郭文轩，赵仁保,2，陈昌剑

(1.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2.中国石油大学(北京) 克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000)

引 言

河南油田春17井区沙湾组含油面积2.19 km2，地质储量224万t，油藏埋深为770～910 m，油藏温度为38.4～43.7 ℃，油藏温度下脱气原油的黏度为3 493.8～10 008.0 mPa·s，储层孔隙度28.0%～31.7%，渗透率为0.4～2.294 μm2，原始含油饱和度为 61.1%～75.0%，属于大孔隙度、高渗/特高渗类型的稠油油藏。该区块在开发初期进行了多井次注CO2吞吐开发试验，但由于对CO2作用机理及优化设计缺乏研究，导致开发效果不理想，亟需寻找提高稠油开发效果的技术手段。

国内外针对CO2提高低黏度原油采收率开展了大量的研究[1-4]，部分学者提出了将CO2吞吐应用到稠油的开采中[5-8]。CO2吞吐具有较高的采收率，主要归因于CO2能够溶解于原油，使原油体积膨胀，并大大降低了原油的黏度，提高了原油的流动能力[9]。针对CO2与原油的相互作用，室内开展的主要研究内容包括：CO2在原油中的溶胀性、CO2的降黏特性以及CO2在原油中的扩散系数[10-15]等，其中CO2的溶解性和降黏特性是评价CO2作用效果的关键指标。为了提高CO2在稠油中的溶解度以及稠油的流动性，陶磊等[16-17]人将CO2与降黏剂复合实验，实验结果表明，降黏剂能显著提高CO2在原油中的溶胀、吸附、扩散作用，改善了稠油的流动性。李兆敏等[18-23]人研究了CO2加降黏剂辅助蒸汽吞吐开发，室内及矿场试验效果均好于单独使用蒸汽开发。但对于稠油注CO2冷采，从物模实验角度探讨CO2-降黏剂复合吞吐的开发效果未见报道。

针对以上问题，本文开展了CO2在原油中的溶解和降黏实验，研究在不同温度、不同压力条件下CO2在稠油中的溶解性和降黏效果。通过CO2吞吐以及CO2-降黏剂复合吞吐物理模拟实验，进一步分析CO2-降黏剂复合吞吐开发的效果及作用机理。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

实验使用的油样取自河南油田春17井区沙湾组，30 ℃下脱水脱气原油黏度为38 037 mPa·s，密度为0.962 8 g/cm3，原油的组成分析见表1。实验中使用的N2和CO2气体纯度分别为99.9%和99%，降黏剂为油溶性降黏剂。

实验仪器包括：ISO-KD100恒速恒压泵，江苏珂地石油有限公司；Haake RS600高温高压流变仪，德国Thermo公司；压力传感器，捷迈传感与控制公司；恒温烘箱，江苏珂地石油有限公司；活塞中间容器(500 mL)等。

1.2 实验内容方法与步骤

1.2.1 CO2压力衰竭/恢复实验

采用压力衰竭/恢复法测定CO2在原油中的溶解度及原油的膨胀系数，实验装置如图1所示。

图1 CO2压力衰竭/恢复实验装置流程Fig.1 CO2 pressure depletion/recovery experimental process

实验步骤：①检查装置密封性；②取100 mL油样放入中间容器A中并排空；③将恒温箱调至指定温度进行预热，保证中间容器A和B中的CO2气体达到指定温度；④将容器B中的CO2通入容器A中，当容器A达到指定压力后开始压力衰竭实验；⑤容器A中的压力变化通过传感器实时监测，并将数据传输到电脑中。若5 h内CO2压力变化小于5 kPa，则认为CO2在原油中的溶解达到平衡；⑥打开中间容器A下方阀门，然后利用平流泵注水增压，直到中间容器A上方气体压力恢复至初始压力为止，并记录注入水的体积ΔV；⑦利用石油醚清洗容器和管线，进行下一组实验。

1.2.2 不同温度和压力下稠油黏度测定

利用高温高压流变仪，测定不同温度和压力条件下稠油溶解CO2达到饱和状态下的黏度。

实验步骤：①石油醚清洗流变仪及管线；②将适量油样转移到流变仪测量筒中；③利用恒速恒压泵将CO2顶替至流变仪密闭测量筒，达到指定压力后关闭阀门；④剪切速率设定为1/10 s-1，当测量筒温度达到指定温度后开始测试，测试时间为2 000 s。

1.2.3 CO2吞吐物理模拟实验

实验装置如图2所示，实验步骤为：①将搅拌好的油砂装入填砂管，分段装填压实并套上保温套，温度设定为45 ℃(模拟油藏温度)；②检查装置气密性；③以恒定流量通入N2，待填砂管两端压力稳定后根据达西公式计算填砂管渗透率；④注入降黏剂段塞；⑤打开恒速恒压泵，将中间容器中的CO2增压至指定压力，打开阀门，让CO2在压差作用下自行进入填砂管，将容器中CO2压力恢复到初始压力，并维持10 min，关闭阀门；⑥焖井；⑦调节回压阀至指定的压力，打开阀门进行降压开采并记录产油量和产气量，直到压力降为大气压为止；⑧重复步骤③—⑦，实现多轮次CO2吞吐、复合吞吐直到单轮次采收率小于1%为止。

2 结果与讨论

2.1 CO2在稠油中的溶解及膨胀性能评价

CO2在中间容器A中的压力衰竭和压力恢复过程如图3所示，图中3个状态分别表示CO2在原油中扩散的初始、平衡和压力恢复结束时刻，p和V分别表示容器上方CO2的压力和体积。在初始时刻，CO2的压力和体积分别为pi和Vi；在平衡时刻，CO2的压力和体积分别为pf和Vf；压力恢复后，CO2的压力和体积分别为pr和Vr。

在中间容器A中，CO2-原油系统与外界无物质交换，由质量守恒定律可知，气相中CO2质量减小量与稠油中溶解的CO2质量相等。通过真实气体的状态方程可以计算CO2从初始时刻(pi、Ti)至溶解平衡时刻(pf、Tf)的质量变化量ΔmCO2，即

(1)

10；

(2)

(3)

图3 CO2在中间容器A中的压力衰竭、恢复过程Fig.3 Pressure depletion/recovery process of CO2 in intermediate vessel A

式中：mi和mf分别为初始时刻和平衡时刻气相中CO2的质量，kg；Z为CO2气体偏差因子，根据Lee-Kesler的三参数公式计算[24]；R=8.3145 J/(mol·K)；M为CO2相对分子质量，M=44 g/mol；p为CO2气相压力，MPa；T为实验温度，K；αCO2为CO2在稠油中的溶解度，kg/m3；βo为原油膨胀系数，1；Vo,i为原油初始体积，Vo,i=100 mL；V0为中间容器容积，V0=500 mL。

CO2在原油中的溶解度随压力变化曲线如图4所示。结果表明：①恒温条件下，CO2在稠油中的溶解度随着初始压力增加而增大。当温度为40 ℃时，初始压力从2.010 MPa增至8.013 MPa，CO2的溶解度从11.748 kg/m3增至89.232 kg/m3。②初始压力一定时，CO2在原油中的溶解度随温度升高而降低。当初始压力为8.013 MPa、温度为40 ℃时，CO2溶解度达到最大值。当温度升高时，CO2分子热运动加快，更容易从油相中分离。此外，CO2溶解时受到溶剂分子的吸引，分子动能大大减小，且该过程为放热过程，根据化学平衡原理，温度升高会抑制CO2的溶解。因此，当初始压力一定时，CO2在原油中的溶解度与温度成反比。随着CO2在原油中的溶解，油气混合物的体积逐渐增大，两者的关系曲线如图5所示。由图可知，在同一温度下，CO2溶解度与原油的膨胀系数基本呈线性关系；当溶解度相同时，随着温度的升高，原油的膨胀系数略有减小。当温度为40 ℃、溶解度为89.232 kg/m3时，原油的膨胀系数达到最大值为1.092。

图4 CO2在春17油样中的溶解度随压力变化曲线Fig.4 Relations between the solubility of CO2 in Chun 17 oil sample and pressure at different temperatures

图5 CO2溶解度与原油膨胀系数关系曲线Fig.5 Relations between expansion coefficient of crude oil and CO2 solubility at different temperatures

2.2 CO2降黏效果评价

在温度30～80 ℃及初始压力2～8 MPa条件下，利用高温高压流变仪测定了含气原油黏度随时间的变化曲线。图6为60 ℃条件下含气原油黏度曲线，黏度值随时间出现跳动，这是由于春17原油中胶质和沥青质的含量较高，CO2溶解过程中产生沉淀[25]，导致流变仪的转子在转动过程中受力不均匀，测量值出现波动。为了消除该影响，利用指数函数对含气原油的黏度值进行拟合，根据拟合公式计算出含气原油在该条件下的平衡值，并将该值作为指定条件下含气原油的黏度。

图6 含气原油在60 ℃条件下的黏度曲线Fig.6 Viscosity varying curves of gas-bearing crude oil with time at 60℃

为定量描述CO2对稠油的降黏效果，计算出不同温度下CO2溶解前后原油黏度的变化率，原油降黏率随压力变化曲线如图7所示。当初始压力一定时，随着温度的升高，CO2降黏率逐渐减小，与CO2在稠油中的溶解度随温度变化趋势一致。恒温条件下，随着压力增加，原油降黏率逐渐增大。在高压区，原油降黏率随压力变化幅度较大。在30 ℃条件下，压力从2 MPa升高至4 MPa时，原油降黏率从41.4%升高至44.6%，增加了3.2%；压力从6 MPa升高至8 MPa时，原油降黏率从47.7%升高至54.7%，增加了7.0%。这是因为当压力逐渐达到CO2临界压力时，部分CO2与原油形成乳化状态，从而使原油的黏度大幅度降低，CO2降黏效率增大。因此，在开发稠油油藏时，除了升高温度降低稠油黏度外，在合适的压力条件下注入CO2也能有效地降低春17井区的稠油黏度。

图7 不同温度下含气原油降黏率随压力变化曲线Fig.7 Viscosity reduction rate varying of gas-bearing crude oil with original pressure at different temperatures

2.3 CO2吞吐开发效果评价

开展了两组CO2吞吐和CO2-降黏剂复合吞吐实验，每组实验填砂管的相关物性参数如表2所示。相对于第一组CO2吞吐实验，第二组复合吞吐实验在实验过程中添加了质量分数为8%的油溶性降黏剂，降黏剂的比例根据矿场试验确定。将CO2注入填砂管中，达到指定压力(p焖=6.0 MPa)后即关闭阀门进行焖井，焖井时间为20 h。实验中的焖井时间根据压力衰竭曲线确定，在压力衰竭曲线中，当衰竭时间达到20 h后，CO2压力变化较小，即表明CO2在原油中溶解达到饱和。此外，在稠油油藏中，长时间的焖井对CO2吞吐效果贡献较小[9]。因此，将焖井时间定为20 h。焖井结束后，填砂管注入端转为生产端，调节回压阀压力进行降压生产，直到填砂管内部压力降为零。生产过程中计量累产油和累产气，如表3所示。表3中产出气体量为25 ℃、0.101 MPa条件下的体积。实验进行了多轮次CO2吞吐，当单轮次吞吐的采出程度小于1%时，实验结束。

表2 填砂管相关物性参数Tab.2 Physical parameters of sand filling pipes

表3 二氧化碳吞吐、复合吞吐实验结果Tab.3 Experiment results of CO2 huff-puff /composite huff-puff

从表3中可以看到，CO2吞吐实验共进行了6个轮次，最终采收率为32.1%；CO2-降黏剂复合吞吐实验进行了5个轮次，最终采收率提高至35.19%。由此表明，对于该稠油油藏，注CO2具有较好的开采效果，并且添加了油溶性降黏剂后，采收率会有一定的提升。CO2吞吐和CO2-降黏剂复合吞吐第1轮次开发时，注入CO2体积分别为0.468 PV和0.524 PV，表明填砂管中油砂的孔隙空间较大。随着吞吐轮次的增加，孔隙中的原油逐渐被开采出来，在相同的注入压力条件下，注入CO2的体积也随之增加，最终产出的气体体积也逐渐增大，但各轮次的采油量却逐渐减少。在CO2吞吐开发过程中，采油量主要取决于前4个轮次，约占总采油量的88.7%；而添加了油溶性降黏剂后，采油速度随着开发轮次迅速递减，采油量主要取决于前3个轮次，约占总采油量88.8%。此外，在复合吞吐开发过程中，第1轮次采油量远高于注CO2吞吐开发，这是因为在CO2复合吞吐中，降黏剂段塞从注气井注入后主要与近井端的原油作用，使附近稠油的黏度下降、流动能力增加，因此，在降压开采过程中容易被CO2驱替至井口。随着开采的进行，剩余油则主要分布于远井端，注入的降黏剂无法有效地接触远端剩余油，从而导致吞吐开发后期CO2不能有效地将远井端原油驱替至井口，产油量迅速递减，最终开采轮次减少。整体上看，相对于CO2吞吐，复合吞吐开采轮次降低，但最终采收率有所提高，因此，CO2-降黏剂复合吞吐的最终开发效果要好。

3 结 论

(1)在实验条件下，CO2在春17脱气原油中的溶解度随温度升高而降低，随压力升高而增高，但增加幅度逐渐减小。原油的膨胀系数与CO2溶解度呈线性关系。在温度为40 ℃、压力为8.013 MPa条件下，CO2在原油中的溶解度达到最大值89.233 kg/m3，原油膨胀系数为1.092。

(2)恒压条件下，CO2降黏率随温度增加而逐渐减小；恒温条件下，CO2降黏率随着初始压力增加而升高。在8 MPa、40 ℃，CO2具有较好的降黏效果，降黏率高达54.7%。

(3)CO2吞吐实验表明，6个轮次CO2吞吐，前4个轮次采油量占总采油量88.7%，最终采收率为32.1%；而5个轮次CO2复合吞吐，前3个轮次采油量占总采油量88.8%，最终采收率提高至35.2%。整体上讲，相对于CO2吞吐，CO2-降黏剂复合吞吐开发效果更好。