利于殘余油飽和度降低，從而提高原油采收率。

2.2 最小混相壓力測定

在實(shí)驗(yàn)溫度和實(shí)驗(yàn)壓力下，被驅(qū)出油的體積是由產(chǎn)出的分離液體體積乘以原油的體積系數(shù)計(jì)算出來的。采收率定義為采出油體積和飽和油體積之比，由此可計(jì)算注入1.2倍孔隙體積時(shí)的采收率。

改變CO2注入壓力，逐漸增加CO2注入量，累計(jì)達(dá)到 1.2倍左右孔隙體積時(shí)采收率與 CO2注入量的關(guān)系見圖1?？梢钥闯?，隨著CO2注入量的增加，累計(jì)采收率也逐漸增加，而CO2注入量增加到一定量后，采收率提高幅度緩慢，氣油比迅速上升（圖2）。

表1 J27塊模擬油注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖1 不同注入壓力下累積采收率與CO2注入量關(guān)系

圖2 不同注入壓力下氣油比與CO2注入量關(guān)系

將不同注入壓力下最終采收率與相應(yīng)注入壓力進(jìn)行交匯，可見交匯曲線存在明顯的轉(zhuǎn)折點(diǎn)。根據(jù)最小混相壓力（MMP）測定標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合交會(huì)圖版，得到高臺(tái)子油層注CO2驅(qū)油的最小混相壓力為22.45 MPa，高于原始地層壓力20.1 MPa（圖3）。

圖3 注氣1.2 PV時(shí)采收率與壓力關(guān)系

2.3 CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)巖心為大慶齊家南地區(qū)金 27井區(qū)天然巖心，具體參數(shù)見表2。

實(shí)驗(yàn)拼接巖樣1和巖樣2長度為24 cm左右的巖心得出在不同壓力下的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（表3）。

表2 巖樣基礎(chǔ)物性參數(shù)

表3 CO2混相和非混相驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表3可以看出，當(dāng)驅(qū)替壓力低于21.5MPa時(shí)，巖樣2的最終采收率較高，分析認(rèn)為巖樣1滲透率較低，孔隙及孔喉半徑較小，在較低的驅(qū)替壓力下波及系數(shù)小，采收率較低。當(dāng)驅(qū)替壓力高于21.5 MPa時(shí)，巖樣1突破時(shí)采收率高于巖樣2，分析認(rèn)為主要原因是巖樣1滲透率低、滲流阻力大，驅(qū)替壓差更大，比高滲透巖心更容易達(dá)到混相。高壓時(shí)CO2更充分地進(jìn)入更微觀的孔喉之中，CO2驅(qū)隨著注入壓力增加，換油率增加，即混相驅(qū)的換油率高于非混相驅(qū)。CO2注入能力隨驅(qū)替壓力提高而增加，當(dāng)驅(qū)替壓力超過混相壓力以后， CO2注入能力快速提高，高滲透的巖心注入能力明顯高于低滲透巖心。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）CO2注入后，原油的飽和壓力升高，原油溶解氣量數(shù)逐漸增大，原油的體積系數(shù)、膨脹系數(shù)變大，原油黏度下降較為明顯，原油的密度也逐漸減小，收縮率增大。

（2）根據(jù)最小混相壓力（MMP）測定標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合交會(huì)圖版，得到高臺(tái)子油層注 CO2驅(qū)油的最小混相壓力為22.45 MPa。

（3）當(dāng)驅(qū)替壓力高于混相壓力時(shí)，低滲透率巖心滲流阻力大，驅(qū)替壓差更大，比高滲透巖心更容易達(dá)到混相，最終采收率高于高滲透率巖心。

（4）當(dāng)驅(qū)替壓力達(dá)到混相以后，CO2注入能力迅速提高，采收率比非混相提高9%以上。