袁鐘濤，楊勝來，張 政，王 萌，張希勝

(中國(guó)石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249)

0 引言

我國(guó)低滲油藏尤其低滲斷塊油藏分布較為廣泛，儲(chǔ)量豐富，在已探明的地質(zhì)儲(chǔ)量中占2/3[1-2]。由于特低滲油藏低孔低滲、層間非均質(zhì)性強(qiáng)的地質(zhì)特點(diǎn)，注水吞吐開發(fā)過程中暴露出很多問題，常出現(xiàn)注不進(jìn)，采不出，注水受效差，注水壓力高，產(chǎn)能相對(duì)較低的難題[3]。相對(duì)于注水吞吐的效果，大量室內(nèi)試驗(yàn)證明注CO2吞吐效果更佳出色[4]，室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)證明，CO2與原油接觸達(dá)到混相壓力后，最終采收率可達(dá)90%以上[5-6]。前人對(duì)于CO2的作用機(jī)理研究已經(jīng)十分成熟，楊勝來[7]、楊瀾[8]等人通過室內(nèi)高壓PVT實(shí)驗(yàn)和CO2吞吐實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)并分析了原油溶解CO2后的特性變化；高樹生[9]等人實(shí)時(shí)觀測(cè)了高溫高壓條件下CO2吞吐的微觀動(dòng)態(tài)過程，明確了CO2吞吐的微觀作用機(jī)理；徐勇[10]對(duì)比分析了注CO2和注N2后的高壓物性變化。前人對(duì)CO2的作用多采用室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)，而對(duì)于巖心尺度的數(shù)值模擬的定性表征分析較少。該研究通過建立巖心尺度的基質(zhì)-裂縫滲流模型，定性研究分析注CO2，N2和H2O吞吐前后原油特性的變化情況以及滲流場(chǎng)規(guī)律，對(duì)吞吐效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，為特低滲致密油藏注CO2增油適應(yīng)性提供一定依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)塊位于高尚堡油田北部的構(gòu)造帶上，主要儲(chǔ)集層類型為扇三角洲前緣砂體，主要含油層系是沙三2+3亞段Ⅱ～Ⅴ油組。其中Ⅴ油組埋深為3 400～4 400 m，主要微相類型為扇三角洲前緣的水下分流河道、河口壩內(nèi)緣和壩外緣微相，呈條帶型組合分布，砂體發(fā)育規(guī)模較大。儲(chǔ)層以細(xì)砂巖、粉砂巖為主，含少量粗砂、礫巖，巖屑含量高，分選很差。巖心孔隙度為17%，滲透率為2.1 mD，巖心喉道分布如圖1所示，屬于中孔特低滲儲(chǔ)層。

圖1 不同滲透率巖心喉道分布頻率Fig.1 Throat distribution frequency of cores with different permeability

2 注CO2后體系相態(tài)研究

利用CMG的Winprop相態(tài)模擬板塊模擬地層原油流體壓力與注入CO2摩爾組成關(guān)系，即P-X關(guān)系，可以從P-X相圖判斷一次接觸混相壓力[11-12]，即注入任何比例的CO2都可以與原油完全混相的壓力。從圖2可以知道，注入CO2后與原油一次接觸的混相壓力為42 MPa。

圖2 P-X相圖Fig.2 P-X phase diagram

隨注入CO2增加相包絡(luò)線變化如圖3所示?？梢悦黠@看出，注入CO2比例從10%增加至60%，相圖總體開始向上、向左偏移，相同溫度下注入CO2比例增加等液量線也隨之增加，說明CO2不斷富集輕質(zhì)組分，混相程度增大。

圖3 隨注入CO2增加相包絡(luò)線變化Fig.3 The change curve of the phase envelope with the increase of injected CO2

從圖3可以看出，飽和壓力從最初的20 MPa增加至約32 MPa，相態(tài)呈向輕質(zhì)油體系轉(zhuǎn)變[13]，這對(duì)提高采收率是有利的。

3 巖心尺度基質(zhì)-裂縫滲流模型建立

為了評(píng)價(jià)CO2的驅(qū)油機(jī)理，以及CO2在增油機(jī)理方面的優(yōu)越性，從巖心尺度建立基本模型進(jìn)行數(shù)值模擬，考慮到實(shí)際地層也常采用壓裂增產(chǎn)的措施，故模型應(yīng)考慮基質(zhì)-裂縫共存的滲流系統(tǒng)；同時(shí)基于該模型對(duì)比N2和H2O的吞吐效果，分析CO2，N2和H2O在地層中與原油的作用機(jī)理的異同，評(píng)價(jià)CO2的吞吐驅(qū)油機(jī)理。由于注CO2驅(qū)要應(yīng)用到組分模型，故采用國(guó)內(nèi)較為常用的CMG-GEM模擬器來模擬，在進(jìn)行飽和壓力、等組分膨脹實(shí)驗(yàn)、多級(jí)分離試驗(yàn)及注氣膨脹實(shí)驗(yàn)擬合基礎(chǔ)上，建立巖心基本模型尺寸DI方向網(wǎng)格為10，DJ和DK方向網(wǎng)格數(shù)為5，網(wǎng)格大小為0.5 cm×0.5 cm×0.5 cm。三維網(wǎng)格模型如圖4所示，其中藍(lán)色網(wǎng)格為基質(zhì)網(wǎng)格，滲透率為3 mD；紅色網(wǎng)格為高滲裂縫帶，滲透率為100 mD。通過設(shè)置相滲分區(qū)對(duì)網(wǎng)格基質(zhì)和高滲裂縫帶分別賦予不同相滲曲線，裂縫相滲曲線設(shè)置為線性滲流，通過該基質(zhì)-裂縫模型來模擬壓裂過程中的吞吐過程。注入壓力設(shè)置為45 MPa，衰竭10 h后注氣，注燜時(shí)長(zhǎng)為5 h，生產(chǎn)壓差10 MPa。

圖4 巖心尺度基質(zhì)-裂縫模型Fig.4 Core-scale matrix-fracture model

4 基本滲流單元驅(qū)油機(jī)理分析

4.1 CO2溶解擴(kuò)散機(jī)制

在 CO2提高采收率過程中，分子擴(kuò)散具有極其重要的作用，擴(kuò)散系數(shù)影響著CO2在油中的溶解量以及擴(kuò)散時(shí)間[14]；此外在 CO2吞吐過程中，CO2擴(kuò)散速率很大程度上影響了吞吐過程中的注入效果和燜井時(shí)長(zhǎng)，且直接影響?zhàn)ば灾高M(jìn)以及氣體的突破時(shí)間[15]，從而影響原油的最終采收率。在模擬模型中應(yīng)正確考慮分子擴(kuò)散，以更好地模擬和預(yù)測(cè)CO2吞吐過程。

大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，CO2在原油中擴(kuò)散系數(shù)的數(shù)量級(jí)較小，而受到地層溫度壓力等因素的影響較大[12]。綜合考慮到G5區(qū)塊儲(chǔ)層為特低滲常規(guī)輕質(zhì)原油，油藏溫度120 ℃，故在數(shù)值模擬中設(shè)置CO2在原油中的擴(kuò)散系數(shù)為0.25×108m2/s。

為了更好地分析分子擴(kuò)散的影響，比較了注汽結(jié)束和燜井階段考慮或不考慮CO2分子擴(kuò)散效應(yīng)時(shí)CO2的摩爾分?jǐn)?shù)分布。如圖5所示，通過比較第5輪次中注氣階段和燜井階段CO2摩爾分?jǐn)?shù)含量平面圖發(fā)現(xiàn)，在注汽結(jié)束后，考慮CO2擴(kuò)散時(shí)，CO2的波及范圍明顯更大，在相應(yīng)的網(wǎng)格區(qū)域CO2分子能更多擴(kuò)散到基質(zhì)中；在燜井階段，CO2進(jìn)一步擴(kuò)散到基本整個(gè)滲流區(qū)域并與油相形成良好的混合，使裂縫帶附近的基質(zhì)網(wǎng)格中CO2摩爾分?jǐn)?shù)較不考慮CO2擴(kuò)散時(shí)有明顯提高。從圖6可以看出在整個(gè)吞吐過程中，裂縫處的油中CO2摩爾含量基本相同，主要區(qū)別在基質(zhì)網(wǎng)格，考慮擴(kuò)散的基質(zhì)網(wǎng)格中油中CO2摩爾含量增加明顯更高，且含量隨著注入輪次增加而遞增，說明CO2擴(kuò)散有利于CO2吞吐效果，有助于提高采收率。

圖5 注/燜井階段油組分中CO2的摩爾分?jǐn)?shù)分布場(chǎng)Fig.5 Molar fraction distribution field of CO2 in oil components during injection/simmering stage

圖6 吞吐過程中CO2摩爾分?jǐn)?shù)變化Fig.6 CO2 mole fraction change during throughput

考慮CO2擴(kuò)散可以明顯提高油井產(chǎn)能，從圖7可以對(duì)比發(fā)現(xiàn)，吞吐5輪次后，考慮CO2擴(kuò)散的采收率為23%，比不考慮CO2擴(kuò)散提高了近2%，說明對(duì)于CO2驅(qū)而言，CO2擴(kuò)散效應(yīng)是必要的，借助CO2擴(kuò)散可以一定程度上提高采收率。

圖7 考慮/不考慮CO2擴(kuò)散吞吐采收率對(duì)比Fig.7 Comparison of huff and puff recovery with/without CO2 diffusion

4.2 黏度變化分析

利用CO2提高采收率的作用原理之一，就是CO2溶于原油后的降黏作用[16-17]，利用CMG中的IFT效應(yīng)來模擬混相效應(yīng)，主要是通過界面張力來表征混相的界限[18]。相比于N2和H2O，CO2的降黏作用非常明顯，經(jīng)過5輪次后原油黏度變化剖面圖比較如圖8所示。初始原油黏度為1.2 mPa·s，在注氣階段，注CO2后原油黏度明顯有一定幅度下降，裂縫帶處黏度最小，從近井地帶的0.15 mPa·s沿裂縫帶兩翼逐漸向外波及增大，說明CO2擴(kuò)散到原油中后起到了一定的降黏作用；在燜井階段CO2作用范圍明顯擴(kuò)大，原油黏度得到進(jìn)一步降低。至于H2O其注燜階段對(duì)于原油黏度幾乎沒有變化，而對(duì)于N2而言，當(dāng)壓力足夠時(shí)，N2也能起到多次接觸混相作用，N2對(duì)降低原油黏度也起到了一定作用，但是作用有限，只降低了0.15 mPa·s，而且只作用在近井地帶，大部分網(wǎng)格黏度沒變，在燜井階段范圍有一定增大，但主要作用增大在裂縫附近基質(zhì)網(wǎng)格帶。

圖8 CO2/H2O/N2吞吐前后黏度變化場(chǎng)Fig.8 Viscosity change field before and after CO2/H2O/N2 throughput

圖9和圖10為模型的縱向剖面和橫向剖面(K=3)的原油黏度變化曲線?？梢钥闯觯诳v向剖面上，原油黏度的變化規(guī)律總體上呈從注入裂縫網(wǎng)格處最小，沿著裂縫兩邊對(duì)稱增大，呈“倒幾”字變化，而且隨著注入CO2的輪次增加，在相同距離處的原油黏度也會(huì)減小，說明溶解在原油中的CO2也在增加；在橫向剖面上，距離越近的地方原油黏度越小，隨著CO2前緣擴(kuò)展CO2降黏作用減弱，變化曲線呈現(xiàn)出曲折不規(guī)則變化，說明CO2往基質(zhì)擴(kuò)散時(shí)并不均勻，可能受網(wǎng)格壓力影響，隨著注入CO2輪次增加，原黏黏度也呈現(xiàn)出降低的趨勢(shì)。

圖9 縱向剖面上原油黏度變化Fig.9 Variation of crude oil viscosity on longitudinal section

圖10 橫向剖面上原油黏度變化Fig.10 Variation of crude oil viscosity on transverse section

4.3 滲透率變化分析

在地層多孔介質(zhì)中，注入不同的吞吐介質(zhì)與油、水、氣發(fā)生作用后，也會(huì)引發(fā)油水、油氣相滲曲線的相對(duì)滲透率變化，這也是導(dǎo)致不同采出程度的微觀原因之一[19]。通過對(duì)比CO2，N2和H2O在5輪次吞吐前后油相相對(duì)滲透率變化場(chǎng)圖以及吞吐過程中油相相對(duì)滲透變化曲線(如圖11和圖12所示)，在“吞”階段，對(duì)比發(fā)現(xiàn)在相同網(wǎng)格區(qū)域，注入CO2后的油相相對(duì)滲透率增加明顯，H2O次之，N2最差，而且注入CO2的油相高滲區(qū)域相較其他2種介質(zhì)面積更大；在“吐”階段，可以發(fā)現(xiàn)裂縫帶中心油相相對(duì)滲透率最大，逐漸向周圍減小。注入CO2后油相相對(duì)滲透率較其他2種介質(zhì)明顯提高更多，分析其原因主要是CO2與原油混相后降低了油氣界面張力，很大程度上提升了原油流動(dòng)性；而經(jīng)過多輪次注入水后，地層巖石由親油性逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水性，油相相對(duì)滲透率也會(huì)隨著潤(rùn)濕性轉(zhuǎn)變而提高；對(duì)注入N2而言，與原油混相很少，大部分以氣相存在，反而因?yàn)闅庀嘣黾恿嗽土鲃?dòng)阻力。在油相相對(duì)滲透率變化曲線上，注入CO2和水后，油相相對(duì)滲透率都有所增加，注入N2后變化相對(duì)比較平緩，說明CO2和水作用更大，注入N2后造成復(fù)雜的三相流動(dòng)，抑制了原油流動(dòng)。

圖11 吞吐前后油相相對(duì)滲透率場(chǎng)Fig.11 Relative permeability field of oil phase before and after huff and puff

圖12 CO2/H2O/N2吞吐過程中油相相對(duì)滲透率變化曲線Fig.12 Change curve of oil relative permeability during CO2/H2O/N2 huff and puff process

4.4 組分變化分析

由于注入不同的介質(zhì)，產(chǎn)出的原油組分其含量也會(huì)不同，注入CO2，H2O和N2經(jīng)過5輪次吞吐后的原油各擬組分摩爾質(zhì)量曲線變化如圖13所示。對(duì)于原油輕質(zhì)組分C1～C3，經(jīng)過5輪次CO2吞吐后其摩爾質(zhì)量為6.99 g/mol，而H2O和N2吞吐后的摩爾質(zhì)量分別為4.63 g/mol和4.52 g/mol，說明輕質(zhì)組分的增加CO2發(fā)揮了一定的抽提作用，H2O和N2主要是C7+以及C15+成分的摩爾質(zhì)量增加更明顯，說明CO2與原油間發(fā)生混相后的萃取汽化作用強(qiáng)烈。同時(shí)C23+的摩爾質(zhì)量也有所增大，這是由于隨著CO2富集輕質(zhì)組分采出，原油中重質(zhì)組分摩爾分?jǐn)?shù)越來越大。

圖13 不同組分摩爾質(zhì)量對(duì)比曲線Fig.13 Comparison curve of molar mass of different components

5 基本滲流單元驅(qū)油效果評(píng)價(jià)

就注入能力而言，從圖14可以看出，在相同注入壓力下N2的注入量明顯遠(yuǎn)高于CO2和H2O，H2O注入量最低。對(duì)比CO2，N2和H2O的吞吐效果，結(jié)果如圖15所示。說明CO2吞吐的效果相比其他2種吞吐介質(zhì)較為突出，在單輪次吞吐中，CO2的產(chǎn)油效果優(yōu)于N2和H2O。經(jīng)過5輪次吞吐后，最好的是注CO2吞吐，采收率約為23%，與降壓衰竭開發(fā)的采收率相比提高了8%；其次是注H2O吞吐，采收率為20%，增加了5%；最差的是注N2吞吐，采收率為18%，增加了3%。這說明CO2的驅(qū)油增產(chǎn)效果是最好的。

圖14 不同注入介質(zhì)累積注入量Fig.14 Cumulative injection volume of different injection media

圖15 不同吞吐介質(zhì)采收率曲線Fig.15 Recovery factor curves of different throughput media

在特低滲油藏中氣體有良好的注入性，注水壓力大且不易注入，而N2雖然有更佳的注入性，但“注得進(jìn)采不出”。通過前面驅(qū)油機(jī)理分析可知，N2對(duì)原油的流動(dòng)性改善作用較小，而CO2注入量雖不及N2，卻能充分發(fā)揮其特殊的混相溶解能力，能夠富集抽提輕質(zhì)組分，降低油氣界面張力，極大地改善流動(dòng)性。

6 結(jié)論

針對(duì)冀東G5區(qū)塊特低滲油藏，研究了注入CO2后的原油體系相態(tài)變化，通過數(shù)值模擬對(duì)比不同注入介質(zhì)的驅(qū)油機(jī)理，最后得到吞吐效果評(píng)價(jià)，結(jié)論如下：

1)在注入CO2過程中，隨著注入CO2摩爾比例從10%增加至60%，可以明顯發(fā)現(xiàn)相圖總體開始向上、向左偏移，相同溫度下注入CO2比例增加等液量線也隨之增加，說明CO2不斷富集輕質(zhì)組分，混相程度增大。

2)通過建立基質(zhì)-裂縫滲流單元，研究不同介質(zhì)在單簇縫中吞吐過程的滲流規(guī)律，明確了CO2的排驅(qū)增油機(jī)理；通過吞吐過程中場(chǎng)圖變化，定性表征CO2在擴(kuò)散效應(yīng)、降黏作用、改善流動(dòng)性及抽提作用中相比N2和H2O具有的優(yōu)越性。

3)在相同的注入壓力下，CO2和N2有較好的注入能力，雖然N2注入性優(yōu)于CO2但吞吐效果不如CO2和H2O，CO2吞吐效果最佳，其次是H2O，最后是N2。說明在特低滲透油藏中注入CO2提高采收率是十分有效的方法。