錢 坤，楊勝來，馬 軒，竇洪恩，黃 宇

(1.油氣資源與工程國家重點實驗室(中國石油大學(北京))，北京 102249；2.中油(新疆)石油工程有限公司，新疆克拉瑪依 834000；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

隨著國內(nèi)油氣勘探開發(fā)的不斷深入，特低滲透、超低滲透油藏在新增探明儲量中的比例越來越高[1-2]。超低滲透油藏孔喉狹小，常規(guī)注水開發(fā)見效慢，存在“注不進、采不出”的問題。CO2黏度低、流動性強，并且易溶于原油，具有溶解降黏、抽提輕質組分、減少界面張力和補充地層能量的作用[3-6]，注CO2提高采收率技術在油田開發(fā)中得到了廣泛應用[7]。但是，由于超低滲透油藏通常會進行大規(guī)模人工壓裂，采用CO2驅替時易發(fā)生氣竄，所以，人們開展了低滲透油藏CO2吞吐提高采收率技術研究。

長期以來，國內(nèi)外多位學者對CO2吞吐進行了室內(nèi)物理模擬實驗研究，現(xiàn)場應用取得了一定的增產(chǎn)效果[3-5，9-11]。楊勝來等人[10]通過室內(nèi)高壓PVT實驗和CO2吞吐實驗，發(fā)現(xiàn)CO2吞吐增產(chǎn)的主要機理包括CO2對原油的萃取作用、改變巖石潤濕性、酸化解堵作用和形成內(nèi)部溶解氣驅。高樹生等人[12]利用高溫高壓微觀可視化實驗裝置，實時觀測了高溫高壓條件下CO2吞吐的微觀動態(tài)過程，明確了CO2吞吐的微觀作用機理。趙明國[13]、A.Abedini[14]和Pu Wanfen[15]等人通過CO2吞吐室內(nèi)實驗分析了注入壓力、燜井時間及原油黏度對CO2吞吐開發(fā)效果的影響，認為前2輪CO2吞吐對采收率的貢獻較大。目前，國內(nèi)外CO2吞吐的室內(nèi)物理模擬實驗大都是有關CO2吞吐機理和開發(fā)效果方面的研究，針對CO2吞吐過程中CO2利用率的研究尚少?；诖耍P者利用長慶油田某超低滲透油藏天然巖心進行室內(nèi)CO2吞吐物理模擬實驗，對比分析不同注入壓力下各輪次吞吐的采收率和CO2注入量，并將原油采收率與CO2注入量相結合，提出CO2利用率的概念，為超低滲透油藏CO2吞吐采取合理的增產(chǎn)方式和制定合理的工作制度提供了理論支持。

1 CO2吞吐室內(nèi)物理模擬實驗

1.1 實驗材料

實驗用水為根據(jù)現(xiàn)場測試數(shù)據(jù)配制的模擬地層水，該地層水為CaCl2水型，礦化度為10 917.8 mg/L。實驗用原油在油藏溫度61 ℃下的密度為0.816 g/cm3，黏度為3.6 mPa·s；利用界面張力消失法測定CO2與該油樣在油藏溫度61 ℃下的最小混相壓力為11.83 MPa。實驗用CO2的純度為99.95%；實驗用巖心取自長慶油田某超低滲透油藏，長度和直徑分別為66.50和25.06 mm，巖心孔隙度為13.14%，采用氮氣測得的滲透率為0.81 mD。

1.2 實驗裝置和步驟

CO2吞吐物理模擬實驗裝置主要由ISCO高精度驅替泵、回壓泵、圍壓泵、中間容器、壓力傳感器、恒溫箱、高壓夾持器、氣液分離裝置、氣體流量計和氣體收集器等組成,見圖1。

圖1 CO2吞吐實驗裝置Fig.1 Schematic diagram of the experimental setup used for CO2 huff-and-puff tests

實驗步驟如下：1)清洗巖心，烘干，測量巖心干重，在61 ℃溫度下飽和地層水，用計量泵計量飽和地層水體積；2)在巖心夾持器上裝好巖心，測試管線的密封性，在地層壓力下用配好的油驅替巖心直至沒有水產(chǎn)出，建立束縛水飽和度；3)在61 ℃溫度下注入CO2,達到預定壓力后保持定壓狀態(tài)30 min，關閉注入端閥門，燜井6 h后打開注入端閥門生產(chǎn)，記錄生產(chǎn)時間、巖心兩端壓力、產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量；4)由于巖心數(shù)量有限，同時為了更好地保證實驗條件的一致性，完成一組實驗后重新對巖心用石油醚進行清洗，改變注入壓力，重復以上步驟，直至沒有原油產(chǎn)出。

2 原油采收率與CO2利用率研究

2.1 采收率

進行了5組不同注入壓力下的CO2吞吐實驗，每組實驗吞吐至沒有油產(chǎn)出為止。不同注入壓力下各吞吐輪次的累計采收率如圖2所示。

圖2 不同注入壓力下累計采收率與吞吐輪次的關系Fig.2 Cumulative oil recovery efficiency versus cycle numbers under different pressure

從圖2可以看出，不同注入壓力下的總吞吐輪次不同，注入壓力越高，總吞吐輪次越少。CO2吞吐的累計采收率隨注入壓力升高而升高，但升高幅度減緩(見圖2)。注入壓力為5.0 MPa時，采收率為27.22%；注入壓力升至13.0 MPa時，采收率達到了52.56%；注入壓力達到最小混相壓力后并升至16.0 MPa，采收率僅提高了1.04%。

第1輪吞吐的采收率及產(chǎn)出原油的黏度隨注入壓力的變化如圖3所示，當注入壓力大于最小混相壓力時，原油的采收率顯著提高。對比不同注入壓力下第1輪吞吐產(chǎn)出原油的黏度可以看出，當注入壓力達到最小混相壓力后，CO2能夠抽提原油中的輕質組分及部分中質組分，產(chǎn)出原油的黏度大幅降低。隨著吞吐輪次增加，儲層中剩余油的重質組分含量增加，CO2在剩余油中的溶解度越來越低，抽提作用也在減弱，CO2在后期吞吐中發(fā)揮的作用越來越弱。而當CO2-原油體系處于非混相狀態(tài)時，CO2的抽提作用較弱，基本都是靠彈性開采，儲層中剩余油組分變化較小，CO2在每輪吞吐中發(fā)揮的作用基本不變，需要較多的吞吐輪次才能達到油藏的開發(fā)極限。所以，注入壓力越低，CO2吞吐的輪次越多。

圖3 CO2第1輪吞吐時，注入壓力與采收率和采出原油黏度的關系Fig.3 Curve of oil recovery efficiency and produced oil viscosity after the first cycle of CO2 huff-and-puff tests under different pressure

2.2 CO2利用率

采用注CO2提高采收率技術時，需考慮CO2的利用率，CO2利用率越高，越有助于降低采油成本。不同注入壓力下，CO2吞吐4輪次累計注入1倍孔隙體積左右CO2后的累計采收率與總采收率實驗結果見表1。

表1 吞吐4輪次后不同注入壓力下的CO2累計注入量和累計采收率

不同注入壓力下，原油累計采收率與CO2累計注入量的關系曲線如圖4所示。從圖4可以看出，原油采收率隨著CO2注入體積增大而升高，當CO2累計注入體積達到1倍孔隙體積后，采收率升高幅度變??；隨著注入壓力升高，實驗結束時所需CO2在該壓力下的總體積減小。

圖4 不同注入壓力下原油累計采收率與CO2累計注入量的關系Fig.4 Curve of cumulative oil recovery efficiency versus cumulative pore volume of injected CO2 under different pressures

CO2利用率定義為在注入壓力下注入單位體積CO2所能采出的原油體積。CO2吞吐過程中，不同注入壓力下每輪次吞吐的CO2利用率如圖5所示。吞吐輪次增多，CO2的利用率逐漸降低，第3輪CO2吞吐之后，不同注入壓力下的CO2利用率都降至0.1 cm3/cm3以下，且不同注入壓力下CO2的利用率基本接近。CO2注入壓力達到最小混相壓力11.83 MPa后，不同注入壓力下CO2的利用率基本不變。第1輪吞吐中，CO2在混相狀態(tài)下的利用率分別為1.73 cm3/cm3(16.0 MPa)和1.64 cm3/cm3(13.0 MPa)，近混相和非混相的利用率分別為1.17 cm3/cm3(注入壓力11.0 MPa)、1.01 cm3/cm3(注入壓力8.0 MPa)和0.87 cm3/cm3(注入壓力5.0 MPa)，混相狀態(tài)下的CO2利用率是非混相狀態(tài)的2倍以上；但是在第1輪吞吐后，混相狀態(tài)下的CO2利用率下降幅度較大(見圖5)。

圖5 不同注入壓力下CO2利用率與吞吐輪次的關系曲線Fig.5 Curve of CO2 utilization ratio versus cycle numbers under different pressure

分析認為，這是因為CO2在混相狀態(tài)下能夠充分發(fā)揮溶解氣驅及抽提作用，隨著吞吐輪次增多，儲層中剩余油的重質組分含量增加，CO2在剩余油中的溶解度越來越低，抽提作用也在減弱，所以CO2利用率迅速降低。

圖4和圖5中CO2的注入體積都是實驗條件下的體積，將實驗條件下CO2的注入體積換算到標準狀況下，以便于比較不同注入壓力下CO2的真實利用率。CO2的總利用率是指累計采油量與累計注入CO2體積的比值，不同注入壓力時，標準狀況下CO2總利用率如圖6所示。將注入CO2的體積換算到標準狀況后，第1輪吞吐后，CO2在注入壓力5 MPa時的利用率為1.61×10-2cm3/cm3，CO2利用率隨著壓力升高下降幅度較大，當CO2-原油體系達到近混相狀態(tài)時，CO2利用率降至5.98×10-3cm3/cm3，當注入壓力大于最小混相壓力后，CO2利用率基本不變。隨著吞吐輪次增多，不同注入壓力下的CO2總利用率同時下降，非混相狀態(tài)與混相狀態(tài)時的CO2利用率越來越接近，前3輪吞吐結束后，非混相狀態(tài)時的CO2利用率為混相狀態(tài)時的3.8倍；前4輪吞吐結束后，非混相狀態(tài)時的CO2利用率為混相狀態(tài)時的2.5倍；實驗結束時，不同注入壓力下的CO2真實利用率基本相同?？梢钥闯觯捎肅O2吞吐提高采收率技術時，提高注入壓力使CO2-原油體系達到近混相或者混相狀態(tài)并不會增加CO2氣源方面的成本，且能夠獲得更高的采收率。

圖6 標準狀況下CO2利用率與注入壓力的關系Fig.6 Curve of CO2 utilization ratio in standard condition versus pressure

3 結論與建議

1) CO2吞吐采收率隨注入壓力升高而顯著提高，直至達到最低混相壓力。注入壓力較低時，CO2吞吐采油機理以彈性能量為主，需要更多的吞吐輪次才能達到油藏開發(fā)極限；注入壓力越高，CO2抽提原油中輕質組分的能力越強，采出原油的黏度越低，實施較少的吞吐輪次便能達到油藏的開發(fā)極限。

2) CO2吞吐室內(nèi)實驗結果表明，隨著吞吐輪次增多，CO2利用率迅速下降。前4輪CO2吞吐的CO2利用率較高，同時采收率貢獻率在80%以上，在達到混相狀態(tài)時甚至超過95%。

3) CO2吞吐實驗結束時不同注入壓力下的CO2利用率變化不大，提高注入壓力并不會增加CO2氣源方面的成本。所以，現(xiàn)場應用CO2吞吐技術時，將注入壓力提高至近混相或者混相狀態(tài)下吞吐4輪次就能夠獲得較好的采油效果和經(jīng)濟效益。