顧 驍，王智林

（中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院,江蘇揚(yáng)州 225009）

CO2吞吐是一種提高低滲透油田采收率的有效方法,其機(jī)理主要有降低原油黏度、使原油體積膨脹、萃取、溶解氣驅(qū)以及酸化解堵等［1-2］。CO2吞吐不依賴于鄰井的流體驅(qū)動(dòng),涉及油藏范圍小,是提高單井開發(fā)效果的有效措施,具有投入少,周期短,見效快,適用性強(qiáng)的特點(diǎn)［3-5］。隨著氣源的不斷發(fā)現(xiàn)和配套技術(shù)的發(fā)展,采用CO2吞吐改善多層非均質(zhì)油藏的方法得到了不斷推廣,并具有良好的應(yīng)用前景［6-7］。

前人針對CO2吞吐做了大量物理實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬研究,周拓等［8］通過水平井分段壓裂的CO2吞吐模擬實(shí)驗(yàn)研究認(rèn)為注入壓力是影響CO2吞吐效果的重要因素；王一平等［9］使用人造三維巖心模擬了超深層稠油直井CO2吞吐,發(fā)現(xiàn)CO2吞吐作用半徑隨吞吐周期的增加而增大；羅永成等［10］推導(dǎo)基于CO2擴(kuò)散影響的致密油藏水平井產(chǎn)能預(yù)測的數(shù)值模型,研究發(fā)現(xiàn)采油指數(shù)與擴(kuò)散系數(shù)呈正相關(guān)；許國晨等［11］通過現(xiàn)場CO2吞吐試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)降黏劑篩選及優(yōu)選合理的注入量是提高水平井CO2吞吐效果的關(guān)鍵,唐人選等［12］基于實(shí)際礦場CO2吞吐施工參數(shù)研究,認(rèn)為換油率與注入量及燜井時(shí)間存在一個(gè)最優(yōu)值。但近年來水平井吞吐研究多以優(yōu)化吞吐參數(shù)為主,關(guān)于多層非均質(zhì)儲層中強(qiáng)非均質(zhì)性對吞吐的影響［13-14］,以及對吞吐中埋存效果［15-16］的研究較少。本文主要對吞吐過程中非均質(zhì)性的作用和因毛管力導(dǎo)致的滯留埋存進(jìn)行研究,通過單管和三管并聯(lián)長巖心CO2吞吐實(shí)驗(yàn),研究滲透率和非均質(zhì)性對吞吐效率、氣油比和埋存率的影響,以對同類油藏的開發(fā)提供借鑒。

1 長巖心注CO2吞吐室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

為研究非均質(zhì)油藏CO2吞吐的特征,建立非均質(zhì)多管并聯(lián)長巖心物理模型［17-18］,通過長巖心實(shí)驗(yàn)對CO2吞吐效果進(jìn)行研究,明確非均質(zhì)性對吞吐效率、氣油比和埋存率的影響。

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置及材料

1.1.1 巖心

本次實(shí)驗(yàn)選用JS 油田Z43 井取樣的實(shí)際巖心,根據(jù)實(shí)驗(yàn)所需,建立三組長巖心。

（1）低滲組長巖心:篩選滲透率在30×10-3μm2左右的巖心組成相對低滲的組合長巖心。計(jì)算得到長巖心的平均滲透率為33.17×10-3μm2,平均孔隙度為22.92%,巖心總孔隙體積為60.73 cm3,見表1。

表1 低滲組組合長巖心排序（滲透率30×10-3 μm2左右）

（2）中滲組長巖心：篩選滲透率在90×10-3μm2左右的巖心組成相對中滲的組合長巖心。計(jì)算得到長巖心的平均滲透率為89.53×10-3μm2,孔隙度為25.03%,巖心總孔隙體積為67.37cm3,見表2。

表2 中滲組組合長巖心排序（滲透率90×10-3 μm2左右）

（3）高滲組長巖心：篩選滲透率在195×10-3μm2左右的巖心組成相對高滲的組合長巖心。計(jì)算長巖心的算術(shù)平均滲透率為195.87×10-3μm2,孔隙度為39.04%,巖心總孔隙體積為103.43 cm3,見表3。

表3 高滲組組合長巖心排序（滲透率195×10-3 μm2左右）

1.1.2 流體

本次實(shí)驗(yàn)使用的油是采用JS 油田Z43 井取樣的地面脫氣油和溶解氣,再按照原始?xì)庥捅纫约皩?shí)際油藏溫度壓力,在配樣器中重新復(fù)配的模擬油。地層溫度62.5 ℃,地層壓力14.8 MPa,氣油比24 m3/m3,原油黏度（地層溫度62.5 ℃下）57.23 mPa·s,地層水總礦化度37 936.86 mg/L,水型為NaHCO3,注入氣采用由揚(yáng)州華寶公司提供的工業(yè)純度99.9%的CO2氣體,其CO2含量達(dá)到99%。

1.1.3 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)采用加拿大Hycal 長巖心驅(qū)替裝置（見圖1）,主要由注入泵系統(tǒng)、長巖心夾持器、回壓調(diào)節(jié)器、壓力表、控溫系統(tǒng)、氣液分離裝置、氣量計(jì)等組成,最高實(shí)驗(yàn)壓力70 MPa,最高實(shí)驗(yàn)溫度200 ℃。

圖1 長巖心CO2吞吐實(shí)驗(yàn)裝置

1.2 實(shí)驗(yàn)流程

（1）計(jì)算長巖心長度、總孔隙體積等數(shù)據(jù),按計(jì)算的巖心排序方式在巖心夾持器中安裝好長巖心,按設(shè)計(jì)連接管線及相關(guān)設(shè)備,用石油醚、酒精等清洗巖心,抽空后備用。

（2）在地層壓力和溫度下,用地層水飽和巖心,之后用脫氣油驅(qū)替巖心,直到出口端不出水為止,建立束縛水飽和度并測定烴類孔隙體積。

（3）用配置好的模擬油驅(qū)替巖心,每隔一定時(shí)間在出口端記錄油量和氣量,計(jì)算生產(chǎn)氣油比,驅(qū)替至出口氣油比穩(wěn)定。

（4）每間隔2 MPa詳細(xì)記錄產(chǎn)出的油量和氣量、巖心始末端壓力等數(shù)據(jù),當(dāng)采出端壓力降至目前地層壓力后停止衰竭驅(qū)替。

（5）以一定速度從長巖心采出端反向向巖心內(nèi)注入CO2,注入量為實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)的高滲管孔隙體積的0.05 PV,停止注氣后燜井24 h。

（6）燜井后再次以每小時(shí)2 MPa的速度衰竭,詳細(xì)記錄產(chǎn)出的油量和氣量、巖心始末端壓力等數(shù)據(jù),當(dāng)采出端壓力降至廢棄壓力（8.8 MPa）后,實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

（7）三管并聯(lián)長巖心CO2吞吐實(shí)驗(yàn)過程與單管實(shí)驗(yàn)大致相同,區(qū)別在于使用三組不同滲透率的巖心同時(shí)進(jìn)行吞吐實(shí)驗(yàn),采用合吞分吐的方法,注入量為三個(gè)單管實(shí)驗(yàn)的總注入量,分別計(jì)量采出端產(chǎn)出油量和氣量,對比采收率及換油率。

2 結(jié)果與分析

2.1 單管及三管并聯(lián)吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果

本次實(shí)驗(yàn)完成三組單管長巖心以及一組三管長巖心實(shí)驗(yàn),采出程度變化如圖2所示。

圖2 單管與三管長巖心吞吐采出程度

由圖2 可見,前期衰竭階段,采出程度逐漸增加。燜井一天后,開井生產(chǎn),氣體迅速突破,氣油比迅速下降,三管巖心的采出程度都有所增加,表明燜井過程中,CO2能較好地溶于地層原油,降低了原油黏度,對提高采出程度有一定的作用；開井后氣體迅速突破,氣油比最終趨于0時(shí),采出程度也不再增加,表明吞吐可持續(xù)時(shí)間較短,隨著地層壓力降低,地層彈性能量也消耗殆盡,無法繼續(xù)提高采出程度。

吞吐效率從高到低依次為中滲管、高滲管和低滲管,三管組結(jié)果與單管組結(jié)果接近,且高低關(guān)系也一致,說明多層非均質(zhì)油藏CO2吞吐并非滲透率越大越好,存在一個(gè)最優(yōu)滲透率。過低的滲透率不利于CO2運(yùn)移,而隨著滲透率增加,可以使溶解在原油中的CO2量有所上升,提高采出程度；但過高的滲透率一方面會使吞入的氣運(yùn)移速度更快,產(chǎn)生氣體超覆現(xiàn)象,減少與底層油的接觸,降低波及面積,另一方面會使氣體運(yùn)移距離過長,返排時(shí)氣體突破較早,開井后大多數(shù)CO2仍直接被排出,不能帶出更多的油。

在實(shí)驗(yàn)中同時(shí)測定氣油比變化,如圖3所示。

圖3 單管及三管長巖心吞吐氣油比

由圖3可見,衰竭階段,氣油比保持在原始?xì)庥捅?4 m3/m3左右,單管組燜井后再開井時(shí),瞬時(shí)氣油比迅速攀升,峰值可達(dá)7 700 m3/m3以上,氣油比由高到低依次為低滲管、中滲管和高滲管,說明單管吞吐時(shí),低滲管由于滲透率過低,注入氣運(yùn)移距離較短,主要聚集在注入端,造成氣相段塞較短,減少了與原油的接觸,只有少量CO2溶解于油中,大量注入氣在開井后被直接排出,無法帶出更多的油,導(dǎo)致瞬時(shí)氣油比較高,而中滲透管和高滲管中溶解了較多的CO2,帶出的油量更多,降低了氣油比。

三管組情況與單管組不同,開井后瞬時(shí)氣油比最高約1 400 m3/m3,遠(yuǎn)低于單管組,且氣油比由高到低依次為高滲管、中滲管和低滲管。這主要是因?yàn)槿芙M吞吐中加強(qiáng)了非均質(zhì)性,滲透率差異使得多數(shù)CO2進(jìn)入到中滲和高滲管中,進(jìn)入低滲管中的CO2相比單管組更少,溶解于油中的CO2相比單管組也更少,幾乎未起到提高采出程度的效果。而進(jìn)入中滲和高滲管中的CO2相比單管組更多,大量的CO2溶解于油中,更能起到提高采出程度的作用,開井后從出口端被排出的氣減少,采出油量更多,瞬時(shí)氣油比普遍低于單管組。

2.2 多層非均質(zhì)性對驅(qū)油效率影響

將單管組和三管組最終采出程度進(jìn)行對比,如圖4所示。

圖4 單管組與三管組驅(qū)油效率對比

由圖4可見,自然衰竭采油階段,三管組與單管組采出程度差距較小,均在1.5%左右,說明衰竭階段采出程度隨滲透率升高而增大,開采主要依靠自身彈性能量,各組實(shí)驗(yàn)采出程度均處于較低水平,因此單管組和三管組驅(qū)替效率相差不多。CO2吞吐階段,三管組的中滲管和高滲管吞吐效率分別為6.58%和5.51%,較單管組吞吐效率提高了1.57%和2.14%,三管組的低滲管吞吐效率為1.52%,比單管組的吞吐效率下降了1.13%。說明由于并聯(lián)導(dǎo)致的儲層非均質(zhì)性增強(qiáng),使得氣體運(yùn)移變快,在相同時(shí)間內(nèi)滲透率較高的中滲管和高滲管能吸收更多的CO2,產(chǎn)生更長的氣相段塞,并聯(lián)后吞吐產(chǎn)出更多的油,儲層非均質(zhì)性有利于提高采出程度。

單管組總體吞吐效率為12.1%,三管組總體吞吐效率為13.61%,同比上升1.5%,說明低滲孔道的影響起到了類似調(diào)剖的作用,讓更多的CO2進(jìn)入中滲管和高滲管中并溶解,使得另外兩管的吞吐效率比單管組吞吐效率更高,低滲組的存在一定程度上對提高中滲透組和高滲組的采出程度作出了貢獻(xiàn)。

2.3 多層非均質(zhì)性對埋存效率影響

由于本次實(shí)驗(yàn)主要使用巖心模型,故不考慮構(gòu)造埋存,認(rèn)為CO2封存主要是在地層水和剩余油中的溶解埋存［19-20］,埋存率如圖5所示。

圖5 單管組與三管組埋存率對比

由圖5可見,吞吐總體埋存率普遍偏低,單管實(shí)驗(yàn)中,中滲管埋存率最高,高滲管其次,低滲管最低,三管實(shí)驗(yàn)高低關(guān)系與單管實(shí)驗(yàn)相符,但低滲管和高滲管埋存率下降,而中滲管埋存率上升,三管組總體埋存率高于單管組總體埋存率。說明滲透率較低時(shí),氣體主要聚集在近井地帶,波及范圍小,較少的氣溶解在油和地層水中,埋存量較少,導(dǎo)致了埋存率偏低,三管實(shí)驗(yàn)中加強(qiáng)了非均質(zhì)性,導(dǎo)致氣體更多地進(jìn)入到滲透率較高的中滲管和高滲管中,低滲管中吞入的CO2量比單管實(shí)驗(yàn)中更少,埋存率隨之降低；隨著滲透率增加,更多的CO2溶解于油和水,埋存率逐漸提高,但滲透率過高會導(dǎo)致氣體較早突破,即使三管并聯(lián)中有更多的氣進(jìn)入高滲管,但開井后氣體仍被直接排出,而不是溶解于油和水,導(dǎo)致埋存率降低。因此,多層非均質(zhì)油藏CO2埋存存在一個(gè)最優(yōu)滲透率,層間非均質(zhì)性可以使油和水中溶解的CO2更多,埋存效率更高。

3 結(jié)論

（1）多層非均質(zhì)油藏CO2吞吐的吞吐效率存在一個(gè)最優(yōu)滲透率,過低的滲透率會降低注入氣波及面積,而過高的滲透率一方面會產(chǎn)生氣體超覆現(xiàn)象,另一方面容易形成更長的氣相段塞,使返排時(shí)過早突破。

（2）強(qiáng)層間非均質(zhì)性有利于提高采出程度,多層非均質(zhì)油藏CO2吞吐的吞吐效率比單層CO2吞吐的總吞吐效率高1.5%,由于低滲孔道的存在讓更多的CO2進(jìn)入到中高滲孔道中,提高了高滲孔道的吞吐效率和總體吞吐效率。

（3）CO2吞吐的總體埋存率偏低,埋存效果同樣存在一個(gè)最優(yōu)滲透率。并聯(lián)后低滲管和高滲管埋存率下降,而中滲管埋存率上升,總體埋存率高于單管組。多層非均質(zhì)油藏的非均質(zhì)性越強(qiáng),埋存效率越高。