紅河致密砂巖油藏注CO 2可行性室內(nèi)評(píng)價(jià)研究

周思賓

（中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州450006）

鎮(zhèn)涇紅河油田位于甘肅省鎮(zhèn)原縣至涇川縣，北東方向與西峰等油田相鄰。構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地西緣天環(huán)向斜南段，地層平緩西傾，構(gòu)造比較簡單。鎮(zhèn)涇區(qū)塊處于南西-北東發(fā)育的辮狀河三角洲沉積體系，與西峰油田主產(chǎn)層處于同一沉積相帶。長8主要發(fā)育南西-北東向的辮狀河三角洲沉積體系，紅河36井區(qū)河道主體部分均為水下分流河道沉積，側(cè)翼以分流間灣為主；砂體成條帶狀，河道寬1.7～3.1 km；砂厚在0～22.7 m，平均厚度15 m。屬于典型的特低孔、超低滲透油藏，平均孔隙度11.62%，平均滲透率0.57 mD。常規(guī)注水開發(fā)難度較大。

CO2驅(qū)油技術(shù)是開發(fā)超低滲透油藏的有效手段之一[1]。陳興隆、趙明國等[2-5]認(rèn)為非混相驅(qū)中CO2注入油藏后可在原油中溶解，使原油體積膨脹，增加原油的動(dòng)能，從而提高驅(qū)油效率，并且CO2在原油中溶解后使原油的黏度降低，導(dǎo)致流度增加；CO2在水中溶解后使水碳酸化，黏度增加，流度下降，綜合作用的結(jié)果是改善了流度比，使水的驅(qū)油能力提高。李孟濤、劉玉章等[6-9]研究發(fā)現(xiàn),混相中CO2和原油形成混相，通過降低CO2與原油之間的界面張力，降低流動(dòng)阻力，提高驅(qū)油效率。自20世紀(jì)80年代以來，美國實(shí)施的CO2驅(qū)項(xiàng)目不斷增加，已成為繼蒸氣驅(qū)之后的第二大提高采收率技術(shù)。加拿大注氣項(xiàng)目在全體EOR項(xiàng)目中占75.5%，在阿爾伯達(dá)進(jìn)行的混相驅(qū)，平均最終采收率達(dá)59%。我國CO2驅(qū)起步晚，且應(yīng)用規(guī)模不大[10]。

為了實(shí)現(xiàn)紅河油田的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，采用室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)手段，從CO2與儲(chǔ)層和地層原油的配伍性、注入能力等方面評(píng)價(jià)了紅河油田注CO2的可行性，并結(jié)合非線性滲流規(guī)律和微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究確定了紅河油田注CO2的技術(shù)下限。

1 紅河油田注CO 2配伍性分析

1.1 實(shí)驗(yàn)原料及器材

（1）地層水：自紅河油田 HH 36P11、HH 37P21井口取油水混樣，經(jīng)過加熱后油水分離，未加破乳劑，沉降分離，分離后的水樣用孔徑小于0.45μm的過濾膜過濾。

（2）原油：自紅河HH 36P11井口取出油水混樣，經(jīng)過加熱后油水分離，取上部較輕原油，分別裝入高壓容器待用。

（3）實(shí)驗(yàn)所用CO2為分析純，質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于99.9%。

（4）實(shí)驗(yàn)器材及裝置。實(shí)驗(yàn)器材包括：CO2氣瓶、中間容器、壓力傳感器、Quizix Q5000驅(qū)替泵（江蘇海安石油化工有限公司）、Magnet2000型低磁場(chǎng)核磁共振巖樣分析儀（中石油廊坊分院）、回壓閥、巖心夾持器和手動(dòng)泵（為巖芯提供圍壓）。實(shí)驗(yàn)中所用流體為模擬地層水、15 000 mg/L的MnCl2水溶液和現(xiàn)場(chǎng)原油，模擬地層水按地層水礦化度配制，原油為現(xiàn)場(chǎng)所取原油。實(shí)驗(yàn)裝置如圖1所示。

圖1 CO 2配伍性實(shí)驗(yàn)裝置Fig.1 CO2 compatibility experimental device

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟與流程

（1）在巖心夾持器上裝好巖心，測(cè)試管線的密封性，然后對(duì)巖心抽真空和飽和地層水，并進(jìn)行核磁測(cè)量；

（2）用Mn2+質(zhì)量濃度為15 000 mg/L的MnCl2溶液驅(qū)替模擬水，連續(xù)驅(qū)替直到將水信號(hào)量降到原始信號(hào)量的1%以下[11]；

（3）建立束縛水飽和度。用配好的油驅(qū)巖心中的水，直到不出水為止，記錄驅(qū)出水量，計(jì)算束縛水飽和度；

（4）注入CO2流體開展驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，記錄實(shí)驗(yàn)過程中入口壓力、環(huán)壓和驅(qū)出的油量；

（5）用模擬地層水連續(xù)驅(qū)替巖心，直到不再出油為止，測(cè)試巖心滲透率。

1.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

紅河油田不同滲透率級(jí)別的巖心基礎(chǔ)資料及與地層水的配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果列于表1。

表1 紅河油田注CO2與地層水配伍性結(jié)果Table 1 compatibility r esults of CO 2 injection and for mation water in Honghe oilfield

從表1可以看出，損害指數(shù)在8.51%～17.07%，其中平均損害指數(shù)為13.20%，平均損害強(qiáng)度為弱，并且對(duì)于不同滲透率級(jí)別的巖心來說損害程度相差不大，說明不同滲透率級(jí)別注CO2流體對(duì)地層的傷害都比較小，其中CO2作為溶劑能溶解地層中部分碳酸鹽膠結(jié)物，也會(huì)產(chǎn)生碳酸鈣沉淀堵塞孔道。結(jié)合注入過程中滲透率變化曲線，注CO2流體過程中滲透率變化線性關(guān)系比較好，滲透率下降比較均勻.綜合分析，注入CO2流體和紅河地層水配伍性較好。

以HH170-6為例,研究注CO2與原油配伍性，結(jié)果如表2所示。由表2可知，對(duì)于相同滲透率級(jí)別的巖心進(jìn)行注CO2與原油配伍性實(shí)驗(yàn)，可以發(fā)現(xiàn)紅河油田在注CO2后對(duì)地層的滲透率傷害較小，屬于中等偏弱。

表2 注CO2與原油配伍性結(jié)果Table 2 r esults of compatibility between CO 2 injection and cr ude oil

2 紅河油田CO 2注入能力評(píng)價(jià)

2.1 實(shí)驗(yàn)原理及實(shí)驗(yàn)步驟

對(duì)注入介質(zhì)在儲(chǔ)層中注入能力大小進(jìn)行衡量，現(xiàn)今的方法主要是通過實(shí)驗(yàn)壓差來對(duì)比注入能力大小，而且這種方法實(shí)驗(yàn)過程較短，氣體突破后很快就達(dá)到穩(wěn)定，對(duì)比性不強(qiáng)。本文通過注入指數(shù)這一參數(shù)把注入能力量化，從而對(duì)比更加明顯；然后在采出端利用回壓控制閥來延長氣體突破時(shí)間，使室內(nèi)實(shí)驗(yàn)更接近現(xiàn)場(chǎng)。借鑒水驅(qū)油藏評(píng)價(jià)注水能力時(shí)，應(yīng)用注入指數(shù)的概念來評(píng)價(jià)注氣能力，注入指數(shù)是指單位生產(chǎn)壓差下的日注氣量，反應(yīng)CO2注入能力的大小。

式中，Q 為注入流量，m3/d；pf為注入段壓力，MPa；pw為采出端壓力，MPa；K為注入指數(shù)，m3/(d·MPa)。

實(shí)驗(yàn)裝置流程與圖1相似，實(shí)驗(yàn)步驟如下：（1）測(cè)量巖心尺寸、干重及氣測(cè)滲透率等數(shù)據(jù)；（2）將巖心飽和地層水，測(cè)量巖心濕重，計(jì)算巖心孔隙度；

（3）準(zhǔn)備實(shí)驗(yàn)設(shè)備，調(diào)整好恒溫箱溫度；

（4）用原油驅(qū)替巖心，直到無水被驅(qū)出，計(jì)量巖心中的出水量；計(jì)算原始含油飽和度和束縛水飽和度；

（5）注入不同介質(zhì)進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，記錄不同時(shí)刻的壓力、出油量和出水量，直至出口端不再出油，實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

通過開展活性水、N2、CO2和注水等4種不同注入介質(zhì)注入能力對(duì)比實(shí)驗(yàn)，分析對(duì)比CO2的驅(qū)替效果，結(jié)果如圖2及表3、4所示。

圖2 注N 2驅(qū)和注CO2驅(qū)注入指數(shù)曲線Fig.2 Injection index laws of N 2 injection flooding and CO 2 injection flooding

從圖2中可以觀察到，注CO2驅(qū)是一個(gè)比較穩(wěn)定的過程，隨著注入PV數(shù)的增加，注入能力曲線是呈現(xiàn)先緩慢上升，2 PV時(shí)氣體突破注入指數(shù)下降，從6 PV后開始保持穩(wěn)定的趨勢(shì)；而注N2驅(qū)則是呈現(xiàn)波浪反復(fù)狀，在最初的0.6 PV時(shí)，注入指數(shù)速度增加，隨即氣體突破導(dǎo)致回壓閥憋壓，注入能力出現(xiàn)下降，當(dāng)采出端壓力高于回壓閥控制壓力后，即1.2 PV后，注入能力又出現(xiàn)新的增加，而后重復(fù)這種情況，而且注入指數(shù)整體呈逐漸減少的趨勢(shì)。

表3 紅河儲(chǔ)層巖樣注入壓力與注入指數(shù)測(cè)試結(jié)果Table 3 Test results of injection pr essur e and injection index of Honghe r eser voir r ock samples

從表3可以看出，紅河儲(chǔ)層注氣的平均注入指數(shù)要高于注水，注氣所需要的注入壓力相對(duì)注水也較低。相同滲透率下，注N2驅(qū)的注入指數(shù)約為注CO2驅(qū)的2.5倍，而注活性水的注入指數(shù)約為模擬地層水的2倍，平均注氣指數(shù)約為注水指數(shù)的8倍。

紅河儲(chǔ)層注氣突破時(shí)間對(duì)比如表4所示。由表4可以看出，隨著氣測(cè)滲透率的增加注氣突破的時(shí)間也越來越短，當(dāng)氣測(cè)滲透率超過0.5 mD以后，突破的時(shí)間急劇下降，說明氣體很容易沿著滲透率較高的通道突進(jìn)，降低波及范圍，會(huì)影響最終采出程度。分析認(rèn)為,當(dāng)氣測(cè)滲透率超過0.5 mD，大于2 μm的喉道開始明顯增多，注入CO2沿大的喉道突進(jìn)，加速了注氣突破的過程；同等滲透率條件下，注CO2驅(qū)相對(duì)注N2驅(qū)來說，突破的時(shí)間較長，更利于提高波及系數(shù)。

表4 不同滲透率級(jí)別注氣突破時(shí)間對(duì)比Table 4 Gas-injection breakthrough time of different per meability levels min

3 紅河油田注入CO 2下限確定

3.1 紅河油田注CO 2非線性滲流規(guī)律

紅河油田注CO2非線性滲流規(guī)律測(cè)試結(jié)果如圖3和表5所示。

圖3 啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系Fig.3 Relation between start-up pressure gradient and permeability

表5 紅河儲(chǔ)層巖樣啟動(dòng)壓力梯度測(cè)試結(jié)果Table 5 Start-up pressure gradient test results of Honghe reservoir rock samples

從表5可以看出，注CO2的最小啟動(dòng)壓力梯度和擬啟動(dòng)壓力梯度相比注水來說較小，與滲透率的相關(guān)性略差。滲透率越高，最小啟動(dòng)壓力梯度和擬啟動(dòng)壓力梯度越低；當(dāng)滲透率小于0.2 mD時(shí)，驅(qū)動(dòng)流體流動(dòng)所需克服的阻力突然增大，最小啟動(dòng)壓力梯度和擬啟動(dòng)壓力梯度也就越大。

最小啟動(dòng)壓力梯度、擬啟動(dòng)壓力梯度和滲透率的關(guān)系如下：

其中，δps為擬啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；δmin為最小啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；K為氣測(cè)滲透率，mD。紅河儲(chǔ)層實(shí)驗(yàn)巖心平均滲透率為0.48 mD，對(duì)應(yīng)的注氣最小啟動(dòng)壓力梯度為0.016 4 MPa/m，擬啟動(dòng)壓力梯度為0.084 5 MPa/m。

3.2 微觀孔隙結(jié)構(gòu)確定注入界限

致密儲(chǔ)層中流動(dòng)的重要空間是孔隙和喉道，而大量研究也表明，喉道大小以及分布是制約儲(chǔ)層滲流能力的重要因素，直接影響油藏開發(fā)效果。從巖心喉道半徑分布圖（見圖4）可以看出，當(dāng)氣測(cè)滲透率小于0.4 mD時(shí)，沒有大于1μm的喉道；而當(dāng)氣測(cè)滲透率大于0.4 mD時(shí)，開始出現(xiàn)大于1μm的喉道。

通過開展啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)測(cè)試（見圖5）可以看出，隨著滲透率的降低，啟動(dòng)壓力梯度上升，在同等氣測(cè)滲透率條件下，注氣啟動(dòng)壓力梯度遠(yuǎn)小于注水啟動(dòng)壓力梯度，也就是說注氣較注水更易克服啟動(dòng)壓力梯度。從圖5可以看出，當(dāng)氣測(cè)滲透率小于0.08 mD，注氣啟動(dòng)壓力梯度急劇增加，對(duì)應(yīng)的最小啟動(dòng)壓力梯度大于0.1 MPa/m，注氣難度也急劇增加。從而確定注氣的氣測(cè)滲透率下限為0.08 mD。

圖4 不同氣測(cè)滲透率巖心喉道半徑分布Fig.4 Distribution of cor e thr oat r adius of different gas permeability cores

4 結(jié) 論

（1）紅河油田儲(chǔ)層注CO2與儲(chǔ)層原油由于CO2萃取的作用導(dǎo)致重質(zhì)組分在注入的過程中對(duì)喉道產(chǎn)生輕微堵塞，因此滲透率下降幅度較小，整體注CO2的配伍性較好。

（2）紅河油田注CO2隨著注入倍數(shù)的增加，注入能力逐漸減弱，注CO2注入能力不斷增加，與注N2的突破時(shí)間上略有不同，但是整體上屬于周期性變化。

（3）綜合非線性滲流、恒速壓汞實(shí)驗(yàn)技術(shù)，對(duì)注CO2的滲透率下限進(jìn)行探索，發(fā)現(xiàn)當(dāng)氣測(cè)滲透率低于0.08 mD時(shí)，注CO2的壓力梯度呈明顯升高的趨勢(shì)，認(rèn)為0.08 mD是注CO2的技術(shù)下限。

圖5 注CO2和注水最小啟動(dòng)壓力梯度與擬啟動(dòng)壓力梯度曲線對(duì)比Fig.5 Comparison between the minimum start-up pressure gradient of CO 2 injection and water injection and the pseudo-start-up pressure gradient