延長油田致密砂巖油藏CO2驅(qū)油機(jī)理研究

郭茂雷 黃春霞 董小剛 周曄 湯瑞佳

1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院 2.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室3.延長油田股份有限公司靖邊采油廠

CO2驅(qū)是提高油藏原油采收率和實(shí)現(xiàn)溫室氣體地質(zhì)埋存的雙贏舉措，也是我國現(xiàn)階段應(yīng)對溫室效應(yīng)和環(huán)境問題最經(jīng)濟(jì)有效的方式之一[1-2]。目前，我國已經(jīng)在吉林、草舍等油田實(shí)施了CO2驅(qū)提高采收率現(xiàn)場試驗(yàn)，并取得了階段成功，但針對致密砂巖油藏CO2驅(qū)油機(jī)理研究較少[3-5]。李孟濤等[6]研究表明，超臨界狀態(tài)的CO2可以降低所波及油水的界面張力，水氣交替注入時(shí),水對混相有不利的影響；郎東江等[7]利用核磁共振技術(shù)對致密砂巖儲(chǔ)層不同滲透率級別基質(zhì)巖心和裂縫基質(zhì)巖心不同驅(qū)替壓力下CO2驅(qū)油特征進(jìn)行了研究。本研究以延長油田致密砂巖油藏長6儲(chǔ)層為例，針對該油藏儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)強(qiáng)、油田注水開發(fā)難度大、一次衰竭式采油和二次注水采油的采收率低等問題，研究利用延長石油產(chǎn)業(yè)鏈中煤化工豐富的CO2氣源提高致密砂巖油藏采收率的可行性[8-9]。應(yīng)用室內(nèi)物理模擬技術(shù)開展了CO2與延長油田地層油的相態(tài)實(shí)驗(yàn)和最小混相壓力實(shí)驗(yàn)研究；CO2對儲(chǔ)層巖石物性的影響研究；利用天然巖心研究了注入方式、巖心滲透率及非均質(zhì)性對CO2驅(qū)油效率的影響規(guī)律。

1 主要驅(qū)油機(jī)理研究

1.1 最小混相壓力測試

混相是指2個(gè)或多個(gè)單相流體在某一條件下混合后相界面消失，界面張力為0。此時(shí)的壓力即原油體系最小混相壓力，當(dāng)驅(qū)替壓力高于最小混相壓力時(shí)，即可實(shí)現(xiàn)混相，能否實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)被認(rèn)為是影響CO2驅(qū)油效果的關(guān)鍵因素之一[10-12]。

實(shí)驗(yàn)采用細(xì)管實(shí)驗(yàn)法測定最小混相壓力[13-14]，流程如圖1所示，通過一根內(nèi)由細(xì)砂充填的長細(xì)管作為一維流動(dòng)模型，模擬油藏條件下CO2注氣中的多級接觸動(dòng)態(tài)混相過程。將注入體積1.2 PV，最終采收率達(dá)到90%定為混相的界限。繪制細(xì)管實(shí)驗(yàn)注入1.2 PV時(shí)采收率與驅(qū)替壓力的關(guān)系曲線圖，非混相段與混相段的交點(diǎn)所對應(yīng)的壓力即定義為最小混相壓力。

圖2表明了穿透時(shí)原油采收率隨壓力的變化情況。由圖2確定的最小混相壓力值約為22.15 MPa，高于原始地層壓力17.5 MPa，因此研究區(qū)塊的CO2驅(qū)替方式主要為非混相驅(qū)。

1.2 相態(tài)評價(jià)實(shí)驗(yàn)

PVT(壓力-體積-溫度)實(shí)驗(yàn)是測定不同濃度CO2油藏流體的體積(V)與壓力(P)的關(guān)系，由此可以確定泡點(diǎn)壓力、油藏流體在指定壓力下的密度等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，進(jìn)而推算出相對體積、CO2溶解度等參數(shù)。

實(shí)驗(yàn)采用美國RUSKA公司生產(chǎn)的高壓PVT實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行相態(tài)行為測定。配制一定CO2濃度的油藏流體，測定所配油藏流體的PVT性質(zhì)，壓力由高向低，每隔1～2 MPa分別測定不同壓力下的油藏流體PVT數(shù)據(jù)。根據(jù)體系體積的突變點(diǎn)，得出油藏流體的泡點(diǎn)壓力。達(dá)到泡點(diǎn)壓力后，繼續(xù)降低壓力直至地層壓力或地層壓力以下。

1.2.1不同注入濃度下的泡點(diǎn)壓力

圖3為泡點(diǎn)壓力隨CO2注入濃度的變化情況。地層原油的泡點(diǎn)壓力為7.45 MPa。CO2注入濃度較低時(shí)，原油泡點(diǎn)壓力增加得較慢；隨著CO2濃度的增加，當(dāng)CO2注入摩爾分?jǐn)?shù)超過41%后，泡點(diǎn)壓力上升較快，CO2注入摩爾分?jǐn)?shù)為67.13%時(shí)，泡點(diǎn)壓力達(dá)25.25 MPa。注氣后泡點(diǎn)壓力增加越少，說明氣體在原油中溶解性越好，當(dāng)CO2在原油中的溶解達(dá)到一定程度以后，溶解能力下降，泡點(diǎn)壓力上升加快。

1.2.2注CO2條件下油藏流體密度

圖4為CO2不同注入濃度下的油藏流體密度。從圖4可看出，同一CO2注入濃度，油藏流體密度隨壓力的降低而減少，當(dāng)降低至泡點(diǎn)以下時(shí)，油藏流體密度隨壓力降低下降明顯。隨著CO2注入濃度的增加，密度的變化趨于平緩。在等壓條件下，CO2溶解后，油藏流體體積膨脹，油藏流體密度隨著CO2注入濃度的增加呈下降趨勢。

經(jīng)過多年研究，特別是近10年的攻關(guān)和示范，我國二氧化碳驅(qū)油埋存基礎(chǔ)理論研究和工程技術(shù)有了重大進(jìn)展，形成了二氧化碳混相驅(qū)、非完全混相驅(qū)室內(nèi)試驗(yàn)評價(jià)、氣驅(qū)方案設(shè)計(jì)、全過程數(shù)值模擬實(shí)時(shí)跟蹤及調(diào)整技術(shù)、二氧化碳分層注采集輸工藝技術(shù)、二氧化碳腐蝕與防護(hù)技術(shù)、二氧化碳綜合監(jiān)測和風(fēng)險(xiǎn)控制技術(shù)、驅(qū)油及埋存選址和容量評估等技術(shù)，為大規(guī)模推廣應(yīng)用提供了技術(shù)支撐。

1.2.3注CO2條件下油藏流體體積膨脹

圖5為注入不同CO2濃度下油藏流體相對體積的變化曲線。從圖5可看出，隨著注入CO2濃度的升高，體積膨脹系數(shù)逐漸增加。在沒有注入CO2時(shí)，30 MPa下的地層流體體積膨脹系數(shù)約1.12，當(dāng)CO2注入摩爾分?jǐn)?shù)為67.13%時(shí)，30 MPa下的地層流體體積膨脹系數(shù)可達(dá)1.81，注入CO2有利于原油的采出。

1.2.4注CO2條件下原油黏度

圖6為CO2濃度對原油黏度的影響。從圖6可看出，在相同的壓力下，油藏流體黏度隨著CO2濃度的增加而降低。29.5 MPa下，未注CO2時(shí)黏度約3.7 mPa·s，注CO2摩爾分?jǐn)?shù)為67.13%時(shí)，黏度約0.5 mPa·s，黏度下降約7倍。由注入CO2后黏度減小幅度可以看出，注CO2對于改善延長油田原油的黏度有較好的效果。隨著CO2濃度的增加，不同壓力下的黏度值相差不大，表明CO2濃度的增加，氣液接近混相狀態(tài)，黏度隨壓力的變化不再明顯。

1.2.5CO2在地層油中的溶解度

圖7為CO2溶解度與壓力的關(guān)系。其中，黑色區(qū)域指CO2可完全溶解區(qū)域，白色區(qū)域指CO2不可完全溶解區(qū)域。從圖7可看出，隨著CO2注入濃度的增加，壓力逐漸升高，井流物中及脫氣油中的CO2溶解度上升較快，在25.25 MPa下，1 t井流物中的CO2可達(dá)266.6 m3。

2 儲(chǔ)層傷害研究

2.1 CO2-無機(jī)鹽溶液沉淀

以CO2-CaCl2為例，由圖8可以看出，通入CO2

后，隨著壓力的升高，CaCl2溶液的pH值呈下降趨勢。當(dāng)壓力在0.25～2.5MPa時(shí)，溶液pH值在3.5～4.0之間波動(dòng)。這主要由于壓力增加，CO2在水中的溶解度增大，使得水中溶解的CO2量增大，更多的CO2與水結(jié)合形成碳酸，從而導(dǎo)致溶液pH值隨壓力增加而降低。在實(shí)驗(yàn)過程中，未發(fā)現(xiàn)溶液中有CaCO3沉淀生成。另外，實(shí)驗(yàn)中還發(fā)現(xiàn)，繼續(xù)增加CaCl2質(zhì)量分?jǐn)?shù)(分別為5%、10%、20%、30%)也未見有白色CaCO3沉淀生成。這主要由于CO2加入到CaCl2溶液中后，CO2與水反應(yīng)形成H2CO3，溶液呈酸性，在酸性條件下，CO2在水中主要以HCO3-和H2CO3形式存在。而HCO3-與Ca2+結(jié)合所形成的Ca(HCO3)2溶于水。因此，在CO2注入及地層驅(qū)替過程，不會(huì)形成CaCO3垢而堵塞儲(chǔ)層孔隙。

2.2 CO2-瀝青質(zhì)含量變化

原油與CO2作用后，原油中的重組分瀝青質(zhì)會(huì)發(fā)生沉積，導(dǎo)致與CO2作用后的原油的界面活性組分瀝青質(zhì)含量減少。實(shí)驗(yàn)直接測定44 ℃時(shí)，CO2與原油作用，在CO2與原油的物質(zhì)的量比分別為50%、75%、90%，不同作用壓力下，選取與CO2反應(yīng)3天后的原油進(jìn)行瀝青質(zhì)含量測定，確定瀝青質(zhì)的沉積點(diǎn)，結(jié)果如圖9所示。

在不同作用壓力下，原油和CO2作用后，原油中的瀝青質(zhì)不斷沉積，作用壓力越大，瀝青質(zhì)沉積越多。當(dāng)CO2壓力升至15 MPa時(shí)，CO2與原油作用時(shí)瀝青質(zhì)沉積較明顯，相對沉積量達(dá)到8%左右，此時(shí)壓力即為該條件下瀝青質(zhì)沉積點(diǎn)。當(dāng)壓力超過瀝青質(zhì)沉積點(diǎn)后，隨作用壓力增大，瀝青質(zhì)沉淀量增加幅度加快。壓力超過30 MPa后，隨系統(tǒng)壓力增加，瀝青質(zhì)沉積量基本保持不變。由圖9可看出，當(dāng)CO2與原油物質(zhì)的量比為50%時(shí)，瀝青質(zhì)沉積點(diǎn)壓力在15 MPa左右。當(dāng)CO2與原油物質(zhì)的量比為75%時(shí)，瀝青質(zhì)沉積點(diǎn)壓力在11 MPa左右。當(dāng)CO2與原油物質(zhì)的量比為90%時(shí)，瀝青質(zhì)沉積點(diǎn)壓力在8 MPa左右。

(1)

3 驅(qū)油影響因素研究

3.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及材料

實(shí)驗(yàn)設(shè)備：KDHW-Ⅱ型自控恒溫箱、HAS-100HSB型恒壓恒速泵、巖心夾持器(30 cm×4.5 cm×4.5 cm)、活塞中間容器、回壓閥、D07-11C型氣體流量計(jì)、CS200型氣體流量計(jì)、壓差變送器及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、氣液分離裝置、液體收集裝置、管線若干。

實(shí)驗(yàn)用油為實(shí)驗(yàn)區(qū)塊脫水脫氣原油與煤油配制出的模擬油；地層水及注入水為延長油田CO2驅(qū)替示范區(qū)地層水，總礦化度為147 879.9 mg/L，硬度為616.28 mg/L； 實(shí)驗(yàn)巖心為不同滲透率級差(10、30、50、100、2 500、裂縫)的人造非均質(zhì)方巖心，規(guī)格4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

3.2 非均質(zhì)性對CO2驅(qū)油效果的影響

非均質(zhì)性會(huì)嚴(yán)重影響CO2的驅(qū)油效果，選取不同滲透率級差(10、30、100、裂縫)的人造非均質(zhì)巖心(4.5 cm×4.5 cm×30cm)進(jìn)行CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。圖10為滲透率級差與CO2連續(xù)氣驅(qū)采出程度柱狀圖。從圖10可看出，均質(zhì)巖心的采出程度明顯高于非均質(zhì)巖心。這主要是由于注入氣體能夠在均質(zhì)巖心內(nèi)部均勻推進(jìn)，驅(qū)替前緣較為穩(wěn)定，波及體積較大，驅(qū)替效果較好，最終采出程度可達(dá)到56.86%，CO2氣驅(qū)可提高采出程度23.25個(gè)百分點(diǎn)。

非均質(zhì)巖心的CO2驅(qū)油效果較差，且隨著巖心非均質(zhì)性的增加，水驅(qū)采出程度、氣驅(qū)提高采出程度及最終采出程度均呈明顯下降趨勢。由于非均質(zhì)性的存在，注入氣體沿高滲透層突進(jìn)，波及效率較差，采出程度較低。當(dāng)巖心中存在裂縫時(shí)，注入水僅能采出裂縫中的原油，注入CO2氣體后，氣體沿裂縫突進(jìn)，無法驅(qū)替基質(zhì)中的原油，氣驅(qū)提高采出程度僅為0.21%。

3.3 注入方式對CO2驅(qū)油效果的影響

采用滲透率級差為30的天然巖心，分別測試了連續(xù)氣驅(qū)、水驅(qū)后連續(xù)氣驅(qū)與水驅(qū)后水氣交替注入的注入方式對采收率的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。從表1可看出，水驅(qū)后WAG驅(qū)的效果最好。連續(xù)氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)組的最終采收率為21.77%，由于巖心的非均質(zhì)性導(dǎo)致連續(xù)氣驅(qū)時(shí)氣體竄逸，因此采收率相比后兩組較低。水氣交替注入能夠有效地控制氣竄，極大地延緩氣竄時(shí)間，同時(shí)還能夠調(diào)整流體剖面，使得流體更多地進(jìn)入低滲透層，提高了非均質(zhì)巖心的采出程度。

表1 CO2驅(qū)不同注入方式實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table1 ExperimentalresultsofdifferentinjectionmodesofCO2flooding巖心編號孔隙體積/cm3孔隙度/%含油飽和度/%注入方式采收率/%水驅(qū)采收率氣驅(qū)采收率最終采收率121213-110217.0365.51連續(xù)氣驅(qū)0.0021.7721.77121213-210417.3566.35水驅(qū)后連續(xù)氣驅(qū)23.338.4133.73131223-69916.7064.65水驅(qū)后WAG驅(qū)23.7520.9544.70

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1) 試驗(yàn)區(qū)CO2-原油最小混相壓力22.15 MPa，高于原始地層壓力17.5 MPa，研究區(qū)塊的CO2驅(qū)替方式主要為非混相驅(qū)。

(2)PVT實(shí)驗(yàn)表明，在相同壓力下，油藏流體密度隨著CO2注入濃度的增加而減少，體積膨脹系數(shù)隨著注入CO2濃度的升高逐漸增加，油藏流體黏度隨CO2濃度的增加而降低。

(3) 通入CO2后，隨注入壓力升高，無機(jī)鹽溶液的pH值呈下降趨勢，不會(huì)形成CaCO3沉淀。作用壓力越大，CO2與原油作用后瀝青質(zhì)沉積越多，且CO2與原油物質(zhì)的量比不同，瀝青質(zhì)沉積點(diǎn)也有所差別。

(4) 均質(zhì)巖心的采出程度明顯高于非均質(zhì)巖心，且隨著巖心非均質(zhì)性的增加，水驅(qū)采出程度、氣驅(qū)提高采出程度及最終采出程度均明顯下降。

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