李四海，夏玉磊，蘭建平，葉 賽，馬新仿，鄒建棟，李 明

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249；2.中國石油川慶鉆探長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，西安 710018；3.二氧化碳壓裂增產(chǎn)研究室，西安 710018)

鄂爾多斯盆地致密油資源豐富，主要分布在延長組長7儲層。CQ油田A區(qū)塊致密油藏具有以下特征：主要為陸相碎屑巖沉積，以粉細砂巖為主，儲層物性差，天然裂縫較發(fā)育；孔隙度平均約為9.8%，滲透率平均約為0.07×10-3μm2；地層原油黏度小于10 mPa·s，原油性質(zhì)較好，且重質(zhì)組分含量較低；地層溫度75 ℃，原始地層壓力18 MPa，地層壓力系數(shù)為0.7～0.85，屬于典型的低壓油藏[1-2]。低儲層壓力在一定程度上限制了鄂爾多斯盆地長7致密油的高效開發(fā)，補充地層能量開采可以有效解決低壓致密油儲層衰竭式開發(fā)采收率低(一般為2%～10%)的問題[2-4]。

圖1 長7儲層原油和制備的巖心樣品

致密油儲層注水驅(qū)替具有水驅(qū)阻力大，建立有效驅(qū)替難度大的問題，注入二氧化碳(CO2)驅(qū)替可以提高致密油的可動用性[3-4]。研究表明CO2是一種高效驅(qū)油劑。王偉等[5]利用CO2-原油相態(tài)實驗和巖心驅(qū)替實驗研究了低滲低壓裂縫性油藏CO2非混相驅(qū)提高采收率效果，發(fā)現(xiàn)低滲透巖心CO2非混相驅(qū)相對水驅(qū)不僅注入壓力低，而且提高驅(qū)油效率可達23.25%；李南等[6]通過可視化原油物性分析裝置、電子計算機斷層掃描(CT)裝置研究了不同條件下CO2驅(qū)的相態(tài)變化特征與驅(qū)替特征，指出當達到混相壓力后，驅(qū)替過程近似為活塞式驅(qū)替，從而減緩了氣體指進且提高了驅(qū)油效率；張本艷等[7]基于室內(nèi)驅(qū)替實驗，研究了超低滲巖心水驅(qū)、CO2驅(qū)、水驅(qū)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)3種方式的驅(qū)油效果，發(fā)現(xiàn)水驅(qū)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)的驅(qū)油效率最高，CO2驅(qū)次之，水驅(qū)的驅(qū)油效率最低；葉恒等[8]利用油藏數(shù)值模擬技術(shù)，分別對CO2水氣交替驅(qū)和CO2連續(xù)氣驅(qū)的注采參數(shù)進行了優(yōu)選，指出CO2水氣交替驅(qū)優(yōu)于CO2連續(xù)氣驅(qū)，其產(chǎn)油速度提高1.5倍。此外，外國許多低滲、特低滲油藏都開辟了CO2生產(chǎn)實驗區(qū)，并取得了良好的開發(fā)效果[9-11]。目前，中國僅大慶油田、吉林油田、延長油田等少數(shù)油田開展了中小規(guī)模的CO2驅(qū)先導現(xiàn)場試驗，尚未進行較大規(guī)模的推廣應用[12-15]。長7致密油的蠟、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量較高，導致最小混相壓力較高[15-16]；同時，長7致密油儲層沉積非均質(zhì)性較嚴重[17-18]。因而，采用CO2驅(qū)開發(fā)長7致密油仍存在混相條件不清楚、CO2驅(qū)提高驅(qū)油效率機理不明確的問題。

為此，基于室內(nèi)實驗研究長7致密油儲層CO2驅(qū)油的混相條件和提高驅(qū)油效率機理。首先，通過開展CO2驅(qū)油細管實驗，確定目標區(qū)塊長7致密油的最小混相壓力；然后，通過開展CO2溶解于原油前后的流變性測試實驗，明確CO2降低原油黏度的效果；同時，通過開展CO2水溶液浸泡長7致密砂巖實驗，結(jié)合潤濕接觸角測試實驗，闡明CO2增強儲層親水性的效果；最后，基于巖心驅(qū)替實驗，并結(jié)合核磁共振成像技術(shù)，揭示CO2驅(qū)替提高驅(qū)油效率機理。研究結(jié)果可以為長7致密油藏采用CO2驅(qū)開發(fā)提供理論和實驗依據(jù)。

1 實驗設備及樣品

1.1 實驗樣品

(1)原油：取自鄂爾多斯盆地CQ油田A區(qū)塊長7致密油儲層，如圖1(a)所示。在常溫常壓條件下，測得原油密度0.825 g/cm3，黏度為8.73 mPa·s。

(2)地層水：依據(jù)鄂爾多斯盆地CQ油田A區(qū)塊長7儲層地層水中各離子的含量配制，配制地層水的化學藥品及其含量為2.00% KCl+1.56% NaCl+0.22% CaCl2+0.05% MgCl2。

(3)實驗所用CO2的純度為99.95%。

(4)驅(qū)替實驗所用的巖心采集于鄂爾多斯盆地CQ油田A區(qū)塊長7致密油儲層，取樣深度約為2 200 m。所取巖心樣品屬濁流細砂巖相，其物性和含油性較好[19]。首先，將井下全直徑巖心沿層理面方向鉆取長約7 cm的巖心。其次，將巖心切割成φ25 mm×H13 mm短巖心[圖1(b)]，其中一個端面采用機械拋光處理，用于CO2水溶液浸泡前后潤濕接觸角測試。同時，將切割后剩余巖心加工成φ25 mm×H50 mm的標準巖心[圖1(c)]，用于巖心驅(qū)替實驗，巖心的基本參數(shù)如表1所示。最后，采用甲苯:乙醇=3:1蒸餾抽提洗油的方法，將制備的巖心洗油3周，以確保實驗前巖心不含油。

表1 長7儲層致密砂巖巖心基本參數(shù)

1.2 實驗設備

巖心驅(qū)替系統(tǒng)[圖2(a)]、細管實驗裝置(長20.0 m，4.0 mm，氣測滲透率1.2 μm2)、HAAKE MARS Ⅲ高溫高壓流變儀[圖2(b)]、潤濕角測定儀[圖2(c)]、核磁共振儀[圖2(d)]、ISCO 100DX恒速恒壓驅(qū)替泵、哈氏合金高溫高壓反應罐、哈氏合金巖心夾持器、哈氏合金中間容器、恒溫箱、回壓閥、壓裂傳感器、真空泵等。

圖2 主要實驗設備

2 實驗方法

2.1 混相壓力測試

依據(jù)石油行業(yè)標準《最低混相壓力實驗測定方法——細管法》(SY/T 6573—2016)開展細管實驗，測定長7原油的最小混相壓力。即在不同驅(qū)替壓力條件下，測試注入1.2倍孔隙體積倍數(shù)(PV)的CO2對應的采出程度，獲得采出程度與驅(qū)替壓力的關系曲線，曲線拐點對應驅(qū)替壓力即為最小混相壓力。

2.2 流變性測試實驗

在地層溫度壓力(75 ℃、18 MPa)條件下，采用高溫高壓流變儀測試溶解CO2前后長7儲層原油的黏度，明確CO2降低原油黏度效果。為了保證CO2充分溶解于原油，流變性測試時間為2 h，測試結(jié)束后觀察CO2從原油中逸出情況。為了模擬地層溫度壓力條件，首先利用恒速恒壓泵對裝有CO2(或原油)的中間容器進行加壓，直到壓力升高到 15 MPa。然后，利用流變儀控溫系統(tǒng)使測量杯內(nèi)的溫度達到75 ℃。之后，打開測量杯閥門使高壓的CO2(或原油)流體流入測量杯中，并通過恒速恒壓泵將測量杯內(nèi)CO2-原油體系(或原油)的壓力增大到18 MPa。外磁環(huán)在流變儀主機測量軸的帶動下，利用磁力耦合作用，驅(qū)動測量杯內(nèi)轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)，通過測量軸扭矩和轉(zhuǎn)速計算得到原油的黏度。

2.3 巖心浸泡實驗

在地層溫度壓力條件下，采用巖心浸泡實驗裝置開展CO2水溶液浸泡長7致密砂巖短巖心實驗[20]，浸泡時間為24 h。浸泡處理前后將巖心烘干，并采用潤濕角測試儀測定浸泡前后長7致密砂巖的潤濕接觸角，測試液體為蒸餾水。

2.4 巖心驅(qū)替實驗

在地層溫度壓力條件下，采用巖心驅(qū)替系統(tǒng)開展水和CO2驅(qū)替飽和原油的長7致密砂巖巖心實驗，每種液體開展2組驅(qū)替實驗，表1中C7-1-1和C7-1-2巖心采用地層水驅(qū)替，C7-2-1和C7-2-2巖心采用CO2驅(qū)替。首先，采用真空泵對實驗巖心抽真空24 h，并用地層水驅(qū)替抽真空后的巖心，直至巖心完全飽和地層水。然后，采用地層水以恒定流量(0.01 mL/min)驅(qū)替巖心24 h，直至巖心完全飽和地層水，稱量巖心的濕重，并計算致密砂巖巖心的孔隙體積。巖心飽和水后靜置8 h，將實驗裝置溫度控制在75 ℃，以恒定流量(0.005 mL/min)飽和原油，直至驅(qū)替系統(tǒng)出口沒有水流出，采用核磁共振成像技術(shù)測試巖心中原油的豐度，計量原油驅(qū)替出地層水的體積，并計算束縛水飽和度。巖心飽和油后靜置8 h。然后，設定驅(qū)替壓力22 MPa、回壓16 MPa，用CO2(或水)驅(qū)替飽和油的巖心，計量注入不同PV的CO2驅(qū)替出原油的體積，直到CO2(或水)注入量達到10 PV(或6 PV)后停止驅(qū)替。驅(qū)替結(jié)束后，采用核磁共振成像的方法測試巖心中殘余油豐度，計量驅(qū)替出的原油體積，并計算水和CO2的驅(qū)油效率。

3 結(jié)果與分析

3.1 最小混相壓力

圖3 長7儲層原油-CO2的最小混相壓力測試結(jié)果

細管實驗測定的不同驅(qū)替壓力下長7儲層原油的采出程度如圖3所示。根據(jù)最小混相壓力確定方法，可以得到CO2與長7儲層原油的最小混相壓力為23.9 MPa。由于目標區(qū)塊長7儲層的原始地層壓力為18 MPa，當注入壓力高于最小混相壓力時，CO2與原有發(fā)生混相。由于長7儲層致密，注采井間壓降梯度較大，導致混相范圍有限，僅可能在注入井井底附近儲層出現(xiàn)混相驅(qū)。在注入井附近以外區(qū)域，地層壓力小于最小混相壓力，CO2不能與原油混相，CO2驅(qū)替為非混相驅(qū)。因此在目標區(qū)塊長7儲層溫度壓力條件下，注采井間CO2非混相驅(qū)占主導，在注入井附近局部區(qū)域可能出現(xiàn)混相驅(qū)。

3.2 CO2對原油黏度的影響

圖6 CO2水溶液浸泡前后長7致密砂巖潤濕接觸角變化

在地層溫度壓力(75 ℃、18 MPa)條件下，測得溶解CO2前后原油的流變曲線如圖4所示。由圖4可知，剪切測試30 min后未溶解CO2的長7原油的黏度趨于穩(wěn)定，其黏度為8.87 mPa·s。在CO2-原油體系流變性測試過程中，由于初始時刻有部分CO2溶解在原油中，使得原油的黏度(10.35 mPa·s)相比于未溶解CO2原油的初始黏度(10.92 mPa·s)降低0.57 mPa·s，降低幅度為5.2%。在剪切測試50 min后，CO2充分溶解在原油中，原油黏度穩(wěn)定在7.99 mPa·s。相比于未溶解CO2的原油，溶解CO2后的原油黏度降低0.88 mPa·s，降低幅度為9.92%。說明CO2可以顯著降低長7致密油的黏度，有利于提高CO2驅(qū)油效率。CO2溶解于原油的能力與原油密度有關，原油密度越低溶解度越高[21-22]。長7致密油黏度較低，地面黏度約為8.73 mPa·s，其低分子烷烴含量較高，根據(jù)相似相容原理，CO2容易溶解在長7原油中(圖5)，因而CO2在長7原油中的溶解度較高。

圖4 溶解CO2前后長7儲層原油的流變曲線

圖5 實驗后溶解CO2的長7儲層原油

3.3 CO2對儲層潤濕性的影響

CO2驅(qū)油過程中，注入的CO2溶于地層水，形成碳酸(弱酸)，此酸液可以溶蝕儲層中不穩(wěn)定礦物和鈣質(zhì)膠結(jié)物，可能改變儲層巖石的潤濕性，從而影響驅(qū)油效果。為研究CO2對長7致密油儲層潤濕性的影響，測定了CO2水溶液浸泡前后長7致密砂巖的潤濕接觸角的變化，測試結(jié)果如圖6所示。由圖6可知，CO2水溶液浸泡24 h后，長7致密砂巖的潤濕接觸角從66.1°降低到54.0°。說明CO2驅(qū)替后(儲層含水)，長7致密砂巖的親水性增強，有利于提高CO2驅(qū)油效果。其原因為CO2注入儲層后溶于地層水形成的弱酸溶蝕儲層不穩(wěn)定礦物，形成的無機鹽溶于地層水中，同時電離出具有同性相斥、異性相吸引特性的離子，當離子以排斥力為主時，可以增強儲層巖石表面薄水膜的穩(wěn)定性，因而使得儲層的親水性增強[23]。

3.4 CO2提高驅(qū)油效率效果及分析

CO2驅(qū)替前后的長7儲層原油如圖7所示。實驗前原油顏色較暗[圖7(a)]；CO2驅(qū)替出的原油顏色較淡，更透明[圖7(b)]。其原因為，在地層溫度壓力條件下，CO2可通過抽提、萃取作用將原油中輕質(zhì)組分(顏色較透明)驅(qū)替出來[24]，重質(zhì)組分(顏色較暗)留在巖心內(nèi)，因而CO2驅(qū)替出的原油顏色變淡。Chen等[25]在CO2驅(qū)替原油實驗中也發(fā)現(xiàn)了類似的現(xiàn)象。

圖7 CO2驅(qū)替前后的長7儲層原油

水和CO2驅(qū)替前后，采用核磁共振成像技術(shù)測試C7-1-1(水驅(qū))和CY-2-1(CO2驅(qū))巖心含油豐度變化，測試結(jié)果如圖8所示。由圖8可知，初始狀態(tài)下巖心含油豐度約為65%，水驅(qū)后殘余油豐度約為35%，CO2驅(qū)替后殘余油豐度約為17%。實驗結(jié)果表明，相比于水驅(qū)，CO2驅(qū)能顯著提高長7致密油的驅(qū)油效果。

在地層溫度(75 ℃)條件下，水和CO2驅(qū)替原油實驗結(jié)果如表2所示，水和CO2的驅(qū)油效率曲線如圖9所示。由表2、圖9可知，水驅(qū)替6 PV后，C7-1-1和C7-1-2致密砂巖巖心的驅(qū)油效率分別為46.2%、48.2%，平均為47.2%；CO2驅(qū)替10 PV后，C7-2-1和C7-2-2致密砂巖巖心的驅(qū)油效率分別為74.1%、68.8%，平均為71.5%。實驗結(jié)果表明，相比于水驅(qū)替，CO2驅(qū)替可以大幅提高驅(qū)油效率，驅(qū)油效率提高約24.3%。由于C7-2-1巖心的滲透率(0.061×10-3μm2)約為C7-2-2巖心的兩倍，說明致密砂巖滲透率越高CO2驅(qū)油效果越好；同時水驅(qū)油的效率也隨著巖心滲透的增大而提高。

圖8 水和CO2驅(qū)替前后長7致密砂巖巖心內(nèi)含油豐度變化

表2 水和CO2驅(qū)替原油實驗結(jié)果

圖9 水和CO2的驅(qū)油效率曲線

綜上所述，目標區(qū)塊長7致密油儲層CO2驅(qū)雖然難以實現(xiàn)與原油混相，但相比于常規(guī)水驅(qū)可以顯著提高驅(qū)油效率。其原因主要有：① CO2可以溶解于原油，使原油體積發(fā)生膨脹增加彈性能，降低原油黏度改善流度比，降低原油界面張力增強原油流動性[23,26]；② CO2抽提原油中輕質(zhì)組分，將常規(guī)水驅(qū)難以采出的殘余油通過抽提、萃取的方式攜帶出來；③ CO2溶于地層水的化學溶蝕作用可以增強儲層親水性；④ CO2化學溶蝕作用還具有提高儲層的孔隙度和滲透率的效果[27-30]。

4 結(jié)論

通過開展CO2驅(qū)油細管實驗、原油流變性測試實驗、CO2水溶液浸泡實驗和CO2驅(qū)替巖心實驗，并結(jié)合潤濕接觸角測試和核磁共振成像技術(shù)，研究了長7致密油儲層CO2驅(qū)提高驅(qū)油效率效果及其增產(chǎn)機理。可以得出如下結(jié)論。

(1)CO2與長7儲層原油的最小混相壓力為23.9 MPa；由于目標區(qū)塊長7儲層的原始地層壓力為18 MPa，注采井間CO2非混相驅(qū)占主導，在注入井附近局部區(qū)域可能出現(xiàn)混相驅(qū)。

(2)在地層溫度壓力條件下，相比于未溶解CO2的長7原油(8.87 mPa·s)，溶解CO2后原油黏度(7.99 mPa·s)降低0.88 mPa·s，降低幅度為9.92%。

(3)CO2水溶液浸泡24 h后，長7致密砂巖的潤濕接觸角從66.1°降低到54.0°，長7致密砂巖的親水性增強，有利于提高驅(qū)油效果。

(4)長7致密油儲層CO2驅(qū)雖然難以實現(xiàn)與原油混相，但相比于常規(guī)水驅(qū)提高驅(qū)油效率達24.3%。其原因主要有：CO2可以溶解于原油，降低原油黏度和降低原油界面張力；CO2抽提、萃取原油中輕質(zhì)組分；CO2化學溶蝕作用增強儲層親水性和提高儲層的孔隙度和滲透率。