嚴(yán) 巡，劉讓龍，王長權(quán)，劉德華.

(1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430000;2.長慶油田第十二采油廠，甘肅慶陽 745000)

江漢盆地潛江凹陷鹽間油氣資源豐富,該類油藏具有油層厚度薄、縱向?qū)訑?shù)多和分布廣的特點[1]。此類鹽間油藏油井一般初期產(chǎn)量高，但是產(chǎn)量遞減快。開發(fā)中后期需要對油藏采取增產(chǎn)措施提高原油的采收率，美國和蘇聯(lián)采用循環(huán)注水的方式來提高采收率[2]，但是隨著循環(huán)輪次的增加，原油產(chǎn)量越來越低，以至于最后油井停，這主要是由于注水使儲層黏土礦物水化膨脹，導(dǎo)致原油滲流能力下降，而氣體無敏感性且比水更容易進(jìn)入儲層[3]。目前考慮向該油藏中注入CO2提高驅(qū)油效率，最小混相壓力是注CO2提高采收率成功實施的關(guān)鍵參數(shù)，當(dāng)油藏注入壓力保持在最小混相壓力之上[4]，原油和CO2才能實現(xiàn)混相進(jìn)而大幅度提高原油采收率。細(xì)管實驗法是目前石油行業(yè)中較為方便準(zhǔn)確測定最小混相壓力的方法[5-8]。因此，筆者通過細(xì)管實驗確定了該鹽間油藏原油和CO2最小混相壓力，并利用細(xì)管數(shù)值模擬研究了不同壓力和不同注入量條件下流體的飽和度、密度、界面張力的變化規(guī)律，為確定該鹽間油藏原油和CO2的最小混相壓力提供參考。

1 細(xì)管實驗

1.1 實驗材料與步驟

本次最小混相壓力測試采用的儀器有ISCO泵，油氣自動計量裝置、中間容器、高精度回壓閥、恒溫箱，采用的細(xì)管長19.6 m，內(nèi)部填滿石英砂后孔隙體積127 ml，氣測滲透率9.5 D。實驗原油來源于分離器油氣配樣而成，脫氣原油密度為0.78 g/cm3，黏度為4.1 mP·s，氣油比為85.6 m3/t，體積系數(shù)為1.269。所用CO2純度為99.999%。

實驗步驟分為地層油樣配置和最小混相壓力測試兩個過程，復(fù)配地層流體樣品實驗步驟如下：(1)實驗準(zhǔn)備：清洗高溫高壓流體復(fù)配器。(2)轉(zhuǎn)油樣：將一定量的分離器油樣倒入配樣器的樣品端，然后利用高壓驅(qū)替泵將配樣器樣品端內(nèi)的原油加壓至實驗壓力。(3)轉(zhuǎn)氣樣：在實驗壓力下向地層流體復(fù)配器中轉(zhuǎn)入按生產(chǎn)氣油比計算的氣樣體積(恒壓條件下進(jìn)泵體積)。(4)升溫恒壓：設(shè)定配樣器的溫度和高壓驅(qū)替泵的壓力至實驗溫度和壓力，保持溫度壓力恒定4 h以上確保氣樣完全溶解于原油中；(5)搖樣：升溫恒壓的同時開啟配樣器內(nèi)攪拌功能，使氣樣快速溶解并在分離器油樣中快速達(dá)到平衡。(6)測試復(fù)配原油的氣油比：將達(dá)到相平衡的復(fù)配原油做單次閃蒸實驗，準(zhǔn)確計量排出油的質(zhì)量和氣體的體積以及泵位變化，計算氣油比和體積系數(shù)。重復(fù)三次結(jié)果保持一致并與生產(chǎn)氣油比相差不得超過1%則說明復(fù)配結(jié)果正確。

待完成上述地層原油復(fù)配工作后，開始長細(xì)管最小混相壓力測試實驗，實驗流程圖如圖1所示，實驗步驟如下：(1)清洗細(xì)管：測試前對細(xì)管采用石油醚開展清洗。(2)飽和死油：將細(xì)管在實驗溫度壓力下用死油進(jìn)行飽和，準(zhǔn)確測定孔隙體積(恒壓下的進(jìn)泵體積量)。(3)飽和活油：在實驗溫度壓力下用活油驅(qū)替死油直至細(xì)管出口端的產(chǎn)出氣油比與復(fù)配氣油比一致。(4)CO2驅(qū)油：用恒速法進(jìn)行CO2驅(qū)替活油，氣體突破前注入速度為0.2 cm3/min，氣體突破后注入速度提高至0.4 cm3/min，當(dāng)注入1.2 PV的氣體后，實驗結(jié)束。(5)最小混相壓力測定：通過改變相同實驗溫度的實驗壓力，測定不同實驗壓力下的采出程度和最終采收率。

圖1 細(xì)管實驗流程圖

1.2 測試結(jié)果分析

根據(jù)原始油藏壓力條件，在油藏壓力為20、25、28、30 MPa壓力條件下開展了注CO2驅(qū)油效率實驗，不同注入倍數(shù)下原油的采出程度關(guān)系曲線如圖4所示。從圖中夠可以看出原油的采出程度隨注氣壓力的增加而增加，當(dāng)注入壓力增加到28 MPa時，原油的采出程度達(dá)到了90%以上，已經(jīng)實現(xiàn)了混相驅(qū)替，注氣壓力持續(xù)增加至30 MPa后，采出程度小幅度增加，說明原油和CO2處于混相后，增加注入壓力對提高原油采收率影響不大。

圖2 不同壓力下原油采出程度

圖3 注入壓力與采出程度的關(guān)系

利用不同注入壓力下的長細(xì)管驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)，繪制了注入1.2PV二氧化碳時，采出程度與注入壓力的關(guān)系曲線，如圖5所示。在28 MPa和30 MPa下原油的采出程度均大于90%，屬于混相驅(qū)替，而20 MPa和25 MPa驅(qū)替壓力下原油采出程度均小于90%，屬于非混相驅(qū)替。分別將采出程度低于90%和高于90%的實驗數(shù)據(jù)點回歸一條直線，兩條直線的交點做對應(yīng)的壓力為二氧化碳與原油的最小混相壓力，通過回歸計算得到該鹽間油藏原油和二氧化碳的最小混相壓力為27.91 MPa。

2 混相特征分析

利用數(shù)值模擬軟件中的GEM組分模擬器模擬了長細(xì)管注CO2驅(qū)油過程，研究了不同注入壓力和不同氣體注入量下的流體性質(zhì)的變化規(guī)律。數(shù)值模擬中的細(xì)管模型尺寸與實驗長細(xì)管模型一致，長19.6 m，孔隙度為22.9%，滲透率9.5 D，X方向上網(wǎng)格劃分為80個，網(wǎng)格步長0.245 m，Y和Z方方向上網(wǎng)格劃分各1個，網(wǎng)格步長0.004 m。在入口端有一口注入純CO2的注入井，在出口段有一口生產(chǎn)井。通過計算不同壓力下原油采出程度，得到二氧化碳注入量與原油采出程度的關(guān)系。

分別選取20 MPa和30 MPa兩個壓力點，注入CO2體積為0.3 PV后，細(xì)管中油氣相的飽和度沿著網(wǎng)格方向的變化如圖4所示，可以看出油氣相飽和度變化趨勢一致，即含油飽和度減小，氣相飽和度增加。當(dāng)注入壓力達(dá)到30 MP時，CO2波及區(qū)域的剩余油飽和度降低至0，而注入壓力20 MPa時，CO2波及區(qū)域平均剩余油飽和度為0.56，存在大量的剩余油，說明非混相驅(qū)油效果差。油氣相的密度沿著網(wǎng)格方向的變化圖5所示，可以看出，當(dāng)注入壓力為30 Mpa時，油氣兩相密度出現(xiàn)交點，原油和CO2達(dá)到混相，混相后流體密度為702 kg/m3，原油密度降低了6.6%。當(dāng)注入壓力為20 Mpa時，油氣兩相密度無交點，說明原油和CO2未達(dá)到混相。

選取注入壓力為20 MPa，注入體積分別為0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV、0.5 PV、0.6 PV后，油氣兩相的界面張力變化如圖6所示， CO2的抽提作用導(dǎo)致油氣兩相性質(zhì)不斷發(fā)生改變，因此驅(qū)替前緣帶每一點的界面張力也隨之改變，在過渡帶的最前緣界面張力達(dá)到最大。在注入體積為0.6 PV后，非驅(qū)替前緣油氣界面張力達(dá)到了3.04 mN/m，而混相驅(qū)替過程中界面會完全消失，界面張力為0。

圖4 不同注入壓力流體飽和度變化

圖5 不同注入壓力流體密度變化

圖6 低于混相壓力油氣界面張力變化

3 結(jié)論

(1)通過細(xì)管實驗確定了該鹽間油藏原油和CO2的最小混相壓力為27.91 MPa，低于油藏原始地層壓力29 MPa，因此，通過注入CO2保持地層壓力的方式，CO2能與地層原油形成混相，最終采收率能達(dá)到92%。

(2)長細(xì)管數(shù)值模擬結(jié)果表明，混相驅(qū)替中CO2波及區(qū)域的剩余油飽和度降低至0，而非混相驅(qū)替中CO2波及區(qū)域的剩余油飽和為0.56，存在大量的剩余油。非混相驅(qū)油效果差?；煜囹?qū)替過程油氣兩相密度趨于一致，混相后流體密度為702kg/m3，原油密度降低了6.6%。

(3)非混相驅(qū)替過程中，CO2的抽提作用導(dǎo)致油氣兩相性質(zhì)不斷發(fā)生改變，驅(qū)替前緣帶每一點的界面張力也隨之改變，在過渡帶的最前緣界面張力達(dá)到最大。通過數(shù)值模擬計算注入體積為0.6 PV后，驅(qū)替前緣油氣界面張力達(dá)到了3.04 mN/m。