熊建華，龍小泳，朱璐，張瀚龍

(1.江蘇油田分公司，揚州 225100；2.玉門油田分公司老君廟采油廠，酒泉 735019)

中國的砂礫巖油藏分布比較廣泛，主要分布在準葛爾盆地的新疆油田、遼河盆地的遼河油田以及渤海灣盆地的勝利油田等地區(qū)[1-4]。西部某砂礫巖油藏S井區(qū)具有儲層埋藏深(大于3 500 m)、地層溫度高(125 ℃)、地層壓力高(35.8 MPa)、儲層物性差、水敏性強以及地層天然能量較低的特點，屬于典型的深層低滲透砂礫巖油藏，該井區(qū)前期壓裂后采用注水的方式進行開發(fā)，前期穩(wěn)產(chǎn)效果較好，但隨著開采時間的延長，產(chǎn)能遞減速度較快，油井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均顯著降低。并且由于儲層孔喉細小，且非均質(zhì)性較強，導致水驅(qū)開發(fā)不均勻，地層能量衰竭較快，井區(qū)整體采收率較低[5-7]。因此，亟需尋找一種新的提高采收率方法，以進一步提高深層低滲透砂礫巖油藏的開發(fā)效率。

CO2氣體易溶于原油，并能夠有效降低原油的黏度以及界面張力，增大原油的膨脹系數(shù)，改善油水流度比[8-9]。因此，往地層中注入CO2氣體能夠有效提高原油的采收率，在油藏實際應用過程中CO2的注入方式主要包括CO2驅(qū)替以及CO2吞吐，其中CO2吞吐以其施工簡便、見效快、適用范圍廣以及資源消耗低等優(yōu)點，近年來受到了中外研究者的關注，并取得了較多的研究成果[10-14]。從20世紀50年代開始，外國學者就開始對CO2驅(qū)油技術進行了研究。Torabi等[15]研究認為，CO2吞吐在近混相狀態(tài)下的提高采收率效果明顯高于非混相狀態(tài)；Abedini 等[16]研究表明，CO2吞吐實驗時注入壓力越高，吞吐采收率就越高，并且當注入壓力小于最小混相壓力時，吞吐采收率的增幅較大。中國由于CO2氣源相對匱乏，開展CO2驅(qū)油以及CO2吞吐提高采收率技術的研究起步時間相對較晚，但近年來有較多學者針對致密砂巖油藏注CO2吞吐技術進行了研究。華文靜等[17]針對延長油田致密砂巖儲層開展了CO2吞吐參數(shù)優(yōu)化實驗研究，為目標區(qū)塊優(yōu)選出合適的注氣速度、注氣時長、燜井時間和吞吐輪次；楊正明等[18]開展了CO2吞吐大型物理模擬實驗，結果表明：經(jīng)過3個周期的CO2吞吐后，致密油藏采收率可以提高12.5%；孫麗麗等[19]研究表明，CO2吞吐的生產(chǎn)壓力應高于原油的最小混相壓力，CO2吞吐能夠顯著提高致密砂巖油藏的采收率和換油率；何應付等[20]研究發(fā)現(xiàn)，致密油藏CO2吞吐過程中注入壓力、燜井時間、注入速度、周期注入量、吞吐輪次以及裂縫間距等因素對吞吐采收率的影響較大，應選擇合適的CO2吞吐施工參數(shù)。江蘇油田、中原油田、勝利油田以及冀東油田等地區(qū)先后開展了CO2吞吐礦場施工試驗，均取得了比較明顯的增油效果。

綜合上述研究結果可知，有關CO2吞吐提高采收率技術的研究大多是針對低滲透或者致密砂巖油藏，而關于深層低滲透砂礫巖油藏CO2吞吐技術的室內(nèi)研究及現(xiàn)場應用報道則相對較少[21-25]。為此，以西部某深層低滲透砂礫巖油藏為研究對象，采用CO2吞吐物理模擬實驗與核磁共振分析實驗相結合的方式，評價了生產(chǎn)壓力、燜井時間、吞吐周期以及巖心滲透率對CO2吞吐提高采收率的影響，并進行了礦場試驗。研究結果可為深層砂礫巖油藏實施CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場試驗提供技術支持，在深層低滲透砂礫巖油藏的應用中具有較大的潛力。注入地層中的CO2不僅補充了地層能量，提高了原油的采收率，一部分CO2氣體還能長期穩(wěn)定的儲存在地層中，起到良好的CO2封存效果，有效減輕CO2溫室氣體對氣候環(huán)境的影響。

1 實驗部分

1.1 實驗材料及儀器

實驗材料：實驗用巖心取自目標深層低滲透砂礫巖油藏儲層段，具體物性參數(shù)如表1所示。實驗用油樣為地面脫氣原油，密度為0.896 g/cm3，50 ℃下黏度為3.06 mPa·s；根據(jù)前期的細管實驗結果，CO2與地層原油的最小混相壓力為20.8 MPa；實驗用水樣為模擬地層水(水型為CaCl2型，總礦化度為18 506 mg/L)；實驗用CO2氣體的純度為99.999%，成都宏錦化工有限責任公司。

表1 實驗用巖心基本物性參數(shù)

實驗儀器：CO2吞吐實驗裝置(主要包括巖心夾持器、驅(qū)替泵、中間容器、回壓泵、回壓閥、圍壓泵、六通閥、樣品收集裝置以及恒溫箱等)，實驗流程圖和裝置圖分別如圖1、圖2所示。KS-1型氣測孔滲聯(lián)測儀、CK-1型-巖心抽真空飽和裝置購自海安縣石油科研儀器有限公司；Q5000系列高壓精密驅(qū)替泵購自美國Chandler公司；Micro-MR系列核磁共振巖心分析儀購自蘇州紐邁分析儀器股份有限公司。

圖1 CO2吞吐提高采收率實驗流程圖

圖2 CO2吞吐實驗裝置

1.2 實驗方案

1.2.1 實驗準備

①將目標深層砂礫巖油藏儲層段天然巖心徹底烘干，并測定其孔隙度和滲透率；②將巖心放入抽真空飽和裝置中飽和模擬地層水，并測定其孔隙體積，備用；③將地面脫氣原油放入高壓壓力釜中，然后按照目標地層的原始生產(chǎn)氣油比(42.5 m3/m3)通入一定量的天然氣，在地層壓力和溫度條件下配制模擬油樣品，備用。

1.2.2 CO2吞吐實驗

步驟1按照圖1中的實驗流程將各部分儀器進行連接，并檢查儀器的密封性。

步驟2將上述飽和模擬地層水后的巖心裝入巖心夾持器中，使用高壓精密驅(qū)替泵，以0.01 mL/min的流速將模擬油樣品驅(qū)替至巖心中，為防止模擬油脫氣，在巖心出口端加上一定的回壓值。

步驟3待實驗壓力達到原始地層壓力(35.8 MPa)時停泵、憋壓，然后進行壓力衰竭開發(fā)實驗，當壓力降低至目標生產(chǎn)壓力時停止，記錄產(chǎn)油量。

步驟4以恒定的流速(0.1 mL/min)注入高純CO2氣體，實驗壓力達到原始地層壓力后停泵，關閉入口端閥門燜井。

步驟5繼續(xù)打開入口端閥門進行吞吐實驗，當實驗壓力再次達到目標生產(chǎn)壓力時停止，即完成一個吞吐周期，記錄產(chǎn)油量，計算吞吐開發(fā)采收率。

步驟6改變生產(chǎn)壓力、燜井時間以及實驗巖心等參數(shù)，重復步驟4和步驟5，考察不同因素對CO2吞吐采收率的影響。實驗溫度均為儲層溫度(125 ℃)。

1.2.3 核磁共振分析實驗

使用Micro-MR型核磁共振巖心分析儀對CO2吞吐不同階段前后的巖心進行T2譜圖測試(T2為弛豫時間)，通過對比巖心的T2譜曲線分布變化情況來表征CO2吞吐對不同孔隙中原油的微觀動用特征。為了消除水中的氫原子對核磁信號的干擾，實驗過程中所使用的模擬地層水均使用重水配制。

2 結果與討論

2.1 CO2吞吐采收率影響因素

2.1.1 生產(chǎn)壓力

深層砂礫巖油藏原始地層壓力較高，在衰竭開發(fā)過程中易出現(xiàn)壓力快速降低的情況，衰竭開發(fā)時的壓力界限有別于常規(guī)油藏，生產(chǎn)壓力對深層砂礫巖油藏CO2吞吐采收率的影響較大。因此，為了指導深層砂礫巖油藏的現(xiàn)場實際開發(fā)，室內(nèi)按照1.2.2節(jié)中的實驗方法，考察了不同生產(chǎn)壓力對CO2吞吐效果的影響，燜井時間均為6 h，吞吐周期均為1次，巖心滲透率均約為0.5×10-3μm2，實驗結果如圖3所示。

由圖3可以看出，隨著生產(chǎn)壓力的不斷降低，CO2吞吐采收率呈現(xiàn)出逐漸升高的趨勢，而換油率則呈現(xiàn)出逐漸降低的趨勢。這是由于當生產(chǎn)壓力較低的時候，要恢復至原始地層壓力就需要注入更多的CO2氣體，CO2氣體注入量越多，巖心孔隙中的原油就會更多地接觸到CO2氣體，進而起到降低原油黏度、增大原油體積系數(shù)和膨脹系數(shù)的作用，使更多的原油被CO2吞吐采出，達到提高采收率的效果。而CO2氣體注入量越多，其相應的換油率就會越低，導致CO2的利用率有所下降。

圖3 生產(chǎn)壓力對CO2吞吐效果的影響

因此，為了更進一步地優(yōu)化適合目標深層砂礫巖油藏的井底生產(chǎn)壓力，以生產(chǎn)壓力為30 MPa時的吞吐采收率為基準，計算出不同生產(chǎn)壓力條件下單位壓降提高采收率的幅度，結果如圖4所示。

圖4 不同生產(chǎn)壓力時的單位壓降提高采收率幅度

由圖4可以看出，當生產(chǎn)壓力從30 MPa開始逐漸降低至22 MPa時，單位壓降提高采收率先升高后降低，當生產(chǎn)壓力降低至26 MPa時，單位壓降提高采收率可以達到最大值，而繼續(xù)降低生產(chǎn)壓力，單位壓降提高采收率則開始逐漸降低。因此，為了平衡CO2吞吐采收率和CO2利用率，最終推薦目標深層砂礫巖油藏合適的生產(chǎn)壓力為26 MPa。

2.1.2 燜井時間

在優(yōu)選出合適生產(chǎn)壓力的基礎之上，室內(nèi)繼續(xù)考察了不同燜井時間對CO2吞吐效果的影響，生產(chǎn)壓力均為26 MPa，吞吐周期均為1次，巖心滲透率均約為0.5×10-3μm2，實驗結果如圖5所示。

圖5 燜井時間對CO2吞吐效果的影響

從圖5可以看出，隨著燜井時間的不斷延長，CO2吞吐采收率和換油率均呈現(xiàn)出不斷升高的趨勢，當燜井時間由2 h延長至8 h時，CO2吞吐采收率可由8.15%增大至13.65%，采收率提升了5.5%，而繼續(xù)延長燜井時間至10 h，CO2吞吐采收率為13.89%，比燜井8 h時采收率僅提升了0.24%。并且當燜井時間達到6 h以后，再繼續(xù)延長燜井時間，CO2吞吐過程的換油率基本不再增大。分析原因是由于當燜井時間較短時，隨著燜井時間的延長，CO2與原油接觸的時間逐漸增大，使CO2與原油之間的反應更加充分，有利于提高CO2吞吐采收率；而當燜井時間延長至一定程度時，CO2與原油之間已經(jīng)得到了比較充分的反應，并且原油的膨脹能量也會隨著燜井時間的延長而部分消耗，從而使CO2吞吐基本不再變換。因此，綜合考慮CO2吞吐采收率和開發(fā)效率，推薦目標深層砂礫巖油藏合適的燜井時間為8 h。

2.1.3 吞吐周期

在優(yōu)選出合適生產(chǎn)壓力和燜井時間的基礎之上，室內(nèi)繼續(xù)考察了不同吞吐周期對CO2吞吐效果的影響，生產(chǎn)壓力均為26 MPa，燜井時間均為8 h，巖心滲透率為0.524×10-3μm2，實驗結果如圖6所示。

圖6 吞吐周期對CO2吞吐效果的影響

由圖6可以看出，隨著吞吐周期的不斷增加，CO2吞吐采收率和換油率均呈現(xiàn)出不斷降低的趨勢，當吞吐周期達到第6次時，采收率僅剩2.04%，換油率則降低至0.02 mL/mL；另外，經(jīng)過7個吞吐周期后的總采收率可達49.72%，而前5個吞吐周期的累計采收率為46.74%，占總采收率的94%以上。這是由于在前幾個吞吐周期過程中，CO2吞吐已經(jīng)基本將巖心中較大孔隙中的原油完全采出，后面再注入的CO2無法有效的動用巖心微小孔隙中的原油，致使后續(xù)的CO2吞吐過程形成了無效循環(huán)；并且經(jīng)過幾個輪次的吞吐后，巖心中剩余原油的重質(zhì)組分占比不斷增大，而CO2吞吐對原油中重質(zhì)組分的驅(qū)油效果較差，致使換油率急劇下降。因此，推薦目標深層砂礫巖油藏合適的吞吐周期為5次。

2.1.4 巖心滲透率

綜合2.1.1節(jié)～2.1.3節(jié)中的實驗結果，選擇生產(chǎn)壓力均為26 MPa，燜井時間均為8 h，吞吐周期均為5次，考察了不同滲透率巖心對CO2吞吐效果的影響，實驗結果如圖7所示。

圖7 巖心滲透率對CO2吞吐效果的影響

由圖7可以看出，隨著巖心滲透率的不斷增大，不同周期CO2吞吐采收率均呈現(xiàn)出逐漸升高的趨勢，即實驗用巖心的滲透率越大，CO2吞吐開發(fā)效果越好，當巖心滲透率達到4.872×10-3μm2時，經(jīng)過5個吞吐周期后的累計吞吐采收率可以達到57.98%，而滲透率為0.051×10-3μm2的巖心累計吞吐采收率僅為34.66%。這是由于當巖心滲透率較低時，注入的CO2不易在小孔隙內(nèi)部進行擴散，影響CO2與原油的接觸反應，致使吞吐采收率較低；而當巖心的滲透率較高時，CO2及原油等流體在孔隙內(nèi)部的流動能力增強，使CO2可以與更多的原油進行接觸反應，進而提高了CO2吞吐的采收率。目標深層砂礫巖油藏的儲層段滲透率為0.062×10-3～5.751×10-3μm2，采取CO2吞吐能夠有效提高其原油動用程度。

2.2 CO2吞吐微觀孔隙動用特征

為了考察CO2吞吐對目標深層砂礫巖油藏巖心的微觀孔隙動用特征，室內(nèi)按照1.2.3節(jié)中的實驗方法，對2.1.4節(jié)中不同滲透率巖心CO2吞吐前后的核磁共振T2譜圖進行了測定，實驗結果如圖8所示。

圖8 不同滲透率巖心CO2吞吐前后的T2譜圖

由圖8可知，隨著CO2吞吐周期的不斷增加，不同滲透率巖心的T2譜圖曲線包絡的面積均呈現(xiàn)出逐漸縮小的趨勢，這是由于巖心孔隙中的原油飽和度隨著CO2吞吐的進行而逐漸降低所導致的。另外，根據(jù)核磁共振的測試原理可知，巖心孔隙中所含流體的橫向弛豫時間T2值與巖心的孔隙半徑成正比，即弛豫時間T2值越大，代表其所對應的孔隙半徑就越大。因此，參考文獻[12]中的方法，將弛豫時間處在0.1～10 ms所對應的巖心孔隙劃分為小孔隙，而將弛豫時間處在10～1 000 ms之間所對應的巖心孔隙劃分為大孔隙。

由圖8(a)可以看出，滲透率為0.051×10-3μm2的巖心由于儲層物性較差，其T2譜圖曲線呈現(xiàn)出單峰的特征，主要發(fā)育有小孔隙，大孔隙發(fā)育程度較低，經(jīng)過5個周期的CO2吞吐后，大孔隙所對應的信號幅度基本消失，并且T2譜圖曲線所包絡的面積減小幅度較少，說明原油的采出程度較低。

由圖8(b)可以看出，滲透率為0.536×10-3μm2的巖心T2譜圖曲線呈現(xiàn)出雙峰的特征，并且左峰高于右峰，說明巖心中小孔隙的發(fā)育程度高于大孔隙，經(jīng)過5個周期的CO2吞吐后，大孔隙所對應的信號幅度降低程度明顯高于小孔隙，說明大孔隙中原油的采出程度明顯高于小孔隙。

由圖8(c)可以看出，滲透率為4.872×10-3μm2的巖心T2譜圖曲線同樣呈現(xiàn)出雙峰的特征，但其左峰低于右峰，說明此巖心的物性相對較好，大孔隙發(fā)育程度明顯高于小孔隙，并且孔隙連通性也較好，經(jīng)過5個周期的CO2吞吐后，大孔隙中原油的動用程度明顯大于小孔隙，并且?guī)r心T2譜圖曲線所包絡的面積減小幅度較大，說明原油的采出程度較高。

3 礦場試驗

根據(jù)CO2吞吐提高采收率的室內(nèi)物理模擬實驗結果，現(xiàn)場選取目標深層低滲透砂礫巖油藏S井區(qū)的S-1Y井為研究對象，開展了CO2吞吐現(xiàn)場試驗。S-1Y井儲層埋深約3 150 m，儲層平均孔隙度為7.95%，平均滲透率為0.535×10-3μm2。儲層原油的原始氣油比較高(165.3 m3/t)，原始地層壓力和飽和壓力也比較高。該井于2015年8月份開鉆，2015年12月份采取壓裂投產(chǎn)，2016年5月轉(zhuǎn)抽，S-1Y 井開采初期日產(chǎn)油可達23.5 t，但產(chǎn)量遞減較快，3個月后日產(chǎn)油量降低至約5 t。因此，決定對該井采取CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場施工試驗。結合該井區(qū)的具體油藏參數(shù)和現(xiàn)場實際生產(chǎn)現(xiàn)狀，采用油藏數(shù)值模擬軟件建立了單井CO2吞吐的數(shù)值模型，并優(yōu)化出了適合S-1Y井的注CO2吞吐礦場試驗的合適參數(shù)。具體參數(shù)為：CO2注氣量為6 500 t、CO2注入速度為150 t/d、燜井時間為18 d、吞吐周期為5次、生產(chǎn)壓力為22 MPa。S-1Y井2019年8月開始CO2吞吐礦場試驗，首輪CO2吞吐施工效果如表2所示。

表2 S-1Y井CO2吞吐施工效果

S-1Y井經(jīng)過首輪CO2吞吐施工后返排約7 d見油，初期的最高日產(chǎn)油量可以達到25.6 t/d。由表2可以看出，平均日產(chǎn)油也可以達到約10.4 t/d，與CO2吞吐施工措施前的3.9 t/d相比，日產(chǎn)油量顯著提高；含水率由CO2吞吐施工措施前的49.3%降低至16.5%，流壓也得到一定程度的提高。截至目前，S-1Y井已生產(chǎn)482 d，目前日產(chǎn)油量仍可達到6.8 t/d，該井累計增油達到了2 016 t，增油效果較好。

4 結論

(1)CO2吞吐提高采收率影響因素實驗結果表明，隨著生產(chǎn)壓力的降低以及燜井時間的延長，吞吐采收率逐漸升高；而隨著吞吐周期的不斷增加，吞吐采收率逐漸降低；巖心滲透率越大，吞吐采收率就越高。適合目標深層低滲透砂礫巖油藏CO2吞吐的最佳生產(chǎn)壓力為26 MPa，最佳燜井時間為8 h，最佳吞吐周期為5次。

(2)巖心核磁共振分析實驗結果表明，在低滲透砂礫巖儲層巖心CO2吞吐采油過程中，巖心的孔隙大小對原油的微觀動用特征影響較大，物性較差的巖心大孔隙發(fā)育較少，原油采收率的貢獻主要來自小孔隙，且整體采出程度較低；物性較好的巖心大孔隙發(fā)育程度高于小孔隙，大孔隙的原油動用程度明顯高于小孔隙，并且整體采出程度較高。

(3)礦場試驗結果表明，S-1Y井采取CO2吞吐提高采收率施工措施后，日產(chǎn)油量得到顯著提升，平均含水率也明顯降低，累計增油效果顯著，說明CO2吞吐能夠有效提高深層低滲透砂礫巖油藏的采收率。