基于人造巖心研究二氧化碳對高滲透油藏的驅(qū)油效果*

劉斌，潘穎，柳玉昕

（東北石油大學(xué)，黑龍江大慶163318）

油田化學(xué)

基于人造巖心研究二氧化碳對高滲透油藏的驅(qū)油效果*

劉斌，潘穎，柳玉昕

（東北石油大學(xué)，黑龍江大慶163318）

高滲透油藏具有典型的三高特征，即“高滲透率、高產(chǎn)能、高豐度”。我國的高滲透油氣資源所占比例較低，但眾多學(xué)者并沒有放棄對高滲透油藏提高采收率的研究，其后期開采階段的采收率有待進(jìn)一步提高。本文基于人造高滲透巖心開展CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，觀察注入壓力和注入PV數(shù)對最終油氣采收率的影響。最終優(yōu)選出最佳注入壓力為12.1MPa，最佳注入PV數(shù)為2.0PV。

高滲透油藏；人造巖心；采收率；注入壓力；注入PV數(shù)

我國雖然地大物博，蘊(yùn)含的自然資源非常豐富，但天然的CO2資源卻十分稀有[1,2]。我國東部油田在缺乏天然CO2氣源的艱苦條件下一直沒有停止過對注CO2提高采收率技術(shù)的研究和現(xiàn)場先導(dǎo)試驗(yàn)[3]。如今，利用CO2驅(qū)油的項(xiàng)目也越來越多的應(yīng)用在油田中，并且取得了顯著的提高采收率效果。江蘇、中原、大慶、勝利等多處油田已經(jīng)成功的進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn)，并且己經(jīng)證實(shí)了CO2驅(qū)油可以明顯提升水驅(qū)效果不好的透油藏和小段塊油藏的采收[4]。CO2驅(qū)油相對于傳統(tǒng)驅(qū)油方法具有諸多優(yōu)勢，比如：CO2流動(dòng)性較好、可以降低原油粘度、降低油相界面張力、提高采收率的同時(shí)還可以減緩溫室效應(yīng)[5-7]。本文基于人造高滲透巖心開展CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，通過觀察注入壓力和注入PV數(shù)對油氣采收率的影響，最終優(yōu)選出最佳注入壓力和最佳注入PV數(shù)。本文開展的CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)不僅可以為高滲透油藏開展二氧化碳驅(qū)油提供理論經(jīng)驗(yàn)，同時(shí)還能為CO2驅(qū)油的現(xiàn)場操作提供實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

MA552注入泵（控制注入速度德國西門子公司）；F3025壓力表（觀察注入壓力德國西門子公司）；EUROSTAR數(shù)顯型壓差表（精度0.01MPa德國哈克公司）；GHG-9240N壓力調(diào)節(jié)器（控制范圍0～50MPa杭州卓馳儀器公司）；TA2000/MDSC2910液量計(jì)（美國TA公司）。

1.2 實(shí)驗(yàn)方案

（1）將細(xì)管扭成螺旋形狀，一端與含有注入CO2的注氣管相連，另一端與人造高滲透率巖心相連，人造巖心用巖心夾持器固定。利用注入泵將CO2注入到細(xì)管中進(jìn)行氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。

（2）CO2注入人造巖心之后會(huì)產(chǎn)生驅(qū)油效果，通過與油管出口端相連的觀察窗來觀察氣驅(qū)產(chǎn)出物的狀態(tài)及顏色。觀察窗與壓差表以及壓力調(diào)節(jié)器相連接，便于及時(shí)通過壓力閥來調(diào)節(jié)細(xì)管出口端壓力。

（3）通過調(diào)節(jié)注入泵的功率可以調(diào)節(jié)注入壓力和注入PV數(shù)，在注入PV數(shù)為定值的情況下，通過液量計(jì)記錄不同注入壓力下的采出油的體積，并且計(jì)算采收率。

（4）不同注入壓力下CO2驅(qū)油的采收率記錄完成后，在注入為定值的情況下，通過液量計(jì)記錄不同注入PV數(shù)下的采出油的體積，并且計(jì)算采收率。

（5）對得到的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行歸納整理，通過觀察實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)來優(yōu)選出CO2驅(qū)油的最佳注入壓力和最佳注入PV數(shù)。

2 影響CO2碳驅(qū)油的因素及實(shí)驗(yàn)效果分析

2.1 決定CO2驅(qū)油效果的因素

CO2驅(qū)油效果主要受注入壓力、、注入PV數(shù)、油藏本身的性質(zhì)及原油組分影響，接下來一一列舉這些因素是如何影響CO2驅(qū)油效果的。

2.1.1 注入壓力注入壓力越大，CO2越容易到達(dá)地層深處，越容易與原油混合而發(fā)生體積膨脹作用。所以注入壓力與采收率呈正比關(guān)系。

2.1.2 注入PV數(shù)注入PV數(shù)越大，單位時(shí)間內(nèi)注入地層的CO2體積數(shù)越大，CO2融入原油中的體積數(shù)越大，越容易混合而發(fā)生體積膨脹作用。所以注入PV數(shù)與采收率呈正比關(guān)系。

2.1.3 油藏本身的性質(zhì)滲透率、孔隙度、埋深等油藏本身的性質(zhì)都會(huì)影響采收率的大小，一般來說，滲透率高、孔隙度較大、埋深較淺的油藏在進(jìn)行CO2驅(qū)油時(shí)得到的采收率較高。油藏本身的性質(zhì)是決定采收率大小的內(nèi)在因素，相比注入壓力等外在因素更容易影響采收率的大小。

2.1.4 原油組分在原油中如甲烷等輕質(zhì)組分會(huì)增加最小混相壓力，硫化氫等中間組分會(huì)降低最小混相壓力，而最小混相壓力直接決定采收率的大小。因?yàn)樽钚』煜鄩毫υ叫?，氣液混合相越容易形成近混相?qū)替狀態(tài)，越利于采收率的提高。因此，原油組分是影響提高采收率的重要因素。

綜上所述，影響CO2進(jìn)行驅(qū)油得到的采收率大小的影響因素既有注入壓力和注入PV數(shù)等外在因素，也有油藏本身的性質(zhì)和原油組分等外在因素。采收率的大小主要由內(nèi)在因素決定，而內(nèi)在因素屬于油藏的先天性質(zhì)，一時(shí)之間難以改變。而外在因素受人為控制，可以根據(jù)需求隨時(shí)改變。接下來對注入壓力和注入PV數(shù)這兩個(gè)外在因素展開重點(diǎn)研究。

2.2 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

2.2.1 優(yōu)選最佳注入壓力使用實(shí)驗(yàn)設(shè)備進(jìn)行了7次長細(xì)管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，將實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)歸納整理，注入壓力與采收率的數(shù)據(jù)見表2。

表2 注入壓力與采收率的數(shù)據(jù)表Tab.2Data sheet for injection pressure and recovery

由表2可知，開始，隨著注入壓力的提高，采收率有明顯提高；注入壓力達(dá)到一定數(shù)值之后，采收率提升幅度基本不再發(fā)生變化。剛開始注入CO2的時(shí)候，原油中的氣體組分較少，在融合氣體之后體積發(fā)生明顯膨脹；隨著注入壓力的增大，氣液混合相逐漸達(dá)到飽合狀態(tài)，因此，后期的提升幅度較低。優(yōu)選出最佳注入壓力為12.1MPa，此注入壓力下的采收率為84.2%，已經(jīng)達(dá)到較為理想的狀態(tài)，此后，注入壓力提升之后采收率并沒有明顯提升。因此，考慮到節(jié)約成本這一因素，在最低成本條件下達(dá)到經(jīng)濟(jì)效益最大化，優(yōu)選出12.1MPa做為最佳注入壓力。

2.2.2 優(yōu)選最佳注入PV數(shù)使用實(shí)驗(yàn)設(shè)備進(jìn)行了10次長細(xì)管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，將實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)歸納整理，注入PV數(shù)與采收率的數(shù)據(jù)見表3。

表3 注入PV數(shù)與采收率的數(shù)據(jù)表Tab.3Data sheets for PV number and recovery

由表3可知，開始，隨著注入PV數(shù)的提高，采收率有明顯提高；注入PV數(shù)達(dá)到一定數(shù)值之后，采收率提升幅度基本不再發(fā)生變化。剛開始注入CO2的時(shí)候，原油中的氣體組分較少，在融合氣體之后體積發(fā)生明顯膨脹；隨著CO2注入體積的增加，氣液混合相逐漸達(dá)到飽合狀態(tài)，因此，后期的提升幅度較低。優(yōu)選出最佳注入PV數(shù)為2.0PV，此注入壓力下的采收率為90.3%，已經(jīng)達(dá)到較為理想的狀態(tài)，此后，注入PV數(shù)提升之后采收率并沒有明顯提升。因此，考慮到節(jié)約成本這一因素，在最低成本條件下達(dá)到經(jīng)濟(jì)效益最大化，優(yōu)選出2.0做為最佳注入PV數(shù)。

3 結(jié)論

（1）基于人造巖心研究注入壓力和注入PV數(shù)對最終油氣采收率的影響，最終優(yōu)選出最佳注入壓力為12.1MPa，最佳注入PV數(shù)為2.0PV。

（2）注入壓力和注入PV數(shù)與油氣采收率成正比關(guān)系，理論上來講，注入壓力和注入PV數(shù)越大，油氣采收率提升幅度越大。但是考慮到成本因素，注入壓力和注入PV數(shù)達(dá)到一定數(shù)值之后，油氣采收率提升幅度不在有顯著的提升。因此，注入壓力和注入PV數(shù)還是存在最優(yōu)數(shù)值的。

［1］李道品，等.低滲透油田概念及我國儲(chǔ)量分布狀［J］.低滲透油氣田，1997（1）.

［2］何應(yīng)付，高慧梅，周錫生.改善特低滲透油藏注二氧化碳驅(qū)油效果的方法［J］.斷塊油氣田,2011,18（4）:512-515.

［3］毛振強(qiáng)，陳鳳蓮.CO2混相驅(qū)最小混相壓力確定力法研究［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報(bào),2005,32（1）:61-64.

［4］張碩，單文文，張紅麗，等.特低滲透油藏CO2近混相驅(qū)油［J］.高等學(xué)校化學(xué)學(xué)報(bào),2009,28（1）:114-117.

［5］劉玉章，陳興隆.低滲透油藏CO2驅(qū)油混相條件的探討［J］.石油勘探與開發(fā),2010,37（4）：466-470.

［6］由新權(quán)，趙繼勇，何水宏，等.超低滲透油藏CO2驅(qū)混相范圍確定新方法［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版）,2011,33（5）：89-94.

［7］Kim berly K D，F(xiàn)arouq Ali S M,Puttagunat V R.New scaling criteria and their relative m erits for steam recovery experim ents［J］.Journal of Canadian Petroleum Technology,1998,27（4）:86-91.

Study on effect of carbon dioxide on oil displacement in high permeability reservoir based on artificial core*

LIU Bin，PAN Ying，LIU Yu-xin
（Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China）

High permeability reservoirs have three high characteristics,namely“high permeability,high productivity,high abundance”.China's high penetration of oil and gas resources accounted for a lower proportion of its post-stage recovery phase of the recovery rate to be further improved.In this paper,carbon dioxide flooding experiments were carried out on the basis of artificial high permeability cores to observe the effect of injection pressure and implantation PV on the final oil and gas recovery.Finally,the optimum injection pressure is 12.1MPa,and the optimum implantation number is 0.62PV.

high permeability reservoir;artificial core;oil recovery;injection pressure;injection of PV number

TE341

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170836

2017-04-19

國家自然基金項(xiàng)目（No.41602134）；黑龍江省自然科學(xué)基金面上項(xiàng)目（No.D2015007）

劉斌（1981-），男，山東人，博士后，教授，主要研究方向：CO2埋存、系統(tǒng)建模等。

潘穎（1988-），女，山東人，東北石油大學(xué)碩士研究生，主要研究方向：CO2埋存。