湯翔，李宜強，韓雪，周永炳，戰(zhàn)劍飛，徐苗苗，周銳，崔凱，陳小龍，王雷

（1.油氣資源與探測國家重點實驗室（中國石油大學(xué)（北京）），北京 102249；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；3.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，大慶 163712；4.中國石油南方石油勘探開發(fā)有限責(zé)任公司勘探開發(fā)處，?？?570100；5.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028）

0 引言

近年來，致密油成為繼頁巖氣之后全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的又一熱點[1-3]。致密油的物性界限為地面空氣滲透率小于 1×10?3μm2或覆壓下滲透率小于0.1×10?3μm2[4]，其整體呈儲集層物性差、分布面積大、資源豐度低等特點[5-6]。目前，致密油的初步開發(fā)多依靠水平井大規(guī)模體積壓裂，致密油衰竭生產(chǎn)具有初期產(chǎn)量高、中期產(chǎn)量遞減快、整體采出程度低的開發(fā)特征[7]。致密油衰竭開發(fā)后如何進(jìn)一步補充地層能量實現(xiàn)二次采油已成為提高致密油開發(fā)效果面臨的重要問題[8]。CO2吞吐作為致密油衰竭開發(fā)后進(jìn)一步提高采收率的一種高效開發(fā)方式，具有在提高原油采收率的同時對CO2進(jìn)行有效埋存的優(yōu)勢[9-10]，可實現(xiàn)經(jīng)濟效益與環(huán)境保護雙贏，日益受到業(yè)界重視[11-17]。

CO2吞吐驅(qū)油主要表現(xiàn)為非線性滲流特征，且CO2與原油之間具有交互作用，其滲流規(guī)律十分復(fù)雜[18-19]。1991年，國外研究人員綜合礦場數(shù)據(jù)、室內(nèi)實驗及數(shù)值模擬論證了 CO2吞吐在提高輕質(zhì)油藏采收率方面的可行性[20-21]；2013年，Hawthorne等[22]指出 CO2吞吐是致密油開發(fā)的一種重要手段，且縫網(wǎng)規(guī)模是影響吞吐效果的關(guān)鍵性因素；2016年，Pu等[23]通過室內(nèi)柱狀巖心實驗研究了CO2吞吐過程中燜井時間、注采周期、生產(chǎn)壓差對 CO2吞吐效果的影響；2019年，Li等[24]基于CO2吞吐與N2吞吐的平行對比實驗指出CO2的分子擴散作用導(dǎo)致了大量的 CO2以溶解氣的形態(tài)存在于儲集層中，且有利于采收率的提高。但目前受模型尺寸、實驗裝置與實驗方法的限制，針對致密油 CO2吞吐的室內(nèi)物理模擬主要采用柱狀巖心[25-27]，難以準(zhǔn)確模擬致密油水平井體積壓裂后的復(fù)雜滲流規(guī)律[28-31]。雖已有學(xué)者開展了大模型吞吐實驗的相關(guān)研究[32-33]，但仍缺乏針對 CO2吞吐過程中的動態(tài)參數(shù)變化、影響因素以及采油機制方面的系統(tǒng)性研究。

本文基于大型露頭巖心及自主研發(fā)的高溫高壓物理模型實驗系統(tǒng)，建立了 CO2吞吐大模型物理模擬實驗方法，通過室內(nèi)實驗，開展了多種方案的 CO2吞吐實驗，重點分析了 CO2吞吐的動態(tài)特征、影響因素及注采方式對采收率的貢獻(xiàn)。

1 實驗設(shè)計

1.1 方形巖心CO2吞吐物理模擬系統(tǒng)

1.1.1 物理模型制作

實驗用模型采用大型露頭巖心設(shè)計制作而成，露頭巖心滲透率 0.98×10?3μm2，孔隙度 10.94%。模型制作步驟為：①在大型致密砂巖露頭上切割出30 cm×30 cm×3.5 cm的方形巖心；②在巖心一側(cè)（見圖1）切割一條貫穿1#和2#壓力監(jiān)測孔（1#和2#孔間距26 cm）的空槽（槽寬0.2 cm），模擬具有無限導(dǎo)流能力的水平井；③垂直于水平井，在巖心平面邊長的 1/3、2/3處切割長15 cm、寬0.2 cm的空縫以模擬水力裂縫，為使裂縫具有較為穩(wěn)定的導(dǎo)流能力，從滲透率為 2 000×10?3μm2的巖心上切割出與空縫相同大小的巖心薄片并嵌入模型空縫中，同時為保證巖心薄片與致密模型之間無間隙，在巖心薄片表面涂細(xì)砂與環(huán)氧樹脂的混合物，并在巖心薄片放入模型空縫后進(jìn)行整體加熱老化，使高滲薄片與致密模型膠結(jié)形成一體，實現(xiàn)裂縫與模型一體化，最終形成的裂縫滲透率為 2 000×10?3μm2；④在模型表面布置多口壓力監(jiān)測、注采井（1#為實驗注采井，2#-15#為壓力監(jiān)測孔，其中13#、14#、15#同時為飽和水、飽和油的備用井），隨后采用環(huán)氧樹脂對模型進(jìn)行整體澆注密封完成制作。

1.1.2 高溫高壓實驗系統(tǒng)

高溫高壓物理模型實驗系統(tǒng)（見圖2）主要包括：巖心模型、高溫高壓實驗艙、多點壓力采集系統(tǒng)、溫度采集控制系統(tǒng)、節(jié)流閥、油氣水分離計量裝置、恒壓恒速泵等。其中，高溫高壓實驗艙為可密封的圓柱形鋼制艙體，一側(cè)端面艙門可打開，密封后艙內(nèi)充滿變壓器油，配合溫度采集控制系統(tǒng)及圍壓泵，可為巖心模型提供高溫高壓的外部環(huán)境；多點壓力采集系統(tǒng)主要是基于巖心模型上所布的多個壓力監(jiān)測孔（見圖1），通過管線連接到艙外壓力傳感器，實現(xiàn)對實驗中巖心模型內(nèi)多點壓力的實時監(jiān)測；節(jié)流閥則用于開發(fā)時采出速度的控制。

圖2 高溫高壓實驗系統(tǒng)裝置示意圖

1.1.3 實驗設(shè)計

實驗條件：實驗溫度35 ℃，模型外部圍壓15 MPa。

實驗材料：實驗選用模擬油 35 ℃時黏度為 4.1 mPa·s；實驗用水為模擬地層水，礦化度25 000 mg/L，35 ℃時黏度為 0.73 mPa·s；實驗用 CO2氣體純度99.9%。

實驗方案：根據(jù)實驗要求，按不同CO2注入量、燜井時間、注入速度等共設(shè)計16組實驗方案（見表1）。

表1 方形巖心CO2吞吐實驗方案設(shè)計表

實驗步驟：①將巖心模型放入高溫高壓實驗艙內(nèi)，抽真空24 h以上，直至真空表顯示為真空狀態(tài)；②從1#孔對模型實施恒壓（0.1 MPa）注水，累計飽和 3 d后逐步提壓，待遠(yuǎn)端井（13#、14#、15#）監(jiān)測壓力開始上升后，打開遠(yuǎn)端井出液口，提高壓力至13.8 MPa實施水驅(qū)，水驅(qū)至2 PV（孔隙體積倍數(shù)）后結(jié)束水驅(qū)完成巖心飽和水，隨后根據(jù)注采液量計算模型飽和水量與孔隙度；③通過水平井注油、遠(yuǎn)端井采液的方式對巖心飽和油，注入壓力逐步提升至原始地層壓力（13.8 MPa），保證累計注入油量達(dá)3 PV且出液口不再有水產(chǎn)出后關(guān)閉出液口，水平井繼續(xù)注油至模型內(nèi)壓力（達(dá)原始地層壓力）分布均衡并靜置老化3 d，計算原始含油飽和度；④打開 1#注采井回壓閥，控制出口壓力為5 MPa并保持恒定，進(jìn)行衰竭式開發(fā)，實時監(jiān)測模型各點壓力與采出液量，出液口不出液后停止；⑤衰竭開發(fā)結(jié)束后關(guān)閉節(jié)流閥，恒速向 1#注采井注入CO2，到達(dá)設(shè)計量后停止并關(guān)井燜井，實時監(jiān)測燜井期間模型各監(jiān)測點壓力；⑥燜井結(jié)束后，打開1#注采井，控制出口壓力為5 MPa恒壓生產(chǎn)，實時監(jiān)測模型各監(jiān)測點壓力，計量采出液量、氣量，待出口不出液后停止；⑦控制1#注采井井口壓力為5 MPa，同時以13.8 MPa恒壓從 13#、14#、15#注入油，驅(qū)替 2 PV以上且保證出口無水、氣產(chǎn)出后停止注入，觀察 1#注采井，無液體采出即可認(rèn)為巖心已恢復(fù)至衰竭開發(fā)后的狀態(tài)；⑧根據(jù)實驗方案，重復(fù)進(jìn)行步驟⑤—⑦，完成所有CO2吞吐實驗。

1.2 長巖心CO2吞吐實驗

為保證長巖心吞吐實驗與方形巖心吞吐實驗具有一定的相似性，長巖心與方形巖心均取自同一塊大型露頭，且實驗條件與方形巖心相同，注采壓差保持在8.8 MPa。實驗巖心直徑2.5 cm，長30 cm。因長巖心孔隙體積較小，吞吐采油量也相對較小，依據(jù)傳統(tǒng)計量方式獲取的油量數(shù)據(jù)計算采收率具有較大的誤差。故本文采用稱重法計算吞吐采收率，即巖心實驗前后分別進(jìn)行稱重，通過質(zhì)量差計算采出油量。長巖心實驗方案如表2所示，實驗裝置如圖3所示。

表2 長巖心吞吐實驗方案表

長巖心吞吐實驗分為注 CO2升壓和注油升壓兩種注入方式。實驗步驟為：①巖心抽真空后飽和油稱重，隨后將巖心放入夾持器內(nèi)；②對于實驗17、18，打開入口閥注CO2升壓，保證入口壓力持續(xù)穩(wěn)定在8.8 MPa，按方案設(shè)計時間燜井；③對于實驗19、20，打開入口閥注油升壓，巖心內(nèi)部壓力持續(xù)穩(wěn)定在8.8 MPa超過30 min后停注；打開出口閥（出口壓力設(shè)置為8.8 MPa），在入口端恒壓8.9 MPa（略大于8.8 MPa）注CO2，快速清排夾持器入口端及巖心外圍多余油，完畢后關(guān)閉出口閥，重新將入口壓力穩(wěn)定在8.8 MPa，保持入口端開啟，保壓慢注，按方案設(shè)計時間燜井；④關(guān)閉入口閥，打開出口閥進(jìn)行降壓開采，出口端壓力降至大氣壓且無流體產(chǎn)出時結(jié)束實驗，取出巖心稱重，計算采收率。

2 實驗結(jié)果分析

2.1 方形巖心衰竭開發(fā)特征

衰竭開發(fā)過程中，方形巖心內(nèi)部壓力由13.8 MPa逐步衰竭至5 MPa，采收率為8.13%。采用Arps產(chǎn)量遞減模型[34]對衰竭開發(fā)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合（見圖 4，擬合公式見（1）式），發(fā)現(xiàn)遞減率與產(chǎn)量之間相關(guān)性良好（復(fù)相關(guān)系數(shù)R2為0.844 0），遞減指數(shù)為0.739 2，屬雙曲遞減，這與現(xiàn)場研究結(jié)果基本一致[35]，說明實驗設(shè)計是合理的。

2.2 方形巖心CO2吞吐生產(chǎn)特征

以表1中實驗方案1為例，分析注CO2吞吐過程中燜井階段與開發(fā)階段的動態(tài)特征。

2.2.1 燜井階段

圖5為注CO2燜井階段的井底壓力曲線，可以看出燜井初期（2 h以內(nèi)）壓力降落相對較快，燜井中期（2～14 h）井底壓力呈線性下降，燜井后期（大于14 h）井底壓力基本穩(wěn)定。

圖5 注CO2燜井階段井底壓力變化曲線

圖6為燜井階段4個不同時刻模型內(nèi)的壓力場分布。從圖6a、圖6b可以看出：燜井1 min及1 h，近井地帶與遠(yuǎn)井地帶存在明顯壓差（約為0.6 MPa與0.2 MPa），由于壓差的存在，流體發(fā)生流動，同時CO2在油相中擴散溶解，導(dǎo)致該階段井底壓力快速下降；燜井8 h（見圖6c），模型內(nèi)壓力分布逐步均衡（壓差小于 0.1 MPa），因壓差引起的流體流動明顯減弱，CO2在油相中的擴散溶解起主導(dǎo)作用；燜井 24 h（見圖6d），模型整體壓力穩(wěn)定在 12.8 MPa左右，因壓差引起的流體流動基本停止，后續(xù)壓力的下降主要受 CO2在油相中的擴散溶解作用的影響。

圖6 注CO2后不同燜井時刻模型的壓力分布

2.2.2 開發(fā)階段

圖 7為開發(fā)階段井底壓力、累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)氣量（標(biāo)況）隨時間的變化曲線?？梢钥闯鲩_發(fā)過程具有井底壓力下降先快后慢、產(chǎn)氣速率先高后低、產(chǎn)油速率先低后高再低的特征。

圖7 CO2吞吐開發(fā)階段生產(chǎn)動態(tài)曲線

圖8為氣油比與產(chǎn)油速率隨時間的變化關(guān)系曲線，由圖可將 CO2吞吐開發(fā)階段劃分為 4個階段：①CO2返排階段（0～1 min），該階段時間較短，主要是受水平井及裂縫中剩余 CO2快速返排的影響，井口大量產(chǎn)氣，基本無油產(chǎn)出，受單相氣體快速返排的影響，井底壓力快速下降；②產(chǎn)氣攜油階段（1～29 min），主要受近井地帶基質(zhì)中大量游離 CO2的影響，近井地帶基質(zhì)中剩余油與游離 CO2長時間接觸并充分溶脹，隨著井底壓力的降低，膨脹原油被游離 CO2反向驅(qū)替、攜帶產(chǎn)出，該階段表現(xiàn)為大段氣、小段油的氣驅(qū)特征，且不同時刻的產(chǎn)油速率與氣油比波動大；同時，大量游離氣的膨脹效應(yīng)減緩了井底壓力的下降速度，井底壓力相對平緩，而隨著游離氣快速減少，氣油比整體上呈快速下降趨勢；③高速產(chǎn)油階段（29～35 min）：隨著大量游離氣的產(chǎn)出，基質(zhì)中游離氣明顯減少，驅(qū)替方式由游離氣驅(qū)向溶解氣驅(qū)轉(zhuǎn)變，因此該階段油相產(chǎn)出速率大幅提高，且氣油比在低點相對穩(wěn)定；同時受游離氣相減少的影響，氣體的膨脹效應(yīng)減弱，井底壓力的下降速度略有加快；④產(chǎn)油速率減緩階段（35～44 min），隨著巖心模型中溶解氣驅(qū)進(jìn)入后期，巖心內(nèi)供液能力明顯下降，生產(chǎn)壓差逐步趨近于零，產(chǎn)油速率與產(chǎn)氣速率也逐步趨近于零。

圖8 生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)與生產(chǎn)時間關(guān)系曲線

圖9為4個開發(fā)階段某時刻的壓力分布。由圖9a可以看出，CO2返排階段巖心壓力下降幅度較小，模型遠(yuǎn)端與井底存在著較大的壓力差（約1.4 MPa），主要反映井底氣體的快速返排；產(chǎn)氣攜油階段巖心壓力整體下降（見圖9b），油、氣開始產(chǎn)出，遠(yuǎn)端不斷向近井地帶供液，遠(yuǎn)端與井底之間壓差變?。s0.7 MPa）；高速產(chǎn)油階段巖心壓力整體較低（見圖9c），模型遠(yuǎn)端與井底壓差進(jìn)一步減?。s0.2 MPa），油中溶解的CO2大量析出、膨脹成為原油產(chǎn)出的主要動力來源；產(chǎn)油速率減緩階段巖心壓力趨近于出口壓力（5 MPa），模型遠(yuǎn)端與井底壓差極小，油中溶解的 CO2基本全部析出，驅(qū)動能量枯竭，生產(chǎn)趨于停止。

圖9 不同開發(fā)階段模型的壓力分布

圖10為采出程度與井底壓力的關(guān)系曲線?？梢钥闯?，曲線呈“兩段式”特征，即開發(fā)初期井底壓力大于7.95 MPa時，隨著井底壓力的降低采出程度上升速度慢，而當(dāng)井底壓力低于7.95 MPa后，采出程度上升速度明顯加快。

圖10 采出程度與井底壓力的關(guān)系

CO2的體積膨脹增加倍數(shù)可采用（2）式計算[5]。

設(shè)初始壓力為12.8 MPa，計算并繪制降壓過程中CO2因密度變化導(dǎo)致的體積膨脹增加倍數(shù)曲線（見圖11）?？梢钥吹?，井底壓力與采出程度關(guān)系曲線與CO2體積膨脹增加倍數(shù)曲線形態(tài)基本一致，說明無論是游離 CO2的攜油作用還是溶解氣的驅(qū)動，CO2吞吐產(chǎn)油的主要動力源于氣體的膨脹作用，故 CO2吞吐開發(fā)階段呈現(xiàn)出彈性氣驅(qū)的特征。

圖11 CO2氣體體積膨脹增加倍數(shù)與井底壓力的關(guān)系

2.3 注CO2吞吐影響因素

2.3.1 CO2注入量

CO2注入量對吞吐開發(fā)效果的影響較大。采用表1中方案1—5的實驗數(shù)據(jù)計算并繪制采收率與CO2注入量的關(guān)系曲線（見圖 12），可以看出隨著 CO2注入量的增加，采收率由1.55%增加至3.13%，但油氣置換率由1.93 g/g降低至0.42 g/g。從曲線變化趨勢看，隨著注入量的增加，采收率上升逐步趨緩，油氣置換率下降同樣逐步趨緩。需要通過經(jīng)濟評價進(jìn)行優(yōu)化 CO2注入量。

圖12 采收率、油氣置換率與CO2注入量關(guān)系圖

2.3.2 燜井時間

采用表1中方案1和方案6—10的實驗數(shù)據(jù)計算并繪制采收率與燜井時間的關(guān)系曲線（見圖13）?？梢钥闯鰻F井時間越長，采收率越高，但上升的速度逐步趨緩，燜井時間為14 h為明顯拐點。同時由圖5可知，燜井時間超過14 h后井底壓力趨于穩(wěn)定，巖心內(nèi)壓差消失，流體流動停止，CO2擴散溶解的有效波及范圍基本穩(wěn)定，繼續(xù)燜井對采收率的貢獻(xiàn)甚微?，F(xiàn)場生產(chǎn)可通過井底壓力是否穩(wěn)定判斷燜井是否充分。

圖13 采收率與燜井時間的關(guān)系

2.3.3 開采速度

采用表1中方案1和方案11—14的實驗數(shù)據(jù)計算并繪制采收率與開發(fā)時間的關(guān)系曲線（見圖14），可以看出隨著開發(fā)時間縮短、開采速度加快，采收率也由3.85%降低至1.18%，可見開采速度對CO2吞吐開發(fā)效果的影響較大，總的來說，較低的開采速度有利于CO2吞吐開發(fā)效果的提高。

圖14 采收率與開發(fā)時間的關(guān)系

2.3.4 CO2注入速度

表 1中實驗方案 1、15和 16的采收率分別為3.13%、3.27%和 3.18%，可以看出 CO2注入速度對采收率的影響并不明顯。這主要是因為室內(nèi)實驗所用巖心基本為均質(zhì)，且模型具有明顯的封閉邊界，CO2的流動范圍相對有限，注入速度的變化對油氣前緣的影響并不明顯。實際礦場應(yīng)用時，因儲集層往往具有較強的非均質(zhì)性，同時 CO2的流動范圍較大，這些因素均會影響 CO2在不同注入速度下的推進(jìn)方式與作用距離，進(jìn)而影響開發(fā)效果。

2.4 注CO2吞吐采油機制

基于 CO2吞吐波及方式的差異，可將吞吐過程中波及的原油分為流動波及與擴散波及兩類[22,36]，其中流動波及是指在壓差的作用下 CO2進(jìn)入基質(zhì)的波及部分，擴散波及是指 CO2依靠分子擴散作用在原油中的波及區(qū)域（見圖 15）。流動波及主要采油機理為 CO2溶解、膨脹、萃取，即原油與 CO2充分接觸后部分膨脹或被萃取，隨游離 CO2返排采出；擴散波及主要采油機理為溶解氣驅(qū)作用，即 CO2依靠分子擴散作用從氣相前緣進(jìn)一步向油相中擴散，部分CO2溶解于原油，開發(fā)過程中隨壓力下降逐步析出，形成溶解氣驅(qū)。

圖15 流動波及與擴散波及示意圖

長巖心CO2吞吐實驗中方案17、18為常規(guī)注CO2吞吐開發(fā)實驗，其采收率包含流動波及與擴散波及兩者的貢獻(xiàn)；方案19、20在補充巖心能量時先進(jìn)行注油升壓（至8.8 MPa），待巖心內(nèi)部壓力穩(wěn)定后，再保壓慢注，實現(xiàn)巖心端面與 CO2氣體無壓差長期接觸，消除了因壓差引起的流動波及，故方案19、20的采收率僅由擴散波及貢獻(xiàn)。

實驗結(jié)果（見圖16）表明，隨著燜井時間增加，注氣升壓采收率（包含流動波及、擴散波及兩部分）由2.53%提高至5.42%，注油升壓采收率（僅包含擴散波部分）由1.26%提高至4.03%。在相同的燜井時間條件下，不同升壓模式采收率的差值即為流動波及對采收率的貢獻(xiàn)值，據(jù)此計算得燜井0.25 h與48.00 h的流動波及采收率分別為1.27%、1.39%，而擴散波及采收率分別為1.26%、4.03%。可以看出隨著燜井時間增加，流動波及采收率變化不太明顯，而擴散波及采收率則提高了 2.77%，說明室內(nèi)實驗條件下注 CO2吞吐，燜井時間足夠長，采收率的貢獻(xiàn)主要來源于擴散波及，溶解氣驅(qū)起主導(dǎo)作用。

圖16 長巖心注CO2吞吐實驗結(jié)果

3 結(jié)論

CO2吞吐開發(fā)可分為 CO2返排、產(chǎn)氣攜油、高速產(chǎn)油、產(chǎn)油速率減緩 4個階段，產(chǎn)氣攜油階段以游離氣驅(qū)為主，高速產(chǎn)油階段以溶解氣驅(qū)為主。

CO2注入量與開采速度是影響吞吐效果的主要因素，CO2注入量越大，開采速度越低，采收率越高，合理的 CO2注入量與開采速度需結(jié)合現(xiàn)場需求及經(jīng)濟評價確定。CO2吞吐開發(fā)存在合理燜井時間，超過該時間繼續(xù)燜井對提高采收率貢獻(xiàn)不大，現(xiàn)場應(yīng)用中，可通過井底壓力是否穩(wěn)定判斷燜井是否充分。

CO2吞吐開發(fā)采收率的貢獻(xiàn)主要來源于流動波及與擴散波及，燜井時間足夠長時，采收率的貢獻(xiàn)主要來源于擴散波及，溶解氣驅(qū)起主導(dǎo)作用。

符號注釋：

D——遞減率，s?1；E——CO2體積膨脹增加倍數(shù)，無因次；Q——遞減階段產(chǎn)量，mL/min；V0——開采前初始壓力下CO2初始體積，m3；Vi——開采過程中不同壓力下CO2體積，m3；ρ0——開發(fā)前初始壓力下 CO2密度，kg/m3；ρi——開采過程中不同壓力下CO2密度，kg/m3。