超臨界CO2驅(qū)提高致密油藏采收率實驗研究

周 翔，周 丹，鄧家勝，鄧靖譯，Ray Rui，姜哲人

(1.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500； 2.油氣藏及地質(zhì)開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500； 3.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000； 4.Massachusetts Institute of Technology， Cambridge MA 02139， USA； 5.中國石油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

中國原油和成品油對外依存度均突破70%，能源安全成為影響經(jīng)濟高速發(fā)展的關(guān)鍵因素之一，致密油的高效開發(fā)是中國能源安全的重要保障。油田試驗及實驗室研究表明：CO2與致密油易形成混相，多數(shù)致密油藏滿足CO2超臨界的壓力和溫度條件[1-2]，能夠最大限度提高致密油采收率[3-5]，從而證實了CO2驅(qū)替是提高致密油采收率的重要開發(fā)方式[6-7]。前人對CO2提高致密油采收率的研究主要包括致密油與CO2系統(tǒng)屬性研究[8-10]、CO2驅(qū)替影響因素研究[11]、CO2驅(qū)替致密油開發(fā)機理研究[12]和CO2注入相態(tài)對提高采收率的影響[13-14]等，但是對超臨界CO2提高致密油采收率方面的研究較少。以瑪湖地區(qū)代表油樣及巖心為研究對象，開展超臨界CO2萃取、長巖心驅(qū)替等實驗研究，進一步探明超臨界CO2驅(qū)替致密油機理、生產(chǎn)特征、操作參數(shù)優(yōu)化等，為致密油藏注CO2高效開發(fā)提供理論基礎(chǔ)。研究區(qū)巖性以中礫和小礫為主，儲集空間以粒內(nèi)溶孔和剩余粒間孔為主。油層孔隙度為9.31%，滲透率為0.98 mD。油藏中等偏強水敏，注水開發(fā)效果欠佳。地層水為CaCl2型，礦化度為20 500 mg/L。井區(qū)投產(chǎn)以來，實施衰竭式開發(fā)，經(jīng)過3 a的開發(fā)，油藏壓力急劇下降，為了保持地層能量，亟需轉(zhuǎn)換開發(fā)方式進一步提高油藏采收率。

1 實驗材料及方法

1.1 實驗材料

目標區(qū)塊位于瑪湖地區(qū)，地層條件下原油黏度為0.481 mPa·s，密度為0.687 g/cm3，氣油比為146.35 m3/m3；實驗用水為地層水；復(fù)配地層溶解氣為成都科源氣體有限公司提供；CO2純度為99.9%，為四川廣漢勁力氣體有限公司提供；高溫高壓PVT分析儀為加拿大DBR公司提供；氣/液相色譜儀為美國Aglient公司提供；實驗巖心為油藏真實巖心；長巖心驅(qū)替裝置、最小混相壓力測試裝置為江蘇華安公司提供。

1.2 實驗方法

(1) 超臨界CO2萃取輕質(zhì)組分實驗。CO2對致密油中輕質(zhì)組分的萃取作用是注CO2提高致密油開發(fā)方式的重要機理之一[12]。在PVT腔中轉(zhuǎn)入一定體積配制好的地層原油樣品(地層條件為37 MPa、89 ℃)，注入一定量的CO2，均勻混合，靜置4 h后，緩慢放出氣體，直到容器內(nèi)壓力降至37 MPa；采集產(chǎn)出氣樣和凝析油樣品，利用氣相色譜儀與油相色譜儀分析氣相和油相組分。反復(fù)測試3次，完成CO2萃取輕質(zhì)組分實驗。

(2) 最小混相壓力實驗。將復(fù)配原油油樣飽和到細管模型中，注入量為1.5倍孔隙體積。以0.10 cm3/min的注氣速度，注CO2驅(qū)替1.2倍孔隙體積時停止實驗。逐步提高注入壓力，重復(fù)驅(qū)替實驗至單次實驗采收率達到95%左右。驅(qū)替過程中利用氣相色譜儀分析采出氣組分變化情況，并進行驅(qū)替產(chǎn)量分析。

(3) 超臨界CO2驅(qū)替實驗。按照布拉法則將巖心組合成長巖心模型(總長度為30 cm)，并測量長巖心模型孔隙度、滲透率。 在油藏條件下飽和巖心，測量原始含油飽和度及束縛水飽和度。在油藏壓力條件下，開展注氣速度優(yōu)選實驗以及轉(zhuǎn)注時機實驗(油藏壓力衰竭到不同壓力后，開展驅(qū)替實驗)，研究驅(qū)替實驗生產(chǎn)特征。

2 實驗結(jié)果分析

2.1 CO2萃取輕質(zhì)組分實驗

與常溫常壓下CO2相比，超臨界CO2能夠得到更高的萃取效率[5]。在研究中，開展了3次萃取實驗，注入CO2的物質(zhì)的量比例依次為10%、20%及35%。CO2溶入原油萃取后，從排出的氣體中分離出氣相與少量的油相，分別對氣、油相進行組分分析，如圖1、2 所示。

圖1 CO2萃取后氣相組分摩爾分數(shù)Fig.1 The molar fractions of gas phase components after CO2 extraction

從實驗結(jié)果可以看出，萃取后分離出來的氣相中，以C1為主，C2—C6含量較少。主要由于原始井流體中C1含量較高(39%)，其他氣相組分含量較低。隨著萃取次數(shù)的增加，從原油中萃取出來的輕質(zhì)組分含量逐漸降低，CO2含量逐漸升高。這是由于經(jīng)過前期萃取后，原油中剩余的能夠被萃取的輕質(zhì)組分含量降低，后續(xù)萃取過程中，萃取出來的氣相組分含量下降。對于液相組分而言，萃取分離出來的油相組分主要集中在C6—C17，C18及更高含碳量組分含量大幅降低，證明了CO2氣體對致密油的萃取作用主要集中在輕質(zhì)組分。隨著萃取次數(shù)的增加，萃取液中輕質(zhì)組分含量逐漸降低，C20+組分含量逐漸上升。

圖2 CO2萃取后液相組分摩爾分數(shù)Fig.2 The molar fractions of liquid phase components after CO2 extraction

2.2 最小混相壓力實驗

利用實驗測定法對復(fù)配原油注CO2最小混相壓力進行測試，注入量為1.2倍孔隙體積，實驗結(jié)果如圖3所示。由圖3可知，CO2的采收率與驅(qū)替壓力呈正相關(guān)關(guān)系。利用直線回歸法[15]，將采收率增加規(guī)律分為2個階段。階段一，注入的CO2與原油呈非混相狀態(tài)。注入壓力不高于32.10 MPa時，隨著壓力增長，CO2對原油中輕質(zhì)組分的萃取作用增強，驅(qū)替采收率迅速上升。階段二，注入的CO2與原油呈混相狀態(tài)。當(dāng)驅(qū)替壓力不低于35.00 MPa時，通過觀察窗觀察到原油與CO2混合流體呈現(xiàn)混相狀態(tài)特征。氣-液間界面張力消失，混合流體在油藏中滲流阻力達到最低，采收率進一步得到提高。由于原油中的輕質(zhì)組分逐步被CO2萃取，致使階段二趨勢線斜率減小。結(jié)合最小混相壓力(MMP)測定標準[16]，確定油藏條件下的地層原油與CO2的最小混相壓力為34.18 MPa。

圖3 致密油CO2最小混相壓力測試Fig.3 The test for minimum miscibility pressure of CO2 in tight oil reservoirs

2.3 超臨界CO2長巖心驅(qū)替實驗

該文通過對5組致密油超臨界CO2長巖心驅(qū)替實驗進行研究，綜合分析了不同注氣方式、操作參數(shù)對開發(fā)效果的影響(表1)。由表1可知：超臨界CO2驅(qū)替開發(fā)方式在致密油開發(fā)過程中能取得很好的開發(fā)效果，最高采收率達到74.03%；氣體突破點、生產(chǎn)壓差隨注氣速度的增加而增大；采收率與CO2轉(zhuǎn)注壓力正相關(guān)；實驗室注氣速度優(yōu)化為0.10 cm3/min。

表1 致密油超臨界CO2長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果統(tǒng)計Table 1 The statistics of experiment results of long core displacement with supercritical CO2 in tight oil reservoirs

2.3.1 長巖心驅(qū)替實驗生產(chǎn)特征

以實驗二為例，分析超臨界CO2長巖心驅(qū)替實驗生產(chǎn)特征。隨著CO2的持續(xù)注入，一部分注入的CO2氣體與原油接觸，通過傳質(zhì)作用溶入到原油中，使原油體積膨脹、黏度降低；未溶入原油中的CO2保持了地層壓力，增強了驅(qū)替能量，提高了致密油采收率[5]。CO2突破前， CO2氣體增加了巖心壓力，使生產(chǎn)壓差不斷上升(圖4)。在高驅(qū)替能量作用下，采收率迅速上升(圖5)。

當(dāng)注氣量達0.70倍孔隙體積時，CO2開始突破。巖心中形成氣竄通道，生產(chǎn)壓差迅速降至低于1.00 MPa，如圖4所示。產(chǎn)油速度迅速降低，突破前的原油產(chǎn)量占總產(chǎn)量的貢獻率達到70%以上。突破后采收率上升趨勢明顯下降，采收率隨著注氣量的增加而緩慢增加，如圖5所示。主要由于CO2突破前，提高采收率機理主要包括溶解氣驅(qū)、CO2萃取、體積膨脹等；CO2突破后，由于氣竄通道的形成，提高采收率機理以CO2萃取為主，因而產(chǎn)油速度迅速降低。

圖4 不同注氣速度條件下注超臨界CO2長巖心驅(qū)替生產(chǎn)壓差變化曲線Fig.4 The variation curve of production pressure difference of long core displacement with supercritical CO2 injection at different rates

圖5 不同注氣速度條件下注超臨界CO2長巖心驅(qū)替采收率曲線Fig.5 The recovery efficiency curve of long core displacement with supercritical CO2 injection at different rates

2.3.2 注氣速度優(yōu)選

為了研究不同注氣速度對提高目標油藏采收率的影響并優(yōu)化注氣速度，開展了不同注氣速度、油藏壓力條件下的超臨界CO2長巖心驅(qū)替實驗(實驗一、二、三)。

由圖4可知，隨著注入速度的增大，CO2突破點減小，驅(qū)替壓差增大，但變化趨勢基本相同：突破前變化大，突破后變化逐漸減小。最大生產(chǎn)壓差隨著注入速度的增加而增加，由2.33 MPa升至6.97 MPa。這是由于注入氣體的速度越高，相同時間內(nèi)油藏壓力越高，使得生產(chǎn)壓差越高。由圖5可知，隨CO2注入速度的增加，驅(qū)油效率由69.91%增至74.03%，而后降至64.58%，突破時的注入孔隙體積倍數(shù)由0.58升至0.85，這是由于低注氣速度條件下，波及效率隨驅(qū)替速度的增大而增加；高注氣速度條件下，巖心中難以形成穩(wěn)定的氣驅(qū)前緣，氣體在驅(qū)替過程中指進現(xiàn)象嚴重，易發(fā)生氣竄，導(dǎo)致采收率呈下降趨勢。

綜合對比不同注氣速度條件下的長巖心驅(qū)替生產(chǎn)特征可知：①當(dāng)注入速度為0.10 cm3/min時，得到了最好的開發(fā)效果。②當(dāng)注入速度小于0.10 cm3/min時，在注入孔隙體積倍數(shù)相同的情況下，注入速度越大，采收率越高。這是由于注入速度增大時，注入壓力逐漸增大，致密油中CO2溶解量增大，使得致密油體積膨脹、油黏度降低，進而采收率增加。③當(dāng)注入速度大于0.10 cm3/min時，CO2未突破前，致密油的采收率較大；CO2突破后，采收率逐漸低于注入速度為0.10 cm3/min時的采收率。這是由于隨著注氣體積的增加，原始裂縫中氣體竄流逐漸起主要作用，注入速度越大，竄流越嚴重，采收率隨之降低。因此，注入速度0.10 cm3/min為研究區(qū)塊長巖心實驗最優(yōu)化注入速度。

2.3.3 注氣時機優(yōu)選

目標區(qū)塊開發(fā)時間較短，目前仍利用地層天然能量采用衰竭方式開發(fā)。壓力衰竭較快，根據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)，單井年產(chǎn)量遞減率最高達到70%。為了穩(wěn)定產(chǎn)量，對目標油藏計劃實施超臨界CO2驅(qū)替開發(fā)。在衰竭開發(fā)方式的基礎(chǔ)上，優(yōu)化注CO2提高致密油采收率注氣時機。將巖心壓力從目前油藏壓力分別衰竭到25.00 MPa(實驗四)與31.00 MPa(實驗五)，而后以優(yōu)化的注氣速度(0.10 cm3/min)實施CO2驅(qū)替(圖6)。由圖6可以看出，在衰竭開采階段，隨著巖心壓力的降低，在溶解氣驅(qū)作用下，采收率隨巖心壓力下降而上升。當(dāng)壓力衰竭到31.00 MPa時，采收率達到5.22%；壓力衰竭到25.00 MPa時，采收率達到7.62%。

圖6 不同衰竭壓力條件下衰竭采收率變化曲線Fig.6 The variation curve of recovery efficiency under different depletion pressures

當(dāng)巖心壓力衰竭至設(shè)計壓力時，開展超臨界CO2驅(qū)替實驗研究(圖7、8)。由圖7、8可知，壓力衰竭至31.00、25.00 MPa后實施驅(qū)替，驅(qū)替采收率分別為48.80%、30.25%；累計采收率分別達到54.02%、37.87%。采收率主要貢獻為CO2驅(qū)替開發(fā)方式，衰竭開發(fā)得到的采收率貢獻率較小。與油藏壓力下CO2驅(qū)替開發(fā)效果相比，衰竭后實施CO2驅(qū)替的開發(fā)效果明顯降低。主要因為驅(qū)替壓力影響致密油采收率：①CO2萃取作用與注入壓力呈正比例關(guān)系[15]，隨注入壓力的提高，CO2萃取作用對采收率貢獻增大。②CO2在原油中的溶解度隨注入壓力的增大而增大，在高注入壓力下，溶入原油中的CO2量較大，使原油膨脹、降黏、溶解氣驅(qū)等提高采收率機理更為顯著。因此，CO2驅(qū)替最優(yōu)轉(zhuǎn)注時機為當(dāng)前油藏壓力。

圖7 衰竭開發(fā)后長巖心驅(qū)替采收率變化曲線Fig.7 The variation curve of recovery efficiency of long core displacement after natural depletion

對比不同注氣壓力條件下長巖心驅(qū)替生產(chǎn)特征(圖9)。由圖9可知，CO2突破點隨注入壓力的增加而提高，主要是由于隨著注入壓力的提高，巖心中流體的壓縮體積在一定程度上得到了提高，從而使能注入巖心的氣體體積增大。最大生產(chǎn)壓差隨注入壓力的降低而減小，最大生產(chǎn)壓差由4.44 MPa降至1.91 MPa。衰竭開發(fā)后實施驅(qū)替，巖心壓力降低，所需的CO2驅(qū)替能量降低，進而生產(chǎn)壓差減小。

圖8 衰竭開發(fā)后長巖心驅(qū)替采收率對比Fig.8 The comparison of recovery efficiency of long core displacement after natural depletion

圖9 衰竭開發(fā)后長巖心驅(qū)替生產(chǎn)特征對比Fig.9 The comparison of production characteristics of long core displacement after natural depletion

3 結(jié) 論

(1) 超臨界CO2氣體萃取致密油輕質(zhì)組分效率更高，隨著萃取次數(shù)的增加，原油中輕質(zhì)組分摩爾含量逐漸降低，致密油重質(zhì)組分含量隨之增加，萃取效率隨著萃取次數(shù)逐漸降低。

(2) 通過細管實驗，利用直線回歸法及最小混相壓力測定標準，確定研究區(qū)塊原油與CO2最小混相壓力為34.18 MPa，為現(xiàn)場注CO2提高致密油采收率的壓力設(shè)定提供理論依據(jù)。

(3) 根據(jù)長巖心驅(qū)替實驗采收率最優(yōu)原則，設(shè)計不同的注氣速度，優(yōu)化長巖心驅(qū)替實驗的注氣速度為0.10 cm3/min。

(4) 依據(jù)油田開發(fā)現(xiàn)狀，在現(xiàn)有衰竭開發(fā)的基礎(chǔ)上，利用長巖心實驗特征優(yōu)化CO2轉(zhuǎn)注時機為當(dāng)前油藏壓力，指導(dǎo)油田現(xiàn)場實施CO2驅(qū)替開發(fā)。