不同油藏壓力下CO2驅(qū)最小混相壓力實驗研究

鄒建棟，廖新維，張 可，吳佳琦，穆凌雨，袁 舟

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；3.提高石油采收率國家重點實驗室（中國石油勘探開發(fā)研究院），北京 100083）

CO2驅(qū)是一項久經(jīng)驗證的提高石油采收率技術(shù)。近年來，隨著全球氣候變暖，如何減少CO2等溫室氣體的排放并實現(xiàn)資源化利用備受關(guān)注［1-5］。CO2驅(qū)不僅可以提高石油采收率，還能封存注入油藏的CO2，從而實現(xiàn)溫室氣體減排并帶來可觀的環(huán)保效益［6-8］。在高溫高壓狀態(tài)下，CO2在油藏中通常處于超臨界狀態(tài)，既具有與氣體相當?shù)母邤U散系數(shù)和低黏度，又具有與液體相近的密度和良好的溶解能力，低黏度、高擴散性的特點利于溶解在其中的物質(zhì)擴散和向固體基質(zhì)的滲透。當CO2與原油發(fā)生作用后，可有效降低原油黏度，膨脹原油體積，改善流度比，從而與原油發(fā)生混相作用，提高石油采收率。研究表明，CO2驅(qū)可將采收率提高8%～15%，開采期延長約12～20 a［9-17］。落實油田CO2驅(qū)可行性研究的第一步是進行篩選，對CO2注入效果和性能進行合理評估。符合篩選條件的油田需要進一步開展細管實驗以評估CO2驅(qū)最小混相壓力（MMP）。

細管實驗是行業(yè)通用的獲得驅(qū)替流體和原油之間MMP的標準方法。除升泡法、界面張力消失法等實驗外，MMP 還可以通過經(jīng)驗公式法［18-22］、狀態(tài)方程法［23-24］、系線法［25-27］和混合單元網(wǎng)格法［28-32］等方法獲得。雖然相關(guān)文獻給出的MMP 預(yù)測值與實驗值之間具有較高的吻合度，但對其可靠性仍然存在疑慮［33］。原油和CO2間的混溶性主要受油藏溫度、壓力和原油性質(zhì)等因素影響［34-37］。若注入CO2中含有CH4或N2等雜質(zhì)氣體會增加MMP，而H2S，C2和C3等氣體增加會顯著降低MMP［38-41］。YELLIG 等研究發(fā)現(xiàn)，對于飽和油藏即使油藏溫度恒定，氣油比在不同區(qū)域的變化也會導致CO2驅(qū)MMP 變化［42］。盡管已經(jīng)認識到地層原油組分和注入流體對MMP具有較大影響，但原油中溶解氣是如何影響MMP的專門研究鮮有報道。油藏發(fā)生脫氣后，特定油樣MMP 的研究更是少之又少［43-44］。當油藏壓力低至原始飽和壓力后，溶解在原油中的溶解氣會部分脫出，此時根據(jù)原始地層流體測試獲得的MMP是不準確的。

為此，根據(jù)儲層物性和原油性質(zhì)等從中國西部某油田篩選出8 個典型區(qū)塊作為研究對象，編號依次為S1—S8，結(jié)合高壓物性分析、細管實驗、多相多組分數(shù)值模擬，研究不同油藏壓力下的MMP變化規(guī)律，以期為該油田CO2提高采收率機理和CO2混相驅(qū)應(yīng)用潛力提供理論依據(jù)，為持續(xù)推廣CO2混相驅(qū)技術(shù)，保持目標油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)及CO2混相驅(qū)技術(shù)整體布局提供技術(shù)支撐。

1 實驗器材與方法

1.1 實驗器材

實驗器材主要包括地層流體配樣儀、PVT 分析儀和HA-IV 型油氣藏動態(tài)監(jiān)測反演系統(tǒng)裝置。HA-IV 型油氣藏動態(tài)監(jiān)測反演系統(tǒng)裝置包括Teledyne ISCO100DX 型恒壓恒速泵、中間容器、細管模型、高溫高壓觀察窗、回壓調(diào)節(jié)器、油氣分離器、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、氣量計、高壓管線及閥門若干。

細管模型為內(nèi)部均勻充填一定粒徑范圍且經(jīng)壓實的石英砂的不銹鋼細管，長度均為20.0 m，滲透率為3 850～4 100 mD。實驗所用的CO2氣體由北京永圣氣體技術(shù)有限公司提供，純度為99.95%。細管實驗裝置流程如圖1所示。

圖1 細管實驗流程Fig.1 Flow chart of slim tube experiment

1.2 實驗方法

1.2.1 地層流體配制

原油樣品為井口取樣，按照各樣品產(chǎn)出氣組成配置標準氣與相應(yīng)原油進行復(fù)配獲得地層油樣品，經(jīng)檢驗樣品均合格，各樣品井流物組分全烴分析結(jié)果如圖2所示。

圖2 8個典型區(qū)塊各樣品井流物組分構(gòu)成Fig.2 Composition of well effluents of oil samples from eight typical blocks

全烴分析結(jié)果表明，各地層油樣品中CH4摩爾含量為31.12%～51.69%，平均為43.25%，高于其他油田；而中間組分平均摩爾含量僅為11.3%，在所調(diào)研的油田中處于較低水平（圖3）。

圖3 典型油田原油三元擬組分Fig.3 Ternary pseudo-component of oil samples from typical oilfields

1.2.2 高壓物性測試

采用法國ST 公司生產(chǎn)的無汞全透明活塞式高壓PVT 分析儀，對所配置的地層油樣品進行高壓物性實驗，該設(shè)備可實現(xiàn)在高溫高壓（200 ℃，150 MPa）下測試、可視、實時地記錄實驗過程并自動采集測試數(shù)據(jù)（表1）。

通過單次脫氣、恒質(zhì)膨脹、多次脫氣和黏度測試等實驗獲得各典型區(qū)塊油藏樣品在高溫高壓下的物性參數(shù)，并使用Eclipse 軟件校正擬組分臨界參數(shù)和狀態(tài)方程參數(shù)，為獲得連續(xù)性的狀態(tài)方程參數(shù)提供實驗依據(jù)。通過多次脫氣實驗獲得閃蒸油樣品，以代表不同壓力下脫出部分溶解氣的地層原油，即具有不同飽和壓力的地層原油。

表1 8個典型區(qū)塊油藏基本物性參數(shù)及MMP測試結(jié)果Table1 Basic physical parameters and MMP test results from eight typical reservoirs

1.3 不同油藏壓力下CO2驅(qū)最小混相壓力實驗

在一定溫度條件下，給定地層原油和CO2間形成混相所需的最低壓力即為CO2驅(qū)MMP。CO2驅(qū)細管實驗均在各樣品地層溫度下開展，每個地層油樣品共設(shè)置6 組不同驅(qū)替壓力，當注入CO2量達到1.2 PV 時，停止實驗，并繪制驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率的關(guān)系曲線（圖4），根據(jù)曲線的拐點來確定MMP。細管實驗測得的各典型區(qū)塊原始地層油CO2驅(qū)MMP 如表1所示。

圖4 各地層油樣品CO2驅(qū)的驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.4 Relationship between displacement pressure and displacement efficiency of oil samples from various formations during CO2flooding

1.4 不同油藏壓力下CO2驅(qū)最小混相壓力評價實驗

通過高壓物性分析開展的多次脫氣實驗，可以獲得不同油藏壓力（各級脫氣壓力）下的地層原油樣品和脫出氣體。由于在多次脫氣實驗過程中，有一定量的溶解氣從原始地層油中脫出，導致剩余地層原油的組分構(gòu)成比例發(fā)生變化，這一過程與開發(fā)過程中油藏壓力的下降導致溶解氣析出并使油相（氣油比小于原始氣油比）的組分構(gòu)成比例發(fā)生變化一致。將不同脫氣壓力下剩余地層油用來模擬不同油藏壓力下的地層油樣品。

考慮到細管實驗的耗時性，僅對S7樣品開展不同油藏壓力下油藏流體組分發(fā)生變化后的CO2驅(qū)細管實驗，用以驗證數(shù)值模擬研究的可靠性。S7 樣品實驗溫度為90 ℃，原始飽和壓力為23.63 MPa，通過多次脫氣實驗，獲得20，15 和10 MPa 下油相流體樣品，分別用于細管實驗，測試相應(yīng)的MMP（圖5）。當油藏壓力依次降低至20，15 和10 MPa 時，油藏壓力下降造成的溶解氣脫出使相同驅(qū)替壓力下脫氣油的采出程度高于原始地層油。相應(yīng)的MMP 從33.10 MPa下降至31.86 MPa。

圖5 S7和脫氣S7樣品的驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率關(guān)系曲線Fig.5 Relationship between displacement pressure and displacement efficiency of S7 and degassed S7 samples

2 數(shù)值模擬研究及討論

2.1 數(shù)值模擬模型的建立

數(shù)值模擬方法是混相驅(qū)效果評價和混相驅(qū)設(shè)計的重要方法。在高壓物性實驗的基礎(chǔ)上，建立考慮多組分的一維數(shù)值模擬模型對細管實驗進行仿真。將細管模型理想化為一維網(wǎng)格且僅沿水平方向等分，截面為0.386 cm×0.386 cm 的正方形，其他模型參數(shù)與實際細管模型相同。在第1個網(wǎng)格內(nèi)設(shè)置1 個注入量恒定的注入井，在最后1 個網(wǎng)格內(nèi)設(shè)置1個壓力恒定的生產(chǎn)井。在儲層條件下進行細管實驗的數(shù)值模擬研究。

2.2 不同油藏壓力下最小混相壓力變化規(guī)律

各樣品的數(shù)值模擬值與細管實驗值相對誤差為0.29%～1.92%，擬合效果較好（圖6）。將原始地層油樣品的數(shù)值模擬模型對細管實驗值歷史擬合達到要求后，再開展不同油藏壓力下的MMP數(shù)值模擬研究。結(jié)果表明，S7 樣品在不同油藏壓力下的數(shù)值模擬MMP 與實驗測得的MMP 平均相對誤差僅為0.43%，數(shù)值模擬預(yù)測效果與實驗研究一致。

圖6 不同飽和壓力下各地層油樣品的MMP變化規(guī)律Fig.6 MMP variation of oil samples from various formations at different saturation pressures

數(shù)值模擬結(jié)果表明，當油藏壓力低于原始飽和壓力后，在飽和壓力隨著油藏壓力下降而不斷減小的過程中，MMP 主要呈緩慢降低的趨勢，整體下降幅度較??；僅S1 樣品MMP 先上升后下降。研究區(qū)地層油組分中溶解氣主要以C1為主，當油藏壓力低于原始飽和壓力后，溶解氣脫出是MMP降低的原因之一。

2.3 不同油藏壓力下地層油組分變化規(guī)律

不同油藏壓力下地層油擬組分變化規(guī)律如圖7所示，當油藏壓力從原始飽和壓力（pb）依次降至一級飽和壓力（p1）、二級飽和壓力（p2）和三級飽和壓力（p3）時，各樣品均呈輕組分摩爾含量減少、重組分摩爾含量增加的變化趨勢。

各擬組分變化規(guī)律表明，C1N2呈大幅遞減趨勢；和呈遞增趨勢；而C2和C3+變化較小?；煜囹?qū)研究表明CH4含量的減少將會使MMP 降低，而重組分，如摩爾含量的增加，使MMP 增加，若CH4摩爾含量降低的影響大于重組分摩爾含量增加的影響，最終使研究區(qū)不同油藏壓力下的地層油樣品CO2驅(qū)MMP 主要呈小幅度下降的趨勢，有待開展進一步的針對性研究。

2.4 不同油藏壓力下脫出氣組分變化規(guī)律

分析脫出氣組分色譜（圖8）表明，當油藏壓力從pb依次降至p1，p2，p3和四級飽和壓力（p4）時，脫出氣組分以CH4為主，中間組分摩爾含量低于其在產(chǎn)出氣中的占比。只有當油藏壓力降至0.1 MPa 時，中間組分烴類才會大量脫出，并遠高于其在產(chǎn)出氣中的占比。

圖7 不同油藏壓力下地層油擬組分變化規(guī)律Fig.7 Pseudo-composition variation of formation oil at different reservoir pressures

圖8 不同油藏壓力下脫出氣組分變化規(guī)律Fig.8 Degassing composition variation at different reservoir pressures

2.5 CO2-原油混相帶特征

CO2驅(qū)細管實驗數(shù)值模擬不僅可以通過采出程度與壓力的關(guān)系曲線確定MMP，還可以通過Floviz模塊可視化界面觀察CO2驅(qū)細管模擬過程中界面張力的變化，并可以進一步分析CO2驅(qū)混相帶的發(fā)展和演變特征。在數(shù)值模擬中，可以根據(jù)油氣的摩爾密度、摩爾分數(shù)和等滲體積計算界面張力［45］。

當模擬壓力大于地層油MMP 時，CO2與原油形成多次接觸混相，被混相帶驅(qū)掃過的區(qū)域剩余油飽和度極低（圖9）。

圖9 不同注入量下含油飽和度分布Fig.9 Oil saturation distribution with different injection pore volumes of CO2

結(jié)合圖9 和圖10 分析，可以觀察到油氣混合帶，混合帶前緣前端界面張力沒有降低至10-3mN/m，表明CO2與原油未形成一次接觸混相。界面張力沿前緣前端向注入端逐漸減小，CO2與原油混合并抽提其中的輕組分后進入油氣混合帶的后緣，繼續(xù)與新鮮的CO2進行傳質(zhì)；界面張力逐漸降低，當前緣前端到達第46 個網(wǎng)格時界面張力降低至小于10-3mN/m 并趨近于0，最終形成具有一定寬度的混相帶。混相帶隨著驅(qū)替的進行而緩慢向產(chǎn)出端推進，混相帶寬度逐漸增大，并在細管模型出口端消失。

圖10 不同注入量下界面張力分布Fig.10 Interfacial tension distribution with different injection pore volumes of CO2

3 結(jié)論

不同油藏壓力下MMP 實驗測試和數(shù)值模擬研究表明，當油藏壓力低于原始飽和壓力后，相應(yīng)油樣的CO2驅(qū)MMP 呈小幅度遞減的趨勢。MMP 的數(shù)值模擬計算值與實驗值平均相對誤差僅為0.43%，數(shù)值模擬模型的精度高。

隨著油藏壓力降低和溶解氣脫出，各樣品擬組分中，CH4摩爾含量降低幅度較大，C2和C3+的摩爾含量變化較小，C7+組分摩爾含量呈較大幅度的增加，組分摩爾含量增加幅度較為平緩；脫出氣組分中，以CH4為主，只有當壓力充分降低并趨于大氣壓時，C2和C3+擬組分的摩爾含量才會大幅增加。

CO2與原油發(fā)生混相后，混相帶出現(xiàn)在注入CO2波及前緣稍靠后的位置，混相帶界面張力小于10-3mN/m 并迅速趨于0；混相帶隨著驅(qū)替過程的進行而向產(chǎn)出端移動，其寬度逐漸增大，并在模型出口端消失。