劉 明 藍(lán)加達(dá)， 潘 蘭 李彥婧 劉昊娟

（1. 中國(guó)石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇 泰州 225300；2. 中國(guó)石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 南京 210011）

0 引 言

注CO2吞吐采油技術(shù)是一種廣泛應(yīng)用于低滲透油藏及致密油藏提高采收率的開發(fā)技術(shù)［1-4］，國(guó)外從1981 年開始首次將注CO2吞吐采油技術(shù)應(yīng)用于美國(guó)的Wilmington 稠油油田，試驗(yàn)井的原油產(chǎn)量提高了2～3 倍，含水率也大幅下降。中國(guó)最早從1989 年開始在江蘇油田開展了注CO2吞吐采油技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，試驗(yàn)井的原油采收率提高了5%以上。

從20 世紀(jì)80 年代開始，全球研究者將注CO2吞吐采油技術(shù)進(jìn)行持續(xù)的研究和優(yōu)化，取得了較為豐富的研究成果［5-12］。與常規(guī)油氣儲(chǔ)層相比，致密油藏的物性更差，壓裂施工后裂縫-基質(zhì)的分布更為復(fù)雜，注CO2吞吐對(duì)致密油藏的適應(yīng)性評(píng)價(jià)也更為困難。由于CO2在超臨界狀態(tài)下的流動(dòng)性能較好，擴(kuò)散速率較高，對(duì)原油的萃取抽提能力更強(qiáng)，近年來(lái)，已有部分研究者開展了超臨界CO2吞吐提高致密油藏采收率方面的研究［13-17］。然而針對(duì)部分埋藏較深的致密油資源，原油中的重質(zhì)組分含量較高，導(dǎo)致原油與CO2之間達(dá)到混相的壓力較高，在地層溫度和壓力條件下無(wú)法實(shí)現(xiàn)原油和CO2之間的混相，從而影響了超臨界CO2吞吐的效果。因此，需要探索更加高效的超臨界CO2吞吐技術(shù)，以滿足致密油藏高效開發(fā)的需求。

一部分氣溶性表面活性劑在超臨界CO2中能夠具有較高的溶解度，并且表面活性劑能夠有效降低超臨界CO2與原油之間的界面張力，從而降低原油和CO2之間的最小混相壓力，使超臨界CO2在地層溫度和壓力條件下能夠與原油達(dá)到混相狀態(tài)［18-21］。另外，表面活性劑還能進(jìn)一步降低原油黏度，增大原油的膨脹系數(shù)，從而有效提高超臨界CO2的吞吐效率［22-23］。前人研究大多是針對(duì)氣溶性表面活性劑對(duì)CO2/原油最小混相壓力以及CO2驅(qū)油效率的影響，而并未對(duì)注CO2-氣溶性表面活性劑吞吐提高采收率方面進(jìn)行研究，本文將超臨界CO2與氣溶性表面活性劑相結(jié)合，開展適合致密油藏的超臨界CO2-氣溶性表面活性劑復(fù)合吞吐技術(shù)研究，以期為致密油藏的高效合理開發(fā)提供參考。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

氣溶性表面活性劑GRS-1 是實(shí)驗(yàn)室自制的非離子型表面活性劑，具體成分為含硅氧基的聚氧乙烯醚類化合物。與其他類型的表面活性劑相比，GRS-1 表面活性劑分子間的作用力相對(duì)較弱，分子間的內(nèi)聚能密度較低，因此能夠更好地溶解在CO2中，并且具有良好的適應(yīng)性。在地層溫度（75 ℃）和壓力（28.6 MPa）條件下，根據(jù)溶解壓力法［24］測(cè)定GRS-1 氣溶性表面活性劑在超臨界CO2中的溶解度可以達(dá)到1.35%。

脂肪醇聚氧丙烯醚SPO-5，桑達(dá)化工（南通）有限公司生產(chǎn)；氟碳表面活性劑FC-327，上海梓意化工有限公司生產(chǎn)；十二碳炔二醇聚醚FS-320，天津赫普菲樂(lè)新材料有限公司生產(chǎn)；高純CO2（純度99.999%），河南源正特種氣體有限公司生產(chǎn)；實(shí)驗(yàn)用模擬原油，采用鄂爾多斯盆地某致密油區(qū)塊的地面脫氣原油配制而成（地層條件下，模擬原油黏度3.87 mPa·s，原油密度0.786 g/cm3，氣油比95.6 m3/m3，泡點(diǎn)壓力9.6 MPa），模擬原油的配制方法參照GB/T 26981—2020《油氣藏流體物性分析方法》［25］中的“地層流體配制”部分；實(shí)驗(yàn)用天然巖心均取自鄂爾多斯盆地某致密油區(qū)塊儲(chǔ)層段，基本物性和實(shí)驗(yàn)參數(shù)見(jiàn)表1。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

CF-2L 小型高溫高壓反應(yīng)釜，上海緒航科學(xué)儀器有限公司生產(chǎn)；高溫高壓Hakeem 流變儀，賽默飛世爾科技（中國(guó)）有限公司生產(chǎn)；TX500HP 型高溫高壓界面張力儀，上海梭倫信息科技有限公司生產(chǎn)；ST 型高溫高壓PVT 測(cè)試儀，比萊石油儀器（北京）有限公司生產(chǎn)。

巖心吞吐實(shí)驗(yàn)裝置主要包括巖心夾持器、ISCO 驅(qū)替泵、增壓泵、圍壓泵、回壓泵、高溫高壓反應(yīng)釜、氣液分離裝置、干燥管以及恒溫箱等，實(shí)驗(yàn)裝置及流程見(jiàn)圖1。

圖1 巖心吞吐實(shí)驗(yàn)裝置及流程示意Fig.1 Schematic diagram of core huff and puff experiment instrument and work flow

1.3 實(shí)驗(yàn)方法及步驟

1.3.1 原油黏度

在模擬原油中加入不同類型的氣溶性表面活性劑，攪拌混合均勻后，使用高溫高壓Hakeem 流變儀測(cè)定模擬原油在75 ℃下的黏度變化情況，以此考察氣溶性表面活性劑對(duì)原油黏度的影響。

1.3.2 油氣界面張力、最小混相壓力

（1）在清洗干凈的高溫高壓界面張力儀中注入CO2進(jìn)行清洗，再繼續(xù)對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行抽真空。

（2）在高溫高壓反應(yīng)釜中注入CO2至一定壓力（22~32 MPa），并加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的氣溶性表面活性劑，升高溫度至75 ℃，使氣溶性表面活性劑完全溶解在超臨界CO2中。

（3）將溶解有氣溶性表面活性劑的超臨界CO2打入懸滴室中，系統(tǒng)溫度升高至75 ℃，并通過(guò)控制注入CO2的量來(lái)調(diào)整系統(tǒng)壓力。

（4）繼續(xù)將模擬原油注入到懸滴室中，等待其在探針處形成油滴狀態(tài)，并穩(wěn)定達(dá)到30 min 時(shí)拍攝油滴圖像（每次拍攝3 張），通過(guò)儀器軟件計(jì)算出界面張力，其表達(dá)式為

式中：γ——界面張力，mN/m；

g——重力加速度，m/s2；

De——液滴最寬處的直徑，m；

?ρ——2 種流體的密度差，kg/m3；

H——形狀因子，常量。

（5）通過(guò)控制注入CO2的量來(lái)調(diào)整實(shí)驗(yàn)壓力，繼續(xù)重復(fù)上述實(shí)驗(yàn)，直至油氣界面張力降低到0 mN/m 時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)，此時(shí)的壓力即為油氣最小混相壓力。

1.3.3 原油膨脹性能

按照1. 3. 2 步驟（1）中的方法制備溶解不同類型氣溶性表面活性劑的超臨界CO2流體，然后再參照國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 26981―2020《油氣藏流體物性分析方法》［25］中的相關(guān)規(guī)定，在相同的溫度（75 ℃）和壓力（28.6 MPa）條件下，測(cè)定模擬原油溶解不同摩爾分?jǐn)?shù)超臨界CO2流體前后的溶液體積，并計(jì)算出模擬原油的體積膨脹系數(shù)，以此分析氣溶性表面活性劑對(duì)原油膨脹性能的影響。

1.3.4 超臨界CO2-氣溶性表面活性劑復(fù)合吞吐

（1）將儲(chǔ)層天然巖心洗油、洗鹽、烘干（溫度105 ℃、時(shí)間8 h），備用；

（2）將處理后的天然巖心裝入巖心夾持器中，加圍壓和回壓并升高溫度至75 ℃；

（3）使用高壓泵將模擬原油以0.05 mL/min 的流速注入天然巖心，并記錄最終注入巖心中的原油量，關(guān)閉進(jìn)出口閥門，老化24 h；

（4）繼續(xù)按照1. 3. 2 步驟（2）中的方法制備溶解不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)氣溶性表面活性劑的超臨界CO2流體，將其以0.05 mL/min 的流速注入飽和模擬原油后的天然巖心，然后關(guān)閉進(jìn)出口閥門進(jìn)行悶井，并記錄入口端壓力隨時(shí)間的變化情況；

（5）打開出口端的閥門開始吞吐實(shí)驗(yàn)，記錄此過(guò)程中的采出油量和壓力變化情況，直至壓力降低至28.6 MPa 時(shí)停止實(shí)驗(yàn)，即完成一個(gè)吞吐輪次的實(shí)驗(yàn)，計(jì)算巖心的吞吐采收率；

（6）重復(fù)上述步驟，進(jìn)行不同吞吐輪次實(shí)驗(yàn)，同時(shí)計(jì)算吞吐采收率。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 氣溶性表面活性劑性能評(píng)價(jià)

2.1.1 原油黏度

按照1. 3. 1 中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)不同類型氣溶性表面活性劑對(duì)原油黏度的影響。通過(guò)實(shí)驗(yàn)結(jié)果得到了4 種類型表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)與原油黏度關(guān)系（圖2）。

圖2 不同類型表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)與原油黏度關(guān)系Fig. 2 Relationship between mass fraction of different types of surfactants and oil viscosity

由圖2 可以看出，隨著氣溶性表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，原油黏度均呈逐漸降低的趨勢(shì)，其中氣溶性表面活性劑GRS-1 和FS-320 降低原油黏度的效果明顯優(yōu)于FC-327 和SPO-5。當(dāng)GRS-1和FS-320 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.8%時(shí)，原油的黏度分別降至1.26 和1.18 mPa·s，與未添加表面活性劑時(shí)的3.87 mPa·s 相比，原油黏度分別降低了67.4%和69.5%。分析原因是由于氣溶性表面活性劑的加入能夠有效改變?cè)椭邢灥慕Y(jié)晶行為，可以有效分散和疏松原油中膠質(zhì)和瀝青質(zhì)的堆積狀態(tài)，改善原油的流動(dòng)性，進(jìn)而達(dá)到降低原油黏度的目的。

2.1.2 油氣界面張力、最小混相壓力

按照1. 3. 2 中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)不同類型氣溶性表面活性劑對(duì)油氣界面張力和最小混相壓力的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 不同類型表面活性劑的油氣界面張力、最小混相壓力Table 2 Oil-gas interfacial tension and minimum miscibility pressure of different types of surfactants

由表2 可以看出，在相同的實(shí)驗(yàn)壓力條件下，隨著氣溶性表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，原油與CO2之間的油氣界面張力均呈現(xiàn)出逐漸減小的趨勢(shì)。而在相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的氣溶性表面活性劑條件下，實(shí)驗(yàn)壓力越大，油氣界面張力就越小。此外，氣溶性表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，原油與CO2之間達(dá)到混相的最小壓力就越小。未加入氣溶性表面活性劑時(shí)，原油與CO2之間的最小混相壓力為31.9 MPa，說(shuō)明在地層壓力（28.6 MPa）條件下，原油與CO2之間無(wú)法達(dá)到混相狀態(tài)。而當(dāng)原油與CO2的最小混相壓力降低至28.6 MPa 以下時(shí)，SPO-5、FC-327、FS-320 和GRS-1 活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.6%、0.8%、0.8%和0.4%，可以看出氣溶性表面活性劑GRS-1 降低最小混相壓力的效果明顯好于其他3 種表面活性劑，當(dāng)其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%時(shí)即可使原油與CO2在地層壓力條件下達(dá)到混相，從而有助于提高超臨界CO2的吞吐效率。

2.1.3 原油膨脹性

按照1.3.3 中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了不同類型氣溶性表面活性劑對(duì)原油膨脹性能的影響，其中氣溶性表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.8%（圖3）。

圖3 不同類型表面活性劑CO2摩爾分?jǐn)?shù)與原油體積膨脹系數(shù)關(guān)系Fig. 3 Relationship between CO2 mole fraction of different types of surfactants and oil expansion coefficient

從圖3 可以看出，隨著超臨界CO2摩爾分?jǐn)?shù)的逐漸增大，未添加表面活性劑原油和加入不同類型氣溶性表面活性劑的原油體積膨脹系數(shù)均呈現(xiàn)出逐漸增大的趨勢(shì)，其中加入氣溶性表面活性劑GRS-1的原油體積膨脹系數(shù)最大，增膨效果明顯優(yōu)于其他3 種氣溶性表面活性劑。當(dāng)超臨界CO2的摩爾分?jǐn)?shù)為40%時(shí)，加入GRS-1 的原油體積膨脹系數(shù)可以達(dá)到1.298，與未添加氣溶性表面活性劑時(shí)的1.145 相比，膨脹系數(shù)增大了0.153。這說(shuō)明氣溶性表面活性劑GRS-1 的加入能夠有效促進(jìn)原油體積膨脹，從而可以顯著增大地層能量，提高CO2的吞吐效率。

2.2 超臨界CO2-氣溶性表面活性劑復(fù)合吞吐效果評(píng)價(jià)

2.2.1 表面活性劑類型

按照1.3.4 中的實(shí)驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了不同類型氣溶性表面活性劑對(duì)吞吐采收率以及巖心入口端壓力的影響，其中氣溶性表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.4%，混合流體的注入量均為0.5 PV，悶井時(shí)間均為2 h，吞吐輪次均為5 次，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。從表3 可以看出，隨著吞吐輪次的增加，巖心中單獨(dú)注入超臨界CO2或者加入不同氣溶性表面活性劑的混合流體時(shí)的累計(jì)吞吐采收率均呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢(shì)，而巖心入口端的壓力則呈現(xiàn)逐漸降低的趨勢(shì)。

表3 不同類型表面活性劑的吞吐采收率和入口端壓力Table 3 Huff and puff recovery and inlet pressure of different types of surfactants

前2 個(gè)吞吐輪次對(duì)采收率的貢獻(xiàn)較大，吞吐輪次達(dá)到3 次以后，吞吐采收率基本不再增大。這是由于隨著吞吐輪次的增加，巖心大孔隙中的可動(dòng)原油被不斷采出，后續(xù)注入流體對(duì)原油的能量補(bǔ)充作用逐漸下降，并且每一輪次的吞吐會(huì)優(yōu)先采出原油中的輕質(zhì)組分，剩余在巖心小孔隙中的原油無(wú)法得到有效動(dòng)用，從而造成吞吐采收率和入口端壓力的不斷降低。另外，4 種氣溶性表面活性劑中，GRS-1的效果明顯更好，吞吐輪次為5 次時(shí)的累計(jì)吞吐采收率可以達(dá)到44.18%，比未添加表面活性劑組的31.40%提高了12.78 百分點(diǎn)。這是由于氣溶性表面活性劑GRS-1 能夠更好地降低原油黏度、降低油氣界面張力、降低最小混相壓力以及增大原油體積膨脹系數(shù)。結(jié)合2. 1 中氣溶性表面活性劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果，選擇GRS-1繼續(xù)進(jìn)行下一步的優(yōu)化實(shí)驗(yàn)。

2.2.2 氣溶性表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)

實(shí)驗(yàn)方法同2.2.1 小節(jié)，評(píng)價(jià)了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)氣溶性表面活性劑GRS-1 對(duì)吞吐采收率以及巖心入口端壓力的影響，超臨界CO2或者超臨界CO2-氣溶性表面活性劑混合流體的注入量均為0.5 PV，悶井時(shí)間均為2 h，吞吐輪次均為5 次，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 GRS-1不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的吞吐采收率和入口端壓力Table 4 Huff and puff recovery and inlet pressure of different mass fraction of GRS-1

從表4 可以看出，在相同的吞吐輪次條件下，隨著超臨界CO2流體中氣溶性表面活性劑GRS-1 質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，巖心吞吐采收率和入口端壓力均呈現(xiàn)出逐漸增大的趨勢(shì)。當(dāng)GRS-1 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%時(shí)第1 輪次的吞吐采收率可以達(dá)到28.67%，巖心入口端壓力為33.2 MPa，與未添加表面活性劑組相比，吞吐采收率提升了9.05 百分點(diǎn)，入口端壓力增大了2.3 MPa；第5 輪次吞吐后的累計(jì)采收率可以達(dá)到47.51%，與未添加表面活性劑組相比，吞吐采收率提升了16.11 百分點(diǎn)，提升幅度較大。這是由于氣溶性表面活性劑GRS-1 的加入能夠有效降低巖心孔隙中原油的黏度、油氣界面張力和最小混相壓力，并且能夠提升原油的膨脹系數(shù)，使原油更易于從巖心孔隙中流出，進(jìn)一步提高超臨界CO2的吞吐采收率。再繼續(xù)增大GRS-1 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)至0.8%，巖心入口端壓力雖可以繼續(xù)有所增大，而吞吐采收率則基本不再變化。因此，推薦氣溶性表面活性劑GRS-1 的最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%。

2.2.3 混合流體注入量

實(shí)驗(yàn)方法同2.2.1，評(píng)價(jià)了超臨界CO2-氣溶性表面活性劑混合流體注入量對(duì)吞吐采收率和巖心入口端壓力的影響，其中氣溶性表面活性劑GRS-1 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.6%，悶井時(shí)間均為2 h，吞吐輪次均為5 次，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 不同注入量混合流體的吞吐采收率和入口端壓力Table 5 Huff and puff recovery and inlet pressure of different injection rate of mixed fluid injection

由表5 可以看出，在相同的吞吐輪次條件下，隨著混合流體注入量的不斷增大，巖心吞吐采收率和入口端壓力均呈現(xiàn)出逐漸增大的趨勢(shì)。當(dāng)注入量由0.1 PV 增大至0.5 PV 時(shí)，第1 輪次的吞吐采收率可由15.62%增大至28.67%，采收率提升的幅度較大，而巖心入口端壓力也可由30.2 MPa 增大至33.2 MPa。這是由于超臨界CO2-氣溶性表面活性劑混合流體的注入量越大，越有利于流體在巖心孔隙中進(jìn)行擴(kuò)散，原油黏度以及油氣界面張力的降低幅度更大，原油的膨脹系數(shù)也更大，地層能量得到有效的補(bǔ)充，使吞吐采收率得到顯著提高。而當(dāng)混合流體的注入量大于0.5 PV 時(shí)，巖心入口端壓力雖可以繼續(xù)增大，但由于此時(shí)超臨界CO2萃取抽提原油的能力基本已達(dá)最大，吞吐采收率基本不再變化。因此，推薦超臨界CO2-氣溶性表面活性劑混合流體的最佳注入量為0.5 PV。

2.2.4 悶井時(shí)間

實(shí)驗(yàn)方法同2. 2. 1，評(píng)價(jià)了悶井時(shí)間對(duì)吞吐采收率和入口端壓力的影響，其中氣溶性表面活性劑GRS-1 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.6%，超臨界CO2-氣溶性表面活性劑混合流體的注入量均為0.5 PV，吞吐輪次均為1 次，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。

表6 不同悶井時(shí)間的吞吐采收率和入口端壓力Table 6 Huff and puff recovery and inlet pressure of different soaking time

從表6 可以看出，在相同的吞吐輪次條件下，隨著悶井時(shí)間的不斷延長(zhǎng)，巖心吞吐采收率和入口端壓力均呈現(xiàn)出逐漸增大的趨勢(shì)。當(dāng)悶井時(shí)間由1 h 增大至3 h 時(shí)，第1 輪次的巖心吞吐采收率可由21.51% 增大至30.42%，巖心入口端壓力可由32.4 MPa 大至33.9 MPa，提升幅度均比較大；而第5 輪次吞吐后的累計(jì)采收率可以達(dá)到52.30%，與悶井1 h 相比吞吐采收率提升了15.17%。分析原因是由于悶井時(shí)間越長(zhǎng)，注入巖心中的超臨界CO2以及氣溶性表面活性劑與原油的接觸時(shí)間就越長(zhǎng)，使CO2能夠更加充分的溶解到原油中，從而有效發(fā)揮其降黏、膨脹以及降低界面張力的作用，使原油吞吐采收率有所增大。而當(dāng)悶井時(shí)間大于3 h 后，再繼續(xù)延長(zhǎng)悶井時(shí)間，巖心吞吐采收率和入口端壓力繼續(xù)增大的幅度逐漸減小，這是由于當(dāng)悶井時(shí)間為3 h 時(shí)，混合流體已經(jīng)與原油達(dá)到了較為充分的作用，并且在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際施工過(guò)程中，悶井時(shí)間過(guò)長(zhǎng)會(huì)導(dǎo)致CO2擴(kuò)散到地層更深部，對(duì)井筒附近地層中的原油動(dòng)用效果影響較大，另外，悶井時(shí)間越長(zhǎng)，開發(fā)成本就越大。因此，綜合考慮吞吐效果以及成本等因素，推薦最佳的悶井時(shí)間為3 h。

2.2.5 巖心滲透率

實(shí)驗(yàn)方法同2. 2. 1，評(píng)價(jià)了巖心滲透率對(duì)吞吐采收率的影響，其中氣溶性表面活性劑GRS-1 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.6%，超臨界CO2-氣溶性表面活性劑混合流體的注入量均為0.5 PV，悶井時(shí)間均為3 h，吞吐輪次均為5 次，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表7。

表7 不同滲透率巖心吞吐采收率Table 7 Huff and puff recovery of different core permeability

由表7 可以看出，在相同的吞吐輪次條件下，隨著實(shí)驗(yàn)用巖心滲透率的逐漸增大，吞吐采收率均呈現(xiàn)出逐漸增大的趨勢(shì)。當(dāng)巖心的滲透率由0.025×10-3μm2增大至3.255×10-3μm2時(shí)，吞吐5 輪次后的累計(jì)采收率可由45.31%增大至63.02%，提升幅度較大。這是由于巖心的基質(zhì)滲透率越大，通常其內(nèi)部的孔隙連通性就越好，超臨界CO2和氣溶性表面活性劑的注入更易使原油從巖心孔隙中流出，從而有助于提高吞吐采收率。

3 結(jié) 論

（1）SPO-5、FC-327、FS-320 和GRS-1 這4 種不同類型氣溶性表面活性劑中，GRS-1 的綜合性能最好，當(dāng)GRS-1 的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%時(shí)，可使原油黏度降低67.4%，在實(shí)驗(yàn)壓力為24.7 MPa 時(shí)，即可使油氣界面張力降低至0 mN/m，從而實(shí)現(xiàn)油氣混相，在超臨界CO2的摩爾分?jǐn)?shù)為40%時(shí)，可使原油體積膨脹系數(shù)增大至1.298。

（2）在相同的實(shí)驗(yàn)條件下，GRS-1 的吞吐效果明顯優(yōu)于其他3 種類型表面活性劑，隨著GRS-1 質(zhì)量分?jǐn)?shù)以及混合流體注入量的不斷增大、悶井時(shí)間延長(zhǎng)和巖心滲透率的增大，累計(jì)吞吐采收率均呈逐漸增大趨勢(shì)，而隨著吞吐輪次的增加，單輪次吞吐采收率則呈逐漸減小的趨勢(shì)；推薦氣溶性表面活性劑GRS-1 最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%，混合流體最佳注入量為0.5 PV，最佳悶井時(shí)間為3 h，最佳吞吐輪次為3 次，當(dāng)巖心滲透率為0.120×10-3μm2時(shí)，累計(jì)吞吐采收率可以達(dá)到52.30%。