CO2在準(zhǔn)噶爾盆地昌吉油田吉7井區(qū)稠油中的溶解性研究

高敬善 但順華 楊 濤 張小紅 岳紅星 于 岐

（ 1中國(guó)石油新疆油田公司準(zhǔn)東采油廠；2克拉瑪依華信能源技術(shù)服務(wù)有限公司 ）

準(zhǔn)噶爾盆地昌吉油田吉7井區(qū)梧桐溝組發(fā)育特深層稠油油藏，上報(bào)了7200×104t的探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量[1]。但由于地層原油黏度大、埋藏深，熱采技術(shù)作為稠油油藏的主流開(kāi)采技術(shù)，在研究區(qū)特深層稠油油藏的開(kāi)發(fā)中并不適用，具體表現(xiàn)在向油藏中注入熱流體時(shí)，井筒熱損失嚴(yán)重[2-4]。室內(nèi)研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明：當(dāng)采用普通油管時(shí)，井深超過(guò)1000m之后，井口注入不同溫度的熱水在井底剩余溫度基本一致。大量文獻(xiàn)調(diào)研結(jié)果表明，由于稠油油藏天然能量較弱，彈性采收率一般為2%～4%，注冷水開(kāi)發(fā)稠油油藏會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重的水竄，因此注冷水開(kāi)發(fā)采收率較低，一般為10%～20%，實(shí)際采收率高低受原油黏度的影響稍有差別[5-9]。國(guó)內(nèi)外研究和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，CO2在稀油中具有良好的混相能力，可以大幅度降低原油黏度和界面張力，CO2混相驅(qū)在低滲透稀油油藏中取得了巨大成功[10-21]。但由于稠油和稀油組分差別較大，CO2在稠油中的溶解性難以借鑒稀油生產(chǎn)和實(shí)驗(yàn)結(jié)論，所以CO2在稠油中的溶解性及CO2驅(qū)油技術(shù)在稠油油藏中的適用性難以確定[22-24]。本文通過(guò)PVT相態(tài)特征實(shí)驗(yàn)、稠油注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)以及細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究了CO2在稠油中的溶解特性，分析了原油黏度、膨脹系數(shù)、地層原油密度、飽和壓力、泡點(diǎn)壓力下原油體積系數(shù)以及溶解氣油比等參數(shù)的變化規(guī)律，論證了CO2驅(qū)油技術(shù)在研究區(qū)特深層稠油油藏開(kāi)發(fā)中的可行性。本文旨在通過(guò)室內(nèi)原油注CO2實(shí)驗(yàn)和細(xì)管驅(qū)替等實(shí)驗(yàn)研究CO2在吉7井區(qū)稠油中的溶解特性，為論證CO2驅(qū)油技術(shù)在特深層稠油油藏開(kāi)發(fā)中的適用性提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

昌吉油田吉7井區(qū)行政上隸屬于新疆維吾爾自治區(qū)吉木薩爾縣，在吉木薩爾縣城北約14km；構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷東斜坡，臨近古西凸起（圖1），面積約為50km2[25-26]。研究區(qū)自上而下鉆遇地層依次為第四系，新近系，古近系，侏羅系頭屯河組、西山窯組、三工河組、八道灣組，三疊系韭菜園組，二疊系梧桐溝組、蘆草溝組、井井子溝組，石炭系巴塔瑪依內(nèi)山組；缺失白堊系吐谷魯群，三疊系郝家溝組、黃山街組、克拉瑪依組、燒房溝組。目的層梧桐溝組稠油油藏中部埋深為1600m，油層壓力為16.41MPa，地層溫度為52.3oC，儲(chǔ)層孔隙度為6.3%～29.8%，滲透率為 0.08～2749mD。50oC 時(shí)地面脫氣原油黏度為144～12000mPa·s；地層原油密度為0.9090g/cm3，溶解氣油比為29.7m3/m3，屬于特深層普通稠油油藏[27-28]。

2 注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置為美國(guó)Ruska2370-601A型相態(tài)分析儀（圖2），主要由注入泵系統(tǒng)、PVT筒、黏度儀、閃蒸分離器、地面分離器、密度儀、氣量計(jì)和氣相色譜儀組成。

圖1 昌吉油田吉7井區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置

圖2 Ruska2370—601A型相態(tài)分析儀流程圖

2.2 樣品配置

吉7井區(qū)原油性質(zhì)南北差異較大，本次實(shí)驗(yàn)選取了具有代表性的J7井、J009井、J1404井以及J1010井等4口井的原油樣品。根據(jù)SY/T 5542—92《地層原油物性分析方法無(wú)汞儀器分析法》規(guī)定，全面準(zhǔn)確求取了油井當(dāng)前生產(chǎn)數(shù)據(jù)，包括地層壓力、生產(chǎn)氣油比、測(cè)氣條件、分離器溫度和壓力等數(shù)據(jù)。通過(guò)對(duì)取樣情況進(jìn)行分析，研究區(qū)地層原油樣品采用溶解氣油比配樣，配樣參數(shù)嚴(yán)格參照油藏實(shí)際參數(shù)（表1）。

表1 實(shí)驗(yàn)樣品配制參數(shù)

原油樣品配制后，開(kāi)展了油氣樣品組成色譜分析及井流物組成計(jì)算，吉7井區(qū)4口取樣井的井流物組成見(jiàn)表2。由表2可以看出：研究區(qū)4口取樣井配置的原油樣品C1含量在12.35%～14.98%之間，C2—C10含量為18.25%～27.25%，C11+含量在59.10%～66.72%之間，屬于普通稠油的流體組成。

2.3 單次脫氣實(shí)驗(yàn)

在地層溫度為54℃、地層壓力為18.57MPa的條件下，對(duì)吉7井區(qū)4口取樣井進(jìn)行了單次脫氣測(cè)試。由測(cè)試結(jié)果（表3）可以看出，研究區(qū)單次脫氣氣油比范圍為29～37m3/t，溶解氣量較小，屬較低氣油比原油；泡點(diǎn)壓力為5.1～6.8MPa，泡點(diǎn)壓力較低；原始地層原油體積系數(shù)為1.0435～1.0575，體積系數(shù)較??；原油收縮率為4.17%～5.44%，其收縮性較弱；氣體平均溶解系數(shù)較小，為3.72～4.56m3/（m3·MPa）?？梢?jiàn)，原油氣油比、泡點(diǎn)壓力、體積系數(shù)、收縮率、氣體平均溶解系數(shù)等特征是相匹配的。從密度來(lái)看，地層原油和地面油罐油的密度分別為0.8939～0.9056g/cm3和 0.9151～0.9331g/cm3，原油密度較大。原始地層壓力為18.57MPa、地層溫度為 54℃條件下，原油黏度為 312.7～881.2mPa·s，地層原油黏度較高。原油的壓縮系數(shù)中等，地層溫度條件下，壓縮系數(shù)為 （0.9720～1.1987)×10-3MPa-1。地層壓力條件下，在溫度為54～69℃，原油的熱膨脹系數(shù)為 （6.2342～6.6394)×10-4℃-1。

表2 吉7井區(qū)原油樣品井流物組成

表3 單次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.4 注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)過(guò)程及結(jié)果分析

實(shí)驗(yàn)前用石油醚對(duì)PVT儀的注入泵、管線(xiàn)、PVT筒、分離瓶、黏度儀和密度儀進(jìn)行清洗，再用高壓空氣吹干。之后用實(shí)驗(yàn)溫度和壓力的120%對(duì)設(shè)備進(jìn)行試溫試壓，再用標(biāo)準(zhǔn)黏度油和密度油對(duì)黏度儀和密度儀進(jìn)行校正，并對(duì)注入泵、壓力表、PVT筒、溫度計(jì)進(jìn)行校正，實(shí)驗(yàn)過(guò)程是分別將不同比例的CO2氣注入到實(shí)驗(yàn)樣品中，并進(jìn)行PV關(guān)系測(cè)試、黏度測(cè)試、泡點(diǎn)壓力測(cè)試，研究膨脹系數(shù)和溶解氣的大小。

2.4.1 原油黏度變化

隨著CO2注入比例的不斷增加，原油飽和壓力條件下原油黏度不斷降低（表4）。當(dāng)注入氣比例達(dá)到50mol/mol時(shí)，J7井原油黏度與未注入 CO2相比由 396.0mPa·s降低至 132.0mPa·s，下降66.7%；J009井原油黏度與未注入CO2相比由291.0mPa·s 降 低 至 117.0mPa·s， 下 降 59.8%；J1404井原油黏度與未注入CO2相比由306.7mPa·s降低至53.9mPa·s，下降82.4%；J1010井原油黏度與未注入 CO2相比由 880.0mPa·s降低至 289.0mPa·s，下降67.2%。綜合統(tǒng)計(jì)，在飽和壓力條件下，原油黏度下降幅度高達(dá)59.8%～82.4%，降黏效果較好。

表4 CO2注入量與原油黏度的關(guān)系

2.4.2 膨脹系數(shù)變化

CO2注入比例與原油膨脹系數(shù)的關(guān)系見(jiàn)表5，可以看出，隨著CO2注入比例的不斷增加，原油膨脹系數(shù)不斷增大，當(dāng)注入氣比例達(dá)到50mol/mol時(shí)，J7井原油膨脹系數(shù)增大至1.2240；J009井原油膨脹系數(shù)增大至1.1934；J1404井原原油膨脹系數(shù)增大至1.1290；J1010井原油膨脹系數(shù)增大至1.2405。從表5還可以看出，隨著CO2注入比例增大，原油膨脹系數(shù)增加的幅度越大。

表5 CO2注入量與原油膨脹系數(shù)的關(guān)系

2.4.3 原油密度變化

CO2注入比例與原油密度的關(guān)系見(jiàn)表6。注入CO2后，原油中輕質(zhì)組分增加，重質(zhì)組分相對(duì)減少，原油密度隨著注入氣量的增加及飽和壓力的增加逐漸變小。由表6可以看出，隨著CO2注入比例的不斷增加，原油密度不斷變小，當(dāng)注入氣比例達(dá)到 50mol/mol時(shí)，J7井原油密度由 0.9011g/cm3減小至 0.8428g/cm3，減小約 6.5%；J007 井原油密度由 0.9056g/cm3減小至 0.8507g/cm3，減小約6.0%；J1404井原油密度由 0.9268g/m3減小至0.8695g/cm3，減小約 6.2%；J1010井原油密度由0.8939g/cm3減小至 0.8445g/cm3，減小約 5.5%。

表6 CO2注入量與原油密度的關(guān)系

2.4.4 飽和壓力變化

注入CO2后，吉7井區(qū)原油飽和壓力升高，飽和壓力隨CO2注入量的變化見(jiàn)表7。注入CO2后，原油飽和壓力逐漸上升，當(dāng)CO2注入量達(dá)到50mol/mol時(shí)，J7井原油飽和壓力由6.20MPa上升至25.20MPa，升高306%；J009井原油飽和壓力由6.80MPa上升至 20.50MPa，升高 201%；J1404井原油飽和壓力由6.50MPa上升至17.10MPa，升高163%；J1010井原油飽和壓力由5.10MPa上升至12.25MPa，升高140%。雖然飽和壓力上升幅度較大，但均未達(dá)到臨界點(diǎn)狀態(tài)，即吉7井區(qū)地層原油注CO2的最小混相壓力高于25.20MPa，當(dāng)接觸壓力低于該值時(shí)，無(wú)法達(dá)到混相。

表7 CO2注入量與原油飽和壓力的關(guān)系

2.4.5 泡點(diǎn)壓力下原油體積系數(shù)變化

原油注入CO2后，原油體積不斷膨脹，原油體積系數(shù)不斷增大。由表8可以看出，當(dāng)CO2注入量達(dá)到50mol/mol時(shí)，J7井原油體積系數(shù)由1.0435上升至1.2509，升高19.9%；J009井原油體積系數(shù)由 1.0478上升至 1.2504，升高 19.3%；J1404井原油體積系數(shù)由1.0512上升至1.2412，升高18.1%；J1010井原油體積系數(shù)由1.0575上升至1.2526，升高 18.4%。

表8 CO2注入量與原油體積系數(shù)的關(guān)系

2.4.6 溶解氣油比變化

CO2注入量與原油溶解氣油比的關(guān)系見(jiàn)表9，可以看出，隨著注入氣比例增加，原油溶解氣油比逐漸增大。當(dāng)CO2注入量達(dá)到50mol/mol時(shí)，J7井原油溶解氣油比由26m3/m3上升至246m3/m3，增加8.5 倍；J009井原油溶解氣油比由27m3/m3上升至242m3/m3，增加8.0倍；J1404井原油溶解氣油比由28m3/m3上升至233m3/m3，增加7.3倍；J1010井原油溶解氣油比由34m3/m3上升至248m3/m3，增加6.3倍。

表9 CO2注入量與原油溶解氣油比的關(guān)系

3 細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

3.1 實(shí)驗(yàn)裝置及材料

本次細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置如圖3所示，主要由驅(qū)替泵、細(xì)管、觀察窗、回壓閥、分離器、氣量計(jì)以及恒溫空氣浴等部分組成。實(shí)驗(yàn)所用地層原油樣品為吉7井區(qū)J7井、J009井、J1404井以及J1010井等4口井的實(shí)驗(yàn)室復(fù)配油樣，其體積系數(shù)、氣油比、原油密度及泡點(diǎn)壓力等參數(shù)見(jiàn)表3。

3.2 實(shí)驗(yàn)過(guò)程

實(shí)驗(yàn)前用石油醚對(duì)細(xì)管進(jìn)行清洗后，用高壓氮?dú)鈱⑵浯蹈桑⒃趯?shí)驗(yàn)所需溫度下烘干、抽成真空。之后將細(xì)管在地層溫度為54℃、地層壓力為18.57MPa的條件下用死油飽和，然后再用活油置換死油，再將驅(qū)替用氣體充滿(mǎn)中間容器，使用回壓閥和驅(qū)替泵調(diào)節(jié)實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)的壓力進(jìn)行驅(qū)替。本次實(shí)驗(yàn)共選取4個(gè)壓力點(diǎn)用于確定最小混相壓力（MMP），混相壓力以上（滿(mǎn)足采收率90%以上）和以下分別應(yīng)有兩個(gè)點(diǎn)，針對(duì)本次實(shí)驗(yàn)測(cè)試選取了18.57MPa、25MPa、35MPa、45MPa 4個(gè)注入壓力進(jìn)行細(xì)管測(cè)試。在驅(qū)替過(guò)程中，氣體注入0.4PV以前驅(qū)替速度為0.2mL/min，在注入0.4PV氣體后，驅(qū)替速度提高至0.4mL/min。當(dāng)注入氣體積達(dá)到1.2PV時(shí)，結(jié)束驅(qū)替過(guò)程。

圖3 細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置圖

3.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

本次細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)獲得了注CO2最小混相壓力測(cè)試的綜合數(shù)據(jù)，包括4個(gè)壓力點(diǎn)（18.57MPa、25MPa、35MPa、45MPa）測(cè)試的驅(qū)替動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)、氣油比和采收率。由圖4可以看出，隨著注入壓力的提高，地層原油采收率不斷增大，在45MPa的注入壓力下，地層原油采收率為46.68%，表現(xiàn)出非混相驅(qū)特征，表明研究區(qū)CO2與稠油達(dá)到混相的壓力高于45MPa，由于混相壓力較高，綜合考慮地面、地下實(shí)際情況以及施工技術(shù)要求，認(rèn)為CO2非混相驅(qū)更適合研究區(qū)。

圖4 采出程度隨注氣量變化關(guān)系

4 結(jié)論

（1）吉7井區(qū)稠油注入CO2時(shí)，當(dāng)CO2注入量為50mol/mol時(shí)，地層原油黏度下降59.8%～82.4%，膨脹系數(shù)增至1.1290～1.2405，地層原油密度下降5.5%～6.5%，飽和壓力升高140%～306%，泡點(diǎn)壓力下原油體積系數(shù)升高18.1%～19.9%，溶解氣油比增加 6.3～8.5 倍。

（2）隨著注入壓力的提高，地層原油采收率不斷增加，氣體突破較晚，當(dāng)注入壓力為45MPa時(shí)，地層原油采收率為46.68%，表現(xiàn)為非混相驅(qū)特征，說(shuō)明研究區(qū)更適合采用CO2非混相驅(qū)油的方式。

（3）注CO2對(duì)于吉7井區(qū)稠油具有很好的降黏和膨脹作用，表明CO2驅(qū)油技術(shù)在研究區(qū)特深層稠油油藏開(kāi)發(fā)中具有可行性。通過(guò)在J1021井開(kāi)展CO2吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，生產(chǎn)結(jié)果表明原油黏度降低約40%，日產(chǎn)油量由1t增加至5t，也證明了CO2驅(qū)油技術(shù)在研究區(qū)的適用性和上述實(shí)驗(yàn)結(jié)論的正確性。