非均質(zhì)裂縫性油藏CO2驅(qū)降低混相壓力實驗研究

鄭繼龍

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，天津 300452

CO2混相驅(qū)具有驅(qū)油效率高、成本低的優(yōu)勢，對于油田降本增效具有重要的貢獻，備受各大油田的重視。J 油田屬于非均質(zhì)裂縫性油藏，基于地層原油閃蒸實驗確定J 油田流體組分及氣油比等物性參數(shù)，溶解氣油比為63～113 m3/m3、儲層原油黏度為0.66～3.04 mPa·s、地層飽和壓差為2.87～7.60 MPa，由此可知，該油田具有原油黏度低、溶解氣油比高的特點。其泡點壓力為5.78 MPa，當(dāng)油田開采壓力高于原油的泡點壓力時，地層原油的膨脹能較小。原油壓力在泡點壓力基礎(chǔ)上降低0.1 MPa 時，體系的黏度上升了64.95%、密度增加了16.09%，因此可知，該油田原油在進行衰竭開采過程中，原油自身的膨脹能力降低速度快。因此，在該油田開展CO2混相驅(qū)存在混相難度大和氣竄嚴(yán)重的問題?；诖?，如何有效降低J油田CO2驅(qū)混相壓力和氣竄問題是該油田開展CO2混相驅(qū)的首要任務(wù)。目前研究最小混相壓力（MMP）的方法較多，其中細(xì)管實驗法測定的結(jié)果精確度和重復(fù)率較高，但是該方法測定工作量大、測定周期較長［1］。而高溫高壓（HTHP）界面張力儀測定最小混相壓力實驗具有方法簡單、準(zhǔn)確度高、測定周期短等特點［2］。

因此，本文首先用細(xì)管實驗法測定油田MMP［3］，再用高溫高壓界面張力儀測定MMP［4］，將2次測定的結(jié)果進行比對，確定高溫高壓界面張力儀實驗結(jié)果的可信度，最后基于高溫高壓界面張力儀篩選J油田CO2混相驅(qū)用降混劑。

1 實驗部分

1.1 主要試劑與儀器

模擬水，J 油田地層水（CaCl2型，總礦化度3 650 mg/L）；CO2，太原市金汪氣體銷售有限公司；降混劑JHJ-1、降混劑JHJ-2、降混劑JHJ-3、降混劑JHJ-4和降混劑JHJ-5，天津雄冠有限公司。

KB23型高精度恒溫箱，賓德亞太（香港）有限公司；?3.6 mm×2 000 mm 細(xì)管實驗儀，揚州華寶石油儀器有限公司；QX5210-HC-A-AH-S 型高壓恒壓恒速泵，美國錢德工程有限公司；高溫高壓轉(zhuǎn)配樣裝置，海安石油科研儀器有限公司；BP-100-SS 型回壓控制閥，美國CoreLab 公司；德國Ritter 氣體流量計，上海韓順電子有限公司；高溫高壓界面張力儀裝置，自制。

1.2 實驗操作步驟

1.2.1 細(xì)管實驗法測最小混相壓力

按照實驗流程圖（圖1）連接實驗裝置，細(xì)管實驗參數(shù)見表1。

表1 細(xì)管實驗?zāi)Ｐ蛥?shù)

圖1 細(xì)管實驗儀測最小混相壓力流程

首先，烘箱溫度調(diào)整到實驗溫度，繼續(xù)加熱2 h。

其次，將細(xì)管實驗?zāi)Ｐ统檎婵?4 h 后加飽和水，測模型孔隙度和滲透率。

再次，配制模擬油，以細(xì)管實驗?zāi)Ｐ蜏y定飽和油的含油飽和度，在油藏溫度條件下老化24 h。

最后，用CO2進行最小混相壓力實驗，實驗壓力分別設(shè)置30、20、13.78、9和6 MPa，以0.001 96 mL/min流速注入1.2 PV 的CO2進行實驗，再分別計算各壓力條件下的驅(qū)油效率［5］。

1.2.2 界面張力法測最小混相壓力

按照實驗流程圖（圖2）連接高溫高壓界面張力儀裝置，以此測定流程氣密性。

圖2 高溫高壓界面張力儀裝置流程

設(shè)置實驗溫度后，將CO2注入反應(yīng)釜至壓力達到測試壓力［6-7］。

將測試用的原油緩慢注入反應(yīng)釜，當(dāng)油滴即將脫落探針末端時拍攝油滴形態(tài)，并計算該壓力條件下的油氣界面張力［8-9］。

再按同樣的步驟測定其他壓力條件下的油氣界面張力。

2 結(jié)果與分析

2.1 細(xì)管實驗法測定最小混相壓力

用CO2進行最小混相壓力實驗，在不同壓力條件下注入1.2 PV 的CO2后，參照文獻［10-11］分別計算各壓力條件下的驅(qū)油效率，結(jié)果見圖3。

圖3 累積驅(qū)油效率隨注入壓力變化關(guān)系

由圖3 可知：兩條直線的交匯點壓力為11.08 MPa；當(dāng)注入壓力低于該值時，隨著壓力的不斷增加，累積驅(qū)油效率增長幅度很快；當(dāng)壓力高于該值時，隨壓力增加，累積驅(qū)油效率增加幅度變緩。因此，初步確定該油田的CO2驅(qū)最小混相壓力為11.08 MPa，而該油藏的壓力為9.89 MPa，低于最小混相壓力，在該油田注CO2無法達到混相時，需要降低該油田的最小混相壓力，才能達到CO2混相驅(qū)替的目的。

2.2 界面張力法測定最小混相壓力

利用高溫高壓界面張力儀測定J 油田原油壓力與CO2的界面張力，結(jié)果見圖4。

圖4 界面張力隨注入壓力變化曲線

由圖4 可知：界面張力與壓力呈線性關(guān)系，當(dāng)界面張力為0 時，計算得混相壓力為11.291 MPa，該壓力為界面張力儀測定得到的最小混相壓力。該壓力與細(xì)管實驗測定的最小混相壓力差0.211 MPa，誤差為1.90%?？梢?，利用該方法測定體系的最小混相壓力，具有一定的可信度。

2.3 降混劑篩選實驗

基于界面張力儀測定最小混相壓力實驗研究得到具體實驗方法，開展室內(nèi)降混劑篩選評價實驗。由于該油田的地層壓力低于最小混相壓力，因此需要篩選CO2混相驅(qū)的降混劑來降低該油田的混相壓力。參照文獻［12］，利用高溫高壓界面張力儀對JHJ-1、JHJ-2、JHJ-3、JHJ-4 和JHJ-5 這5種降混劑進行篩選評價，結(jié)果見圖5。

圖5 降混劑篩選實驗

由圖5 可知：這5 種降混劑中僅有JHJ-2 和JHJ-3 能夠?qū)O2混相壓力降至該油藏的壓力以下，其中JHJ-2 降混效果最佳。因此，選用JHJ-2為該油田用降混劑。

2.4 降混劑段塞大小優(yōu)選

基于巖心驅(qū)替實驗研究降混劑注入與不同段塞大小的關(guān)系，選用注入段塞分別為0.05、0.10、0.20和0.50 PV的JHJ-2，進行驅(qū)油實驗，結(jié)果見圖6。

圖6 累積驅(qū)油效率與段塞大小的變化關(guān)系

由圖6 可知：隨著注入段塞大小的不斷加大，累積驅(qū)油效率呈現(xiàn)先增大后降低的趨勢；當(dāng)注入段塞大小為0.10 PV 時，累積驅(qū)油效率為80.10%，達到最高，此時累積驅(qū)油效率比未注入JHJ-2 的驅(qū)油效率提高7.89%。因此，最終篩選出JHJ-2的最佳段塞大小為0.10 PV。

3 結(jié)論

1）J 油田地層壓力低于CO2驅(qū)最小混相壓力，因此驅(qū)替過程不能形成混相，為了能夠降低CO2驅(qū)替混相壓力，采用自制的高溫高壓界面張力儀測定CO2混相驅(qū)最小混相壓力，該裝置與細(xì)管實驗測試結(jié)果誤差僅為1.90%。

2）基于高溫高壓界面張力儀篩選出該油田CO2驅(qū)用最佳降混劑及其最佳段塞大小，結(jié)果表明JHJ-2為最佳降混劑，其最佳段塞大小為0.10 PV。