注CO2對延長化子坪原油物性的影響*

張忠林，王 偉，2，趙習(xí)森，2，王世玉，2，黃春霞，2，姚振杰，2

（1.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司，陜西西安710065；2.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710065）

0 前言

近年來隨著國內(nèi)外社會對溫室氣體減排的重視［1-2］，CO2捕集、利用與封存（CCUS）技術(shù)得到了快速發(fā)展［3-6］。鄂爾多斯盆地開展CO2驅(qū)油與封存具有封存場地穩(wěn)定、碳源成本低等優(yōu)勢［7-8］。延長石油地處鄂爾多斯盆地，已在靖邊喬家洼和吳起油溝建立了兩個CO2驅(qū)油與封存先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，取得了顯著的效果［9］。為了進(jìn)一步推廣應(yīng)用CCUS 技術(shù)，延長石油計(jì)劃在“十三五”期間將項(xiàng)目規(guī)模擴(kuò)大至10 萬噸/年。延長化子坪油區(qū)位于陜西省安塞縣化子坪鎮(zhèn)西側(cè)，與安塞油田相鄰。主力開發(fā)層位長6 儲層為低滲透油藏，構(gòu)造簡單，埋深1100數(shù)1400 m，上部發(fā)育70數(shù)90 m 厚的長4+5 泥巖蓋層。結(jié)合油藏現(xiàn)狀、封存安全和氣源成本等，初步被選定為擴(kuò)大試驗(yàn)區(qū)。

雖然前人在CO2對原油物性影響方面開展了大量工作［10-12］，但不同區(qū)塊由于流體類型的不同，注CO2后原油物性參數(shù)變化也有所不同。本文通過開展PVT、細(xì)管實(shí)驗(yàn)和相態(tài)模擬，研究注CO2對延長化子坪長6 儲層原油物性的影響規(guī)律，明確CO2驅(qū)在目標(biāo)油藏的適應(yīng)性和驅(qū)油機(jī)理，為化子坪油區(qū)開展CO2驅(qū)油與封存技術(shù)研究及礦場應(yīng)用奠定基礎(chǔ)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

油樣為化子坪油區(qū)井口取樣原油；氣樣則根據(jù)油區(qū)開發(fā)初期地層原油分析報(bào)告進(jìn)行氣體復(fù)配；CO2為工業(yè)純CO2氣體，CO2含量＞99%。

JEFRI 全觀測無汞高溫高壓PVT 儀，加拿大DBR 公司；HP7890A 氣相色譜儀，美國安捷倫科技有限公司；高溫高壓落球黏度計(jì)，西南石油大學(xué)；細(xì)管裝置（長15 m，內(nèi)徑3.8 mm）、真空泵、配樣器、高壓計(jì)量泵、活塞式高壓中間容器等。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 地層原油配制

將油樣打入配樣器中，加熱至地層溫度（43℃），然后將氣樣在地層原油飽和壓力（5.3 MPa）下打入配樣器，攪拌加壓至原始地層壓力（8.9 MPa），測定模擬油飽和壓力及溶解氣油比。不斷調(diào)整配樣器中油的溶解氣量，直到測定的飽和壓力、溶解氣油比與開發(fā)初期地層原油飽和壓力（5.3 MPa）、溶解氣油比（68 m3/m3）相同為止。

1.2.2 原油物性測試

參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5542—2009《油氣藏流體物性分析方法》測定原油的物性。

1.2.3 加氣膨脹實(shí)驗(yàn)

參考文獻(xiàn)［13］中加氣膨脹實(shí)驗(yàn)的步驟，將配制好的地層原油高于飽和壓力保持單相轉(zhuǎn)入PVT儀，恒溫8 h后升至地層壓力，然后注入一定量的CO2攪拌均勻后，降低或升高壓力測試CO2-地層原油體系的泡點(diǎn)壓力、體積膨脹系數(shù)等參數(shù)；最后將PVT 儀中的CO2-地層原油體系保持單相轉(zhuǎn)入高溫高壓落球黏度計(jì)，測試黏度，完成一組實(shí)驗(yàn)。之后清洗PVT儀，依次增加CO2加氣量，重復(fù)上述實(shí)驗(yàn)；直至CO2在原油中摩爾分?jǐn)?shù)超過60%停止實(shí)驗(yàn)。

1.2.4 最小混相壓力測試

按中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6573—2016《最低混相壓力實(shí)驗(yàn)測定方法—細(xì)管法》規(guī)定，測定CO2與化子坪原油的最小混相壓力。

2 結(jié)果及討論

2.1 原油相態(tài)特征分析

結(jié)合化子坪油區(qū)開發(fā)初期地層原油分析報(bào)告和配制好的地層原油色譜分析結(jié)果，地層原油組分構(gòu)成見表1?？梢园l(fā)現(xiàn)，化子坪原油中CO2+N2+C1摩爾含量為15.15%，中間組分C2數(shù)C6摩爾含量為30.53%，C7+摩爾含量為54.32%；其中C7+的密度為0.82 g/cm3，平均相對分子質(zhì)量為172.9790。地層原油單次閃蒸脫氣和等組分PV實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和模擬結(jié)果見表2，單次閃蒸脫氣實(shí)驗(yàn)顯示，油藏原油泡點(diǎn)壓力為5.3 MPa，低于地層壓力（8.9 MPa），為欠飽和油藏，且地飽壓差較??；原油氣油比為68 m3/m3，溶解氣量較小，屬低氣油比原油；地面脫氣原油密度為0.8628 g/cm3，為輕質(zhì)原油；等組成的PV實(shí)驗(yàn)也發(fā)現(xiàn)在地層壓力降低到泡點(diǎn)壓力之前地層原油彈性膨脹能力很弱，降低至飽和壓力時的體積膨脹系數(shù)僅為0.869 sm3/m3。流體擬合相圖（圖1）也顯示，泡點(diǎn)壓力Pb位于兩相共存最高壓力的左邊，屬典型欠飽和普通黑油油藏相圖。

通過化子坪油區(qū)原油相態(tài)特征可以看出，該地區(qū)油藏原油降壓至泡點(diǎn)壓力之前的液體彈性膨脹能量較弱；繼續(xù)將壓力降至低于泡點(diǎn)壓力之下，原油脫出氣量也較少，可見此油藏僅僅依靠彈性能量和溶解氣等天然能量開采的效果較差。建議采用注水/氣等開發(fā)方式，即可補(bǔ)充地層原油彈性膨脹能量，又可防止原油過早脫氣后在地層中兩相滲流的阻力過大。

表1 化子坪地層原油組分構(gòu)成

表2 化子坪地層原油單次脫氣實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果

圖1 化子坪油區(qū)地層原油擬合P-T相圖

2.2 注CO2對原油物性的影響

注入不同量CO2后，化子坪油區(qū)原油泡點(diǎn)壓力、飽和油膨脹系數(shù)及黏度、降壓脫氣后密度和氣油比等物性參數(shù)見表3。從表3可以看出，原油溶解CO2后的泡點(diǎn)壓力隨著CO2注入量的增加而不斷升高，溶解CO2量高于52.23 mol%（即壓力10.93 MPa）后泡點(diǎn)壓力上升速度增快。不同飽和壓力下CO2在化子坪油區(qū)原油中的溶解量如圖2所示。原油溶解CO2后的泡點(diǎn)壓力的變化也反映了CO2在原油中的溶解能力。隨著壓力的升高，CO2在原油中的溶解量先隨壓力的升高快速上升，之后趨于平緩。整體而言，CO2在化子坪原油的溶解能力較強(qiáng)，在地層原始地層壓力8.9 MPa下的溶解量為34.17 mol%。從表3還可以看出，CO2大量溶解于原油，不僅可使原油體積發(fā)生明顯膨脹，補(bǔ)充地層能量；而且還能有效降低原油黏度，使原油在多孔介質(zhì)中的滲流阻力減弱，提高微觀驅(qū)油效率。圖3為原油注CO2飽和后再降壓后的液量體積變化規(guī)律。從圖3及表3可以看出，注入的CO2量越大，降壓脫氣后剩余的原油液態(tài)體積越小，脫氣原油的密度也就越大。分析原因主要是：降壓后，溶解CO2降壓析出過程中因CO2的萃取作用將原油中的輕質(zhì)組分提抽出來，導(dǎo)致剩余原油量減少，且以重質(zhì)組分為主，所以密度也有所上升。壓力越高，溶解CO2量越大，降壓析出過程中CO2對原油的提抽作用越強(qiáng)。以CO2注入30 mol%為例，泡點(diǎn)壓力接近地層壓力，壓力降至常壓后的液相體積縮小比例超過了80%，密度相比未注氣上升了0.94%，說明CO2降壓提抽作用對化子坪儲層CO2驅(qū)油具有顯著效果。同時，CO2注入量越大，壓力下降后氣油比越高，在注入量為30 mol%時氣油比為163.64 m3/m3，相比原始?xì)庥捅葍H有68 m3/m3的未注CO2原油，能顯著發(fā)揮溶解氣驅(qū)的作用。

由此可見，CO2注入化子坪油區(qū)長6 儲層后，通過CO2的大量溶解可使原油體積膨脹、黏度降低，提升原油在低滲透儲層的滲流能力；同時，由于CO2對原油的萃取能力較強(qiáng)，可將原油提抽溶解于CO2而攜帶出儲層；另外，大量溶解CO2的原油，降壓后還可發(fā)揮溶解氣驅(qū)的作用。

表3 CO2注入量對原油物性的影響

圖2 不同飽和壓力下化子坪原油溶解的CO2量

圖3 注不同量CO2的原油降壓釋放過程的液體體積變化

2.3 注CO2對原油相態(tài)的影響

2.3.1 CO2-原油一次接觸最小混相壓力相態(tài)模擬

一次接觸混相是指注入氣體與地層原油任意比例混合都可立刻達(dá)到完全互溶混相的狀態(tài)，達(dá)到這一狀態(tài)的最小壓力稱之為一次接觸最小混相壓力。在P-X 相圖中，臨界點(diǎn)指的是氣液共存的極限條件，這個點(diǎn)對應(yīng)的左側(cè)包絡(luò)線即體系的飽和壓力線（泡點(diǎn)線），當(dāng)壓力高于臨界點(diǎn)壓力時，可認(rèn)為體系處于單相狀態(tài)，即互溶混相狀態(tài)，所以該臨界點(diǎn)壓力對應(yīng)的就是一次接觸最小混相壓力。圖4是基于注CO2對原油物性影響實(shí)驗(yàn)，運(yùn)用相態(tài)模擬軟件Winprop繪制的地層原油注CO2的P-X相圖。從圖4可以看出，在地層溫度條件下CO2與化子坪地層原油一次接觸混相的壓力為33.31 MPa，其值遠(yuǎn)高于原始地層壓力（8.9 MPa），因此化子坪儲層CO2驅(qū)油難以實(shí)現(xiàn)一次接觸混相驅(qū)。

圖4 化子坪原油注CO2的P-X相圖

2.3.2 CO2-原油多次接觸最小混相壓力細(xì)管測試

化子坪原油與CO2細(xì)管實(shí)驗(yàn)測試的多次接觸最小混相壓力結(jié)果見圖5。細(xì)管實(shí)驗(yàn)是目前世界上公認(rèn)的多次接觸最小混相壓力測試方法，其是將油層進(jìn)行最大限度簡化后形成的一維模型，給原油和注入氣體提供一個在多孔介質(zhì)中連續(xù)接觸的環(huán)境，并能盡可能排除不利的流度比、黏性指進(jìn)、重力分離、巖性的非均質(zhì)等因素帶來的影響。從細(xì)管測試結(jié)果可以看出，CO2與化子坪原油的多次接觸最小混相壓力為14.27 MPa，也遠(yuǎn)高于化子坪油區(qū)的原始地層壓力，CO2驅(qū)油也難以實(shí)現(xiàn)多次接觸混相。

圖5 細(xì)管實(shí)驗(yàn)測試化子坪原油-CO2的最小混相壓力

可見，化子坪油藏開展CO2驅(qū)油為非混相驅(qū)，其儲層原油與CO2無法混成單相。而CO2非混相驅(qū)更易受流體黏性指進(jìn)和儲層非均質(zhì)的影響，導(dǎo)致氣體過早竄流［13-14］。因此化子坪油區(qū)實(shí)施CO2非混相驅(qū)，應(yīng)提前做好氣竄的防控措施，避免氣體過早竄流，才能充分發(fā)揮CO2非混相驅(qū)的溶解降黏和萃取提抽作用，取得較好驅(qū)替效果。

3 結(jié)論

化子坪長6儲層原油屬于欠飽和普通黑油油藏地層流體，在地層原始溫度、壓力條件下原油以單相形式存在，壓縮系數(shù)較小，氣油比低。對于此類原始地層能量較弱油藏建議盡早開展注水/氣等方式補(bǔ)充地層能量開采。

在原始地層壓力附近，化子坪原油溶解CO2量將超過30 mol%，飽和油體積膨脹高于15%，黏度下降近50%，說明CO2在化子坪原油中具有較強(qiáng)的溶解能力，且注CO2可增溶、膨脹、降黏來提高驅(qū)油效率。壓力越高，注入CO2原油降壓脫氣后的剩余液態(tài)體積越小，脫出的氣體體積越大。說明CO2對化子坪原油有較強(qiáng)的萃取提抽作用，且氣體析出后能顯著發(fā)揮溶解氣驅(qū)的作用。

CO2與化子坪原油的一次接觸最小混相壓力為33.31 MPa，CO2與化子坪原油的多次接觸最小混相壓力為14.27 MPa，混相壓力均大于原始地層壓力，說明化子坪長6 油藏CO2驅(qū)為非混相驅(qū)。對于CO2非混相油藏，建議在實(shí)施過程中加強(qiáng)防竄控制。