蒲萬(wàn)芬，汪洋松，李龍威，高海銘，單東柏，王文科

（1.西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500；2.中國(guó)石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

中國(guó)致密油資源十分豐富，但是針對(duì)致密礫巖油藏的勘探開發(fā)和相關(guān)研究仍處于探索階段，總體認(rèn)識(shí)和開發(fā)程度都相對(duì)較低[1-4]?，敽吞铿?8 井區(qū)下三疊統(tǒng)百口泉組油藏儲(chǔ)集層為致密礫巖，非均質(zhì)性強(qiáng)，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，滲透率為0.05～94.80 mD，平均為2.30 mD，滲透率極低。該油藏常規(guī)水驅(qū)效果并不理想，初期產(chǎn)量遞減率為76.4%～92.2%，預(yù)測(cè)采收率僅為8%。由于儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，且存在裂縫，注氣開發(fā)容易發(fā)生氣竄，大幅降低了后續(xù)采收率[5-8]；衰竭式開發(fā)后，地層能量下降快，無(wú)法得到有效補(bǔ)充，亟需開展提高采收率可行性評(píng)價(jià)，確定瑪湖油田瑪18 井區(qū)下三疊統(tǒng)百口泉組油藏合理有效的提高采收率方式，為現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)提供理論依據(jù)。因此，需要探索致密礫巖油藏的開發(fā)技術(shù)和思路，實(shí)現(xiàn)致密礫巖油藏采收率和經(jīng)濟(jì)效益的最大化。

CO2吞吐是一種可以有效提高致密油藏和低滲透油藏采收率的開發(fā)技術(shù)[9-10]。在一定溫度壓力下，CO2可以達(dá)到超臨界狀態(tài)，超臨界CO2的密度大于氣態(tài)CO2的密度，但黏度小于液態(tài)CO2的黏度，比水的流動(dòng)性高，兼具氣體和液體的性質(zhì)[11]。由于儲(chǔ)集層天然裂縫的存在，在吞吐過程中，裂縫可以增大油氣接觸面積，增加CO2波及體積，有利于CO2對(duì)原油降黏，有助于吞吐采油[12-14]。致密礫巖油藏開發(fā)在中國(guó)尚處在探索階段，基于以上研究現(xiàn)狀，本文針對(duì)致密礫巖油藏地質(zhì)情況，通過高壓物性實(shí)驗(yàn)、超臨界CO2吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)等手段，開展超臨界CO2吞吐提高采收率可行性研究，為致密礫巖油藏開發(fā)提供參考。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)材料：瑪湖油田瑪18 井區(qū)百口泉組油藏地層水為CaCl2型，礦化度為20 361.79 mg/L；瑪18 井區(qū)百口泉組油藏儲(chǔ)集層巖心；瑪18 井區(qū)百口泉組油藏脫氣原油，地面條件下原油密度為0.821 g/cm3，50 ℃原油黏度為5.41 mPa·s；瑪18 井區(qū)百口泉組油藏閃蒸分離地層原油所得天然氣；高純度CO2（99.99%）。

物質(zhì)的壓力和溫度同時(shí)超過其臨界壓力和臨界溫度時(shí)會(huì)達(dá)到超臨界狀態(tài)，CO2臨界溫度為31.3 ℃，臨界壓力為7.39 MPa，因此，在實(shí)驗(yàn)室模擬油藏條件（溫度89.0 ℃，壓力37.00 MPa）下CO2可以達(dá)到超臨界狀態(tài)。

根據(jù)瑪18 井區(qū)百口泉組巖心壓汞分析（圖1），該油藏孔隙分布較為復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)。

圖1 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組天然巖心壓汞分析Fig.1.Mercury intrusion analysis of natural cores from Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

實(shí)驗(yàn)設(shè)備：Ruska 自動(dòng)高壓驅(qū)替泵，安捷倫7890B色譜儀，DV-Ⅲ布氏黏度計(jì)，地層流體復(fù)配器，DBRPVT 高溫高壓流體分析儀，高溫高壓多功能巖心驅(qū)替裝置等。

1.2 實(shí)驗(yàn)流程

油氣藏流體物性分析按照SY/T 5542—2009《油氣藏流體物性分析方法》[15]進(jìn)行，依據(jù)瑪湖油田瑪18井區(qū)下三疊統(tǒng)百口泉組油藏生產(chǎn)氣油比（138 m3/m3），使用地層流體復(fù)配器進(jìn)行模擬油配樣。

超臨界CO2原油抽提實(shí)驗(yàn)：①將一定體積配制好的地層原油樣品在模擬油藏條件下轉(zhuǎn)入DBR-PVT高溫高壓流體分析儀中；②每次向DBR-PVT 高溫高壓流體分析儀中加入一定體積的CO2與原油充分混合；③保持溫度，搖樣120 min，靜止120 min；④緩緩打開DBR-PVT 高溫高壓流體分析儀的閥門，直到容器內(nèi)壓力降至37.00 MPa；⑤采集產(chǎn)出油樣品，記錄DBR-PVT 高溫高壓流體分析儀內(nèi)壓力和殘余油體積，1 次抽提完成；⑥用色譜儀分析剩余油的組成；⑦重復(fù)步驟②—步驟⑥，進(jìn)行第2 次—第5 次抽提，分析抽提效果。

超臨界CO2與原油相互作用測(cè)試分析：①在原始地層壓力和溫度下，將CO2以0.05 mL/min的速度注入到原油中，并對(duì)體系加壓，使超臨界CO2完全溶解進(jìn)入原油使原油達(dá)到飽和狀態(tài)；②分別測(cè)定超臨界CO2對(duì)原油高壓物性（飽和壓力、膨脹系數(shù)、溶解氣油比、密度和黏度）的影響，分析超臨界CO2對(duì)原油的影響。

超臨界CO2吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)：①將巖心進(jìn)行抽真空處理，再注入瑪18 井區(qū)百口泉組油藏地層水進(jìn)行飽和，測(cè)出巖心的孔隙度和滲透率；②設(shè)定回壓為37.00 MPa，溫度為89.0 ℃，利用高壓驅(qū)替泵以0.05 mL/min 的速度將配制的原油注入巖心，巖心飽和時(shí)停止，并記錄此時(shí)巖心飽和油量；③將超臨界CO2以0.05 mL/min 的速度注入巖心，超臨界CO2注入量達(dá)到目標(biāo)值后，關(guān)閉閥門燜井，記錄注入過程和燜井過程中不同時(shí)刻入口壓力變化；④燜井120 min后，打開巖心夾持器出口端閥門，記錄壓力和采出油量，待壓力下降到37.00 MPa時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。

2 結(jié)果與討論

2.1 超臨界CO2對(duì)原油的抽提作用

第1 次—第5 次抽提分別注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為4.6%、10.1%、19.3%、32.9%和46.3%。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖2）可以看出，抽提分離出來(lái)的原油組分主要集中在C1—C23，輕質(zhì)組分（C1—C6）和中質(zhì)組分（C7—C17）占比較多，C23+組分占比較少[16]；隨著抽提次數(shù)的增加，剩余油中輕質(zhì)組分和中質(zhì)組分占比逐漸降低，C18+重質(zhì)組分的占比逐漸增加；說明超臨界CO2具有較好的抽提原油輕質(zhì)組分和中質(zhì)組分的能力，從而可以降低原油黏度，增加原油流動(dòng)性，提高原油采出量。

圖2 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組超臨界CO2抽提原油碳組分Fig.2.Extracted carbon components from crude oil through injecting supercritical CO2 into Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

2.2 超臨界CO2對(duì)原油物性的影響

飽和壓力、體積系數(shù)、膨脹系數(shù)、溶解氣油比、原油密度和原油黏度與注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)關(guān)系見圖3。隨著注入超臨界CO2的增加，原油飽和壓力、膨脹系數(shù)和溶解氣油比上升。原油密度和原油黏度隨著注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)增加而下降。

圖3 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏原油物性與注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)的關(guān)系Fig.3.Physical properties of crude oil vs.amount-of-substance fraction of supercritical CO2 injected into Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

（1）在超臨界CO2與原油的相互作用實(shí)驗(yàn)中，在注入階段的前期（注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)不大于20%），飽和壓力和膨脹系數(shù)上升較為緩慢，此階段注入的超臨界CO2很容易溶解進(jìn)入原油，并與原油進(jìn)行相互作用，當(dāng)注入的超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為35%左右時(shí)，需要更高的飽和壓力使超臨界CO2溶解，飽和壓力上升趨勢(shì)相比于注入階段前期變快。在注入結(jié)束時(shí)（注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為50%），飽和壓力增加了58.2%，膨脹系數(shù)增加了26.04%，溶解氣油比達(dá)418.34 m3/m3，地層能量得到了有效補(bǔ)充。

（2）注入超臨界CO2進(jìn)入原油，原油體積膨脹，隨著注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)的增加，原油密度有一定程度的下降。注入結(jié)束時(shí)，原油密度下降了15.40%。

（3）在超臨界CO2注入前期，原油黏度明顯下降，原油黏度下降速度在注入前期后趨于平緩。表明超臨界CO2抽提出原油中輕質(zhì)和中質(zhì)組分的能力很強(qiáng)，具有良好的降黏作用，可以提高原油流動(dòng)性[17-18]。

2.3 超臨界CO2注入量對(duì)吞吐效率的影響

選取瑪湖油田瑪18 井區(qū)百口泉組油藏物性相近的A1、A2 和A3 巖心，以0.05 mL/min 速度對(duì)應(yīng)注入0.25 PV、0.50 PV和0.75 PV的超臨界CO2，燜井120 min進(jìn)行吞吐模擬實(shí)驗(yàn)，記錄超臨界CO2換油率。巖心參數(shù)以及實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1，不同注入量下入口壓力隨時(shí)間變化如圖4。

表1 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏注入超臨界CO2吞吐模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1.Simulation results of supercritical CO2 huff-puff development of Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

圖4 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏超臨界CO2不同注入量入口壓力隨時(shí)間變化Fig.4.Inlet pressure variations with time after injecting different quantities of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

從圖4可知，在超臨界CO2注入階段，隨著超臨界CO2的不斷注入，系統(tǒng)內(nèi)能量增加，巖心夾持器入口壓力持續(xù)上升。燜井階段，超臨界CO2與原油發(fā)生溶解膨脹作用，使巖心夾持器入口壓力逐漸增加。增加超臨界CO2注入量有利于擴(kuò)大超臨界CO2的影響范圍，提高原油溶解膨脹程度，使得最終燜井巖心夾持器入口壓力增加，補(bǔ)充的地層能量也相應(yīng)增加[19]，最終吞吐采收率從14.38%上升至23.67%。超臨界CO2換油率（采收率與超臨界CO2注入量之比）隨著超臨界CO2注入量增加而下降，超臨界CO2注入量從0.50 PV 增加至0.75 PV 時(shí)采收率變化不大，此時(shí)單純?cè)黾映R界CO2注入量這一措施對(duì)提高采收率的效果不明顯，因此，在本實(shí)驗(yàn)中，超臨界CO2最佳注入量為0.50 PV。

2.4 燜井時(shí)間對(duì)超臨界CO2吞吐效率影響

選取瑪湖油田瑪18 井區(qū)百口泉組油藏物性相近的B1 和B2 巖心進(jìn)行吞吐實(shí)驗(yàn)，以0.05 mL/min 速度向巖心注入0.50 PV 超臨界CO2，燜井時(shí)間分別為60 min 和240 min，燜井結(jié)束后，打開巖心夾持器出口端，記錄吞吐采收率，10 min 后記錄入口壓力。巖心參數(shù)以及實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2，結(jié)合上文A2 巖心的吞吐實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，得到不同燜井時(shí)間入口壓力隨時(shí)間的變化（圖5）。

圖5 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏不同燜井時(shí)間入口壓力隨時(shí)間變化Fig.5.Inlet pressure variations with time after soaking for different time in the Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

表2 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏不同燜井時(shí)間吞吐模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2.Simulation results of supercritical CO2 huff-puff development after soaking for different time in the Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

當(dāng)燜井時(shí)間從60 min 延長(zhǎng)至120 min 后，采收率提升比較明顯，提高了6.22%；燜井240 min 與燜井120 相比，入口壓力變化不大，原油采出程度也僅上升0.19%（表2）。在燜井過程中，超臨界CO2溶解于地層原油當(dāng)中，使得原油體積發(fā)生膨脹，補(bǔ)充地層能量使得入口壓力上升，并且能夠降低原油黏度，對(duì)原油的輕質(zhì)組分進(jìn)行抽提。在120 min以內(nèi)延長(zhǎng)燜井時(shí)間，有利于超臨界CO2充分溶解到原油當(dāng)中，使超臨界CO2得到充分利用，提高吞吐效率。燜井時(shí)間增加到240 min 后，由于超臨界CO2與原油已經(jīng)充分作用，再延長(zhǎng)燜井時(shí)間對(duì)吞吐效果幾乎沒有影響。

2.5 吞吐輪次對(duì)超臨界CO2吞吐效率的影響

選取瑪湖油田瑪18 井區(qū)三疊系百口泉組油藏物性相近的C1、C2 和C3 巖心（表3），分別進(jìn)行4 輪次吞吐，以0.05 mL/min 速度向巖心注入0.50 PV 超臨界CO2，燜井120 min后，進(jìn)行開井生產(chǎn)，記錄不同時(shí)刻的入口壓力和采出油量，待入口壓力下降到37.00 MPa時(shí)停止生產(chǎn)，并等速注入等量氣體進(jìn)行4 輪次吞吐實(shí)驗(yàn)。

表3 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組天然巖心物性參數(shù)Table 3.Physical properties of natural cores from Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

隨著吞吐輪次的增加，原油被不斷采出，在注入超臨界CO2階段，注入開始與注入結(jié)束時(shí)入口壓力的差值隨吞吐輪次的增加而降低（圖6）。在燜井階段，燜井開始與燜井結(jié)束時(shí)入口壓力的差值隨吞吐輪次的增加而降低。3組吞吐實(shí)驗(yàn)中，前2輪次超臨界CO2吞吐前期可以有效提高超低滲透油藏的采收率。第3輪次吞吐的采效率分別降低至3.13%、4.25% 和5.11%，第4 輪次吞吐，基本無(wú)原油采出。經(jīng)過4 輪次吞吐后，總采收率分別為41.62%、46.93%和52.61%（圖7），相較于單次吞吐時(shí)采收率提高了20.00%～24.00%。3 組實(shí)驗(yàn)的入口壓力隨時(shí)間變化趨勢(shì)大致相同，吞吐輪次超過3 次后采收率提升不明顯。隨著吞吐輪次的增加，由于原油不斷被采出，相同超臨界CO2注入量對(duì)原油的能量補(bǔ)充降低，同時(shí)每次吞吐過程中原油的輕質(zhì)組分被抽提采出，輕質(zhì)組分大量消耗，重質(zhì)組分占比增加，超臨界CO2對(duì)原油改質(zhì)能力下降，造成3輪次后吞吐采出油量降低[20]。

圖6 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏超臨界CO2 不同吞吐輪次入口壓力隨時(shí)間變化Fig.6.Inlet pressure variations with time after injecting different rounds of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

圖7 瑪湖油田瑪18井區(qū)百口泉組油藏注入超臨界CO2不同吞吐輪次的采收率Fig.7.Recovery factors after injecting different rounds of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

3 結(jié)論

（1）超臨界CO2吞吐是一種提高致密礫巖油藏采收率的有效方法。持續(xù)注入超臨界CO2可以有效補(bǔ)充地層能量，降低原油黏度和原油密度，增加原油流動(dòng)性。

（2）原油與超臨界CO2相互作用測(cè)試分析實(shí)驗(yàn)中，在注入階段前期（注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)不大于20%），飽和壓力和膨脹系數(shù)上升較為緩慢，在此階段，超臨界CO2進(jìn)入原油并與原油進(jìn)行的相互作用是影響原油性質(zhì)的主要因素，當(dāng)注入超臨界CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)大于20%時(shí)，隨著注入CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)增加，抽提作用占主導(dǎo)因素。

（3）超臨界CO2吞吐提高采收率效果較好，在注入量0.75 PV、燜井時(shí)間大于120 min 和吞吐輪次大于3 輪次時(shí)，由于超臨界CO2與原油作用越來(lái)越充分，原油輕質(zhì)組分不斷被抽提消耗，重質(zhì)組分占比上升，原油膨脹能下降致使采收率提高有限。致密礫巖油藏超臨界CO2吞吐存在合理注入量、燜井時(shí)間和吞吐輪次。