低滲透砂礫巖油藏二氧化碳驅(qū)提高采收率

李巖，張菂，樊曉伊，張金通，楊瑞莎，葉歡

（1.中國石化 河南油田分公司 勘探開發(fā)研究院，鄭州 450000；2.河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河南 南陽 473132；3.河南省地震局，鄭州 450000）

焉耆盆地坐落在南天山褶皺帶之上，位于準(zhǔn)噶爾、塔里木和吐哈三大盆地之間，自北向南分為和靜坳陷、焉耆隆起和博湖坳陷。本布圖油田焉2 區(qū)塊位于博湖坳陷蘇木構(gòu)造帶上，為背斜層狀邊水油藏，主要含油層段為下侏羅統(tǒng)三工河組，埋藏較深，頂界埋深為2 500～2 600 m。儲集層巖性以砂礫巖為主，平均孔隙度為12.2%，滲透率為9.80 mD，裂縫不發(fā)育，物性較差，發(fā)育典型的低孔低滲油藏[1-2]；儲集層以縮頸型喉道、窄片狀喉道和管束狀喉道為主，為細(xì)喉和微細(xì)喉型；儲集層敏感性強(qiáng)，具強(qiáng)水敏、強(qiáng)壓敏和中速敏。本布圖油田自2002 年開始注水開發(fā)，2011 年之后，由于儲集層傷害嚴(yán)重，注水井因注不進(jìn)而停注。目前地層吸水能力差，增注困難，地層能量無法及時(shí)補(bǔ)充，地層壓力保持水平低，油井供液能力差，單井產(chǎn)量低（0.80 t/d），采油速度低（0.13%），采收率低（7.49%），開發(fā)效果差，亟需可提高開發(fā)效果的有力措施。CO2驅(qū)具有良好的驅(qū)替效果，已成為提高采收率的重要手段[3-5]，在國內(nèi)各大油田相繼開展過礦場試驗(yàn)[6-10]，并得到推廣應(yīng)用，形成了CO2驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)機(jī)理、篩選評價(jià)、混相判識、開發(fā)效果評價(jià)等理論和技術(shù)，以及采集、集輸、注入、防腐、回收等配套工藝[11-12]，對低滲透油藏、特高含水油藏、稠油油藏等不同類型油藏[8，13]增油效果較好。

本布圖油田焉2 區(qū)塊為低孔低滲砂礫巖油藏，儲集層非均質(zhì)性強(qiáng)，現(xiàn)有的CO2驅(qū)技術(shù)無法直接應(yīng)用。本文通過室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)，對注入前后流體相態(tài)、最小混相壓力和驅(qū)油效果進(jìn)行分析，探索砂礫巖油藏CO2驅(qū)的可行性，旨在對該油田的后續(xù)開發(fā)有所裨益。

1 實(shí)驗(yàn)方法

實(shí)驗(yàn)用地層流體為地層復(fù)配原油和地層水，實(shí)驗(yàn)儀器為高溫高壓多功能地層流體分析儀、高溫高壓界面張力儀、最小混相壓力測定儀、高壓恒速恒壓泵、可旋轉(zhuǎn)巖心夾持器等。

實(shí)驗(yàn)所用巖心直徑為2.50 cm，研究中選取巖心樣品105 塊，其中實(shí)測滲透率94 塊，選擇代表性巖樣7 塊，總長30.40 cm，在模擬油層溫壓條件下，對不同注入方式的效果進(jìn)行評價(jià)。

2 巖心實(shí)驗(yàn)分析

2.1 地層原油相態(tài)特征

地層原油以本布圖油田焉2 區(qū)塊地面原油和井口分離氣進(jìn)行復(fù)配。通過單次閃蒸、恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)和多次脫氣實(shí)驗(yàn)分析測試[14-15]，油藏泡點(diǎn)壓力為26.24 MPa，溶解油氣比為186.27 m3/m3，地層原油密度為0.640 2 g/cm3，黏度為0.682 3 mPa·s，脫氣原油密度為0.806 1 g/cm3，原油體積系數(shù)為1.495 9?？傊?，焉2 區(qū)塊油藏原油屬于輕質(zhì)油，氣油比高，密度低，膨脹性較好，符合一般黑油特征，同時(shí)兼具揮發(fā)油的性質(zhì)。

2.2 注CO2后流體相態(tài)特征

注CO2后，地層流體性質(zhì)的變化情況是注氣方案設(shè)計(jì)的基本依據(jù)之一。在地層溫度95 ℃條件下，利用復(fù)配地層原油，采用5 組不同注氣物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)進(jìn)行膨脹實(shí)驗(yàn)及原油黏度測試實(shí)驗(yàn)，以此測定注入不同物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)CO2時(shí)，地層原油的物性變化情況[16]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，地層原油在注入CO2后，其泡點(diǎn)壓力、體積系數(shù)、氣油比和膨脹系數(shù)均升高，黏度及密度降低。當(dāng)注入CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為70%時(shí)，原油飽和CO2量達(dá)到最大值，泡點(diǎn)壓力為29.44 MPa，原油體積膨脹系數(shù)為1.366 6，原油黏度降為0.462 3 mPa·s，降黏率為32.25%，降黏相對幅度較大，溶解氣油比為429.26 m3/m3（表1）?？傊静紙D油田原油注入CO2后具有較強(qiáng)的膨脹能力，但由于原油本身很輕，絕對降黏幅度較低。但從原油密度變化看，注入CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)達(dá)到70%之前，原油密度是升高的；注入CO2物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)超過70%以后，CO2與原油混相，密度呈下降趨勢。表明研究區(qū)只有達(dá)到混相驅(qū)才能取得較好的效果[17]。

表1 油藏條件下CO2和原油的高壓物性參數(shù)Table 1.High-pressure physical property parameters of CO2 and crude oil under reservoir conditions

2.3 原油與CO2界面張力特征

采用軸稱滴形-輪廓法技術(shù)（ADSA-P）分析油藏溫度和不同壓力下地層原油與CO2相互作用規(guī)律，分別測定了油藏溫度下動態(tài)界面張力和平衡界面張力，通過高溫高壓可視化視窗觀察擴(kuò)散作用，并記錄不同壓力下CO2與原油接觸的特征。

對焉2區(qū)塊原油與CO2在油藏溫度95 ℃下的界面張力進(jìn)行測試，隨著壓力的升高，原油與CO2界面張力逐步降低，20 MPa時(shí)，CO2與原油界面張力達(dá)到2 mN/m，部分原油與CO2很容易達(dá)到多級接觸混相（圖1）。

觀察不同壓力下高溫高壓釜內(nèi)原油與CO2接觸時(shí)原油的體積和形態(tài)變化（圖2），壓力為10 MPa 時(shí)，無明顯的擴(kuò)散傳質(zhì)作用；壓力升高到14 MPa 時(shí)，出現(xiàn) 輕質(zhì)組分輕微的抽提溶解作用；隨著壓力的進(jìn)一步升高，這種相互作用逐漸增強(qiáng)，壓力達(dá)到20 MPa 時(shí)，相互傳質(zhì)作用變得非常強(qiáng)烈，可以看到原油輕質(zhì)組分被CO2劇烈地萃取抽提現(xiàn)象；達(dá)到25 MPa 時(shí)壓入油滴后可以瞬間形成一個(gè)液滴，并伴隨著劇烈的抽提，隨后油相會直接向下直接流入氣相。停止注入原油后，油相液滴迅速消失，無法形成抽提后的穩(wěn)定液滴。

綜上所述，隨著壓力升高，初始接觸階段傳質(zhì)擴(kuò)散作用逐漸增強(qiáng)，低壓下CO2萃取原油中的輕質(zhì)組分，輕質(zhì)組分從多孔介質(zhì)中被驅(qū)替出來，隨著壓力升高，CO2能夠萃取的組分分子量逐漸增大。在CO2驅(qū)油過程中，隨著注入壓力升高，更多的輕質(zhì)組分被CO2萃取抽提，即原油中更多組分與CO2實(shí)現(xiàn)混相，殘余的不能混相的重質(zhì)組分會相應(yīng)減少，與CO2實(shí)現(xiàn)混相的組分很容易從油藏孔隙中被驅(qū)替出來。焉2 區(qū)塊儲集層具有親水性，孔隙表面存在水膜，在注入過程中，CO2會飽和孔隙表面的水膜，與孔隙中剩余油接觸，可以驅(qū)替出孔隙中大部分剩余油，提高原油采收率。

2.4 最小混相壓力細(xì)管實(shí)驗(yàn)

細(xì)管實(shí)驗(yàn)是實(shí)驗(yàn)室測定最小混相壓力的一種常用的方法[15，18]。將生產(chǎn)井脫氣原油樣品與產(chǎn)出氣按照生產(chǎn)氣油比（泡點(diǎn)壓力19.70 MPa）進(jìn)行復(fù)配，得到模擬地層原油。在油藏溫度（95 ℃）下，分別在長細(xì)管儀中進(jìn)行不同壓力下的氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)。

含氣原油條件下，CO2驅(qū)油效率仍隨注入壓力的增大而增大。通過線性回歸，得到該油藏原油的最小混相壓力為25 MPa（圖3a），高于目前19 MPa 的地層壓力。驅(qū)油效率隨著CO2注入體積的增大而逐漸增高；相同驅(qū)油效率對應(yīng)的CO2注入體積隨注氣壓力的升高而增加（圖3b），這說明壓力越高，原油溶解CO2的能力越強(qiáng)。

3 長巖心CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

長巖心驅(qū)替物理模擬實(shí)驗(yàn)，是在油藏溫度和壓力下使用天然巖心進(jìn)行，地層流體由原油和地層水復(fù)配而成，與油藏流體一致。模擬油層最大限度與油藏保持幾何相似，實(shí)驗(yàn)注采參數(shù)與油藏條件保持力學(xué)相似，使得物理模擬過程與油藏符合相似準(zhǔn)則的要求[7]。

共選取巖心樣品105 塊，其中可用于實(shí)測滲透率94 塊，按巖性分為礫巖9 塊、砂礫巖34 塊、含礫砂巖31 塊和細(xì)砂巖20 塊。其中砂礫巖和含礫砂巖的物性較好，滲透率為1.00～10.00 mD 的樣品占樣品總數(shù)的29.78%；砂巖的滲透率分布比較均勻，主要為0.10～0.50 mD；礫巖物性較差。

以油藏地層參數(shù)設(shè)置實(shí)驗(yàn)條件，地層壓力分別設(shè)置為27 MPa、20 MPa 和15 MPa，共選用巖樣7 塊，總長約30.4 cm，兼顧不同滲透率級別，同時(shí)考慮了儲集層的非均質(zhì)性，巖樣的排列順序遵循調(diào)和平均原則，采用恒流速（0.05 mL/min）注入，進(jìn)行試驗(yàn)。

3.1 不同壓力長巖心驅(qū)油效果對比

長巖心CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)（圖4a）表明，驅(qū)油效率隨著壓力增加呈增大趨勢，其中15 MPa、20 MPa和27 MPa下的驅(qū)油效率分別為66.67%、76.90%和81.50%。但從驅(qū)油效率曲線中可以看出，不同壓力的驅(qū)油效率的曲線形態(tài)有差異，這種差異主要與CO2和原油的混相程度相關(guān)[17]，研究區(qū)最小混相壓力為25 MPa，隨著實(shí)驗(yàn)壓力升高，20 MPa 時(shí)接近混相，驅(qū)油效率較高，27 MPa時(shí)已達(dá)到混相條件，驅(qū)油效率最高。

15 MPa 壓力下，驅(qū)油效率曲線與CO2非混相驅(qū)的特征比較類似，注入初期CO2以溶解為主，但是由于未達(dá)到混相壓力，相比之下溶解量少，壓力梯度增加較快（圖4b），同時(shí)采出端也很快產(chǎn)液。由于15 MPa下仍然存在界面，所以注入過程壓力梯度增加比混相的情況下要快，當(dāng)?shù)?.6 PV 時(shí)，采出端開始明顯見到CO2，但CO2的含量還不太高，氣油比上升變快，壓力梯度保持穩(wěn)定；當(dāng)注入0.7 PV 后，此時(shí)開始大量產(chǎn)出氣體，且以CO2為主，氣油比迅速上升，注氣發(fā)生突破，壓力梯度開始迅速下降，驅(qū)油效率也開始大幅提高，隨后達(dá)到穩(wěn)定，突破后仍然有少部分原油能被攜帶出來，這也與混相的情況不太相同。

20 MPa 和27 MPa 時(shí)，在初期很長時(shí)間注入壓力增加較慢，CO2主要溶解在原油中并增加能量，驅(qū)油效率較15 MPa 時(shí)低。由于混相的緣故，啟動壓力梯度和最大壓力梯度都明顯低于15 MPa，當(dāng)驅(qū)替前緣到達(dá)產(chǎn)出端時(shí)，產(chǎn)出端的氣油比開始上升，此時(shí)主要以溶解在原油中的CO2為主，氣油比有一個(gè)平臺期，此階段產(chǎn)油量開始迅速上升，直至CO2氣體完全突破后，驅(qū)油效率變化不大（圖4a），達(dá)到穩(wěn)定。

3.2 不同注入方式的驅(qū)油效果對比

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，連續(xù)注CO2的驅(qū)油效果最好，總驅(qū)油效率為76.90%；其次是水氣交替和間歇注氣驅(qū)，驅(qū)油效率分別為73.10%和63.90%；天然氣驅(qū)的效果最差，驅(qū)油效率為47.80%（圖5）。相比之下，水氣交替和連續(xù)注氣的最終驅(qū)油效率相差不大[18-20]，但驅(qū)油效率曲線有明顯差異。在注入初期，由于連續(xù)注入CO2以增能和溶解為主，導(dǎo)致注入初期的采液能力較差，中—后期產(chǎn)液上升較快。但是水氣交替由于注入壓差較大，在注入初期產(chǎn)油速度和產(chǎn)油量都保持穩(wěn)定上升的趨勢，隨著交替周期數(shù)的增加，注入壓力不斷增加，至突破后產(chǎn)油能力迅速下降。而在壓力梯度方面，間歇注氣的壓力梯度最小，水氣交替驅(qū)的壓力梯度轉(zhuǎn)注氣驅(qū)后降低，轉(zhuǎn)注水驅(qū)后增加，連續(xù)注氣壓力梯度居中，而天然氣驅(qū)的壓力梯度在見效后減小。

對于常規(guī)低滲砂巖油藏，在相同的注入條件下，水氣交替驅(qū)的效果要優(yōu)于連續(xù)注氣驅(qū)[21]，主要原因在于水氣交替驅(qū)會延緩?fù)黄频臅r(shí)機(jī)，擴(kuò)大波及效率。但本布圖油田焉2 區(qū)塊低滲砂礫巖儲集層具強(qiáng)水敏，注水開發(fā)會嚴(yán)重傷害儲集層，導(dǎo)致注入壓力過高，甚至難以有效注入；水氣交替驅(qū)還可能進(jìn)一步導(dǎo)致注入能力降低，從而導(dǎo)致無法正常注入，驅(qū)油效率低于連續(xù)注氣。另一方面，研究區(qū)原油溶解CO2的能力較強(qiáng)，天然氣的溶解性不及CO2，而且也未能形成混相，一旦氣相突破，驅(qū)替過程就基本結(jié)束。因此，連續(xù)注CO2效果好于連續(xù)注天然氣。

3.3 注CO2驅(qū)對滲流能力的影響

CO2的水溶液會引起地層水pH值下降，導(dǎo)致白云石、方解石和鉀長石等礦物的快速溶解，溶液中的離子生成新的礦物，如鉀長石轉(zhuǎn)換為高嶺石，新生成礦物超過溶解度之后會形成沉淀，沉淀可能堵塞孔隙或喉道，導(dǎo)致滲透率下降[6]，在壓差作用下這種情況更為嚴(yán)重。如果注入水與地層水不配伍，一方面會導(dǎo)致非膨脹性黏土礦物與注入介質(zhì)混合后產(chǎn)生沉淀，以懸浮顆粒的形式存在，并在流動中堵塞孔喉，縮小孔隙通道有效橫截面，甚至?xí)耆滤篮淼溃涣硪环矫?，由于一些黏土礦物遇水后膨脹，減小滲流通道，從而損害地層滲透率。

為明確注入CO2對本布圖油田焉2 區(qū)塊滲流能力的影響及注CO2與地層水的配伍性，對地層水注CO2能力進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。挑選砂礫巖和含礫砂巖2 種不同巖性巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，研究發(fā)現(xiàn)，注地層水-CO2流量和壓差都呈良好的線性關(guān)系（圖6）。含礫細(xì)砂巖巖心注地層水后再注CO2，滲透率從0.44 mD 下降至0.32 mD，下降了27.3%；這說明地層水-CO2-巖石體系以沉淀作用或顆粒運(yùn)移為主，產(chǎn)生的碳酸水溶液和礦物發(fā)生反應(yīng)，生成沉淀或者小顆粒，堵塞了孔喉，導(dǎo)致滲透率下降。

砂礫巖注地層水后注入CO2，滲透率從0.23 mD增加至1.06 mD，與含礫砂巖的情況完全不一樣，表明CO2和水體系會與砂礫巖的黏土和礦物發(fā)生反應(yīng)，方解石和綠泥石會與碳酸水發(fā)生反應(yīng)，導(dǎo)致滲透率發(fā)生明顯的變化。砂礫巖的注入壓力梯度明顯小于含礫砂巖（圖7），這說明注入的CO2能快速溶解在水中，并與礦物發(fā)生化學(xué)反應(yīng)。

4 開發(fā)試驗(yàn)

綜合技術(shù)界限和經(jīng)濟(jì)界限，認(rèn)為研究區(qū)合理的井距應(yīng)為160～180 m，同時(shí)考慮研究區(qū)儲集層敏感性強(qiáng)，建議注CO2驅(qū)井距應(yīng)不超過320 m。目前，研究區(qū)平均井距為260 m，能夠滿足注CO2驅(qū)替的要求。根 據(jù)現(xiàn)有井網(wǎng)井距，模擬五點(diǎn)法井網(wǎng)、五點(diǎn)和七點(diǎn)結(jié)合井網(wǎng)、九點(diǎn)法井網(wǎng)等3 種井網(wǎng)15 a 的生產(chǎn)效果，認(rèn)為五點(diǎn)法井網(wǎng)效果最好，壓力保持水平高，有利于開展CO2驅(qū)。

研究區(qū)屬于典型的水敏性砂礫巖油藏，注水十分困難，甚至日注水量低于2 m3，水氣交替驅(qū)不適合，對連續(xù)注氣、超前注氣、間歇注氣和異步注氣模擬結(jié)果進(jìn)行對比，異步注氣注采效果最差，階段累計(jì)產(chǎn)油量、階段增油量和換油率均最低，連續(xù)注氣累計(jì)產(chǎn)油量和累計(jì)增油量均最高（表2），主要原因是地層能量保持程度高，CO2混相驅(qū)機(jī)理發(fā)揮充分，由于注入總量較大，使得換油率中等，結(jié)合研究區(qū)目前的條件，建議先連續(xù)注氣，根據(jù)礦場實(shí)際再做出調(diào)整。

表2 不同注氣方式預(yù)測結(jié)果Table 2.Forecast results of different gas injection methods

在早期開發(fā)中，研究區(qū)曾實(shí)施過2 口井的CO2試注試驗(yàn)，注入壓力最高42 MPa，注入量25～30 t/d，累計(jì)注入129.10 t，吸氣指數(shù)0.095 4～0.1040 t/（d·MPa·m），注氣具有一定的吸氣能力，但注入壓力相對較高。根據(jù)試注試驗(yàn)結(jié)果，通過優(yōu)化注氣參數(shù)，設(shè)計(jì)不同注氣速度的方案進(jìn)行模擬，注氣速度分別為15 t/d、20 t/d、25 t/d、30 t/d 和35 t/d，油井平均生產(chǎn)流壓為7 MPa。低注氣速度（15～25 t/d）時(shí)，各注氣井能夠滿足設(shè)定的注氣速度，隨著注氣速度的增大（30～35 t/d），部分注氣井注入能力不能達(dá)到設(shè)定的注氣速度。根據(jù)現(xiàn)有試注數(shù)據(jù)和注入井射孔厚度分析各井注入能力，最高注入壓力為55 MPa，當(dāng)前地層壓力為20 MPa，最大吸氣指數(shù)為0.080 0 t/（d·MPa·m），得出各井注入量在20～35 t/d。

研究區(qū)目前的地層壓力較低，因此前期需要采用高的注采比，快速的提升地層壓力，使得平均地層壓力恢復(fù)到原始油藏壓力水平，以達(dá)到CO2混相驅(qū)的效果，之后采用較低的注采比，以保持注采平衡，綜合考慮增油量，經(jīng)濟(jì)極限換油率和絕對收益增量，認(rèn)為注采比1.1～1.2，注氣量0.55～0.64 HCPV較為合適（表3）。

表3 不同注氣量模擬結(jié)果Table 3.Simulation results of different gas injection schemes

在上述研究基礎(chǔ)上，最終試驗(yàn)井組采用五點(diǎn)法井網(wǎng)，確定了5 注13 采的井網(wǎng)優(yōu)化方案，選用連續(xù)注CO2開發(fā)，單井注氣速度為20～35 t/d，生產(chǎn)流壓控制在6～8 MPa，注氣15 a。在注氣初期，進(jìn)行強(qiáng)化注氣，使注采比達(dá)到4.0；地層壓力提高至最小混相壓力附近后，進(jìn)行溫和注氣，使注采比保持在1.1～1.2，總注氣量達(dá)到44.000×104t，地層壓力保持在25 MPa，預(yù)計(jì)15 a累計(jì)產(chǎn)油20.220×104t，階段采出程度達(dá)到16.480%，比衰竭式開發(fā)累計(jì)增油15.630×104t，提高采收率幅度13.37%，CO2換油效率0.330 t/t，為下一步礦場試驗(yàn)提供了依據(jù)。

5 結(jié)論

（1）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明低滲透砂礫巖油藏注CO2后易膨脹、易降黏和易混相，在CO2驅(qū)油過程中，隨注入壓力升高，更多的輕質(zhì)組分被CO2萃取抽提，原油中更多組分與CO2實(shí)現(xiàn)混相，提高了原油的采收率。

（2）對水敏性強(qiáng)的低滲儲集層，連續(xù)注氣驅(qū)油效率高于氣水交替注入方式；砂礫巖巖心注地層水后注CO2，以溶蝕作用為主，增加了滲透率，且注CO2壓力梯度較含礫砂巖低。

（3）本布圖油田低滲透砂礫巖油藏具有注CO2驅(qū)提高采收率的潛力，可供同類型的油藏開發(fā)參考。