国殿斌，徐怀民

(1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249；2.中国石化 中原油田分公司 勘探开发科学研究院，河南 濮阳 457001)

深层高压低渗油藏CO2驱室内实验研究
——以中原油田胡96块为例

国殿斌1,2，徐怀民1

(1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249；2.中国石化 中原油田分公司 勘探开发科学研究院，河南 濮阳 457001)

深层高压低渗油藏衰竭开发后存在气液两相流，开展CO2混相驱渗流特征复杂，需要进行深入研究。模拟深层高压低渗油藏环境，应用细管、长岩心实验开展了CO2驱室内实验研究。研究表明，该类油藏衰竭开发后，地层呈现双相流，CO2驱最小混相压力呈下降趋势， CO2驱油效果大幅下降，但注气恢复压力后开发可达到在原始地层条件下连续注CO2的驱油效果。研究成果有效指导了现场应用，中原胡96块深层高压低渗油藏CO2驱先导试验取得良好效果，为有效动用深层高压低渗油藏提供了技术支持。

深层高压低渗油藏；CO2混相驱；最小混相压力；中原油田

深层高压低渗油藏具有油藏埋藏深、储层物性差、压力高的特点，依靠天然能量开发采收率低[1]。CO2注入能力强，渗流阻力低，可有效补充地层能量，成为开发此类油藏的有效手段。近年来，国外各类油藏通过CO2驱取得良好效果[2-4]，低渗、特低渗油藏CO2驱项目持续增加，目前已开展的CO2项目深度最深达到3 700 m左右，驱替机理及配套技术研究也取得较大进展[5-10]。但针对油藏埋藏深，带有异常高压特征的低渗油藏室内实验研究尚未见到报道。

如何高效地利用CO2驱将此类油藏动用起来，成为亟待解决的问题。本文通过室内细管、长岩心CO2驱动态物理模拟实验，对深层高压低渗油藏CO2驱混相机理及合理压力保持水平等进行了研究，揭示高压低饱和油藏CO2驱油机理，探索该类油藏注CO2驱的相关开发规律。

1 油藏概况

中原胡状集油田胡96块为深层高压低渗高挥发油藏，油藏埋深3 800～4 400 m，地层压力75 MPa，压力系数1.7，地层温度148 ℃，孔隙度15.3%，渗透率4.85×10-3μm2，原油饱和压力37.68 MPa，地面原油密度0.804 6 g/cm3，溶解气油比413.28 m3/m3，地层水总矿化度34.32×104mg/L。油田开发注水注不进，油藏能量低，油井初期产量高但递减快，目前均处于间开收油状态。

2 CO2驱替实验

实验包括细管驱替实验和长岩心驱替实验，其中前者用于最小混相压力研究，后者用于不同开发方式模拟。

2.1最小混相压力实验

采用长细管混相仪，主要由内径为0.47 cm、长12.5 m、装有140～230目有孔玻璃砂组成，孔隙体积112 cm3、渗透率约为5×10-3μm2、孔隙度为35%。实验步骤包括：①配制油样；②长细管饱和原油；③恒压注CO2驱替；④逐步提高压力，重复驱替过程，直到采收率和驱替压力曲线上出现拐点。保证最小混相压力测量的准确性，应当选取最少4个驱替压力样本。其中要求有2个压力点采出程度大于90%，2个压力点采出程度小于90%；驱替过程尽可能保持恒速驱替；不同压力下的注入体积由校正后的泵直接计量，当注入体积为1.2 PV时，结束驱替过程。

2.2长岩心驱替实验

实验装置由注入系统、岩心夹持器系统和采出系统组成，3个系统为独立的板块结构。岩心夹持器长2 m，系统最大工作压力为80 MPa，最高工作温度为180 ℃，控温精度为±0.5 ℃。所用岩心为取自胡96块的40块直径为25.0 mm、长度为29～60 mm的岩心依照布拉法则进行排序拼接，总长度为1 859.9 mm，渗透率为16.4×10-3μm2。实验步骤包括：①油、气、水及岩心样品准备；②模型孔隙体积测定；③造束缚水；④原油样品饱和及老化；⑤溶剂驱替原油；⑥模型清洗。实验环境严格按照胡96块油藏环境设置，为确保所有实验的顺利进行，对所涉及的仪器设备用石油醚和无水乙醇进行了清洗。

2.3地层流体的配制

地层流体采用胡96块井口取油与天然气复配而成，饱和压力为37.94 MPa，在地层温度148 ℃和地层压力59.07 MPa条件下，地层原油单次脱气气油比为405.89 m3/m3，地层原油体积系数为2.229 1 m3/m3，溶解系数为10.606 m3/m3/MPa。实验用水为地层水，矿化度为340 200 mg/L，水型为CaCl2型，注入CO2纯度为99.99%。

3 CO2驱替实验结果及分析

3.1最小混相压力变化

最小混相压力是影响CO2驱提高采收幅度的关键性因素之一。目前国内外最小混相压力计算和测量都是基于油藏原始油。胡96块在衰竭开发后，大量溶解气产出，原油组分性质发生较大变化，中间烃含量上升。本文应用长细管室内实验，研究不同衰竭压力下最小混相压力变化特征。

测量了5组原始油在不同驱替压力下的原油采收率。实验表明，随驱替压力的升高，CO2驱采出程度随之提高。绘制压力与采收率关系曲线(图1)，采出程度曲线上存在明显的转折点，此转折点代表驱替机理发生质变。压力大于转折点时，为混相驱。胡96块原始油CO2驱最小混相压力约为38.03 MPa，驱替压力在最小混相压力时，注入1.2 PV CO2采出程度为90.17%。

高饱和油藏衰竭开发后，溶解气大量产出，剩余原油组分性质发生变化，势必将影响CO2与原油的混相特征。实验模拟压力衰竭至不同阶段，取得饱和压力分别为37.94,28.43,20.16,15.01,10.05,5.13 MPa的原油，分别测量其最小混相压力。结果如图2所示，衰竭开发的油藏，注CO2最小混相压力随地层压力的降低而降低，最小混相压力与原油饱和压力之差越来越大。

3.2衰竭开采模拟

应用长岩心模拟深层高压低渗油藏天然能量开发，随岩心压力下降，气油比呈现先下降后上升趋势(图3)，压力由42.3 MPa衰竭至26.0 MPa时，气油比逐渐降低，游离气没有形成流动状态，此时原油采收率为24.3%；压力由26 MPa下降至13.9 MPa时，一方面溶解气溢出造成地层流体膨胀，驱动地层原油流动，另一方面游离气也参与流动，并且天然气的流动系数大于地层原油，造成气油比大幅度升高，采收率为34.5%。

图1 中原油田胡96块CO2驱最小混相压力变化曲线

图2 衰竭至不同开发阶段原油CO2驱最小混相压力变化曲线

图3 衰竭开发过程中气油比及采出程度变化曲线

3.3地层压力对CO2驱油效率影响

目标油藏一直采用天然能量开发，地层压力下降较多。为此设计了衰竭至不同压力下的长岩心注CO2驱油实验，研究不同地层压力对CO2驱油效率的影响。实验结果如图4所示，随压力的降低，CO2驱油效率变差，压力在34.1 MPa(原始饱和压力的90%)左右时，注气采出程度与原始条件下相当，若压力继续降低，采收率迅速下降。

3.4注CO2恢复压力后注气驱替

目前胡96块地层压力已下降至28.5 MPa左右，根据地层压力对CO2驱油效率影响实验，直接应用CO2驱开发效果不好，因此考虑先注CO2恢复压力后，再进行CO2驱。实验结果如图5所示：注入相同倍数CO2情况下，注CO2恢复压力越高，驱油效率越好；目前压力下注CO2恢复至34 MPa以上，CO2驱油效果与原始条件注CO2的效果差距不大。

图4 衰竭开发至不同压力下CO2驱采收率变化曲线

图5 恢复至不同油藏压力下CO2驱采收率对比

4 应用实例

中原油田低渗透油藏储量比重大，其中依靠天然能量开发的储量多达5 817×104t，这部分储量深度在3 200～4 300 m，渗透率大多小于10×10-3μm2，采出程度仅有7.6%。因为深层低渗导致难动用，也影响了下一步勘探工作进展。其中，胡96块油藏储量253×104t，由于埋藏深、渗透率低，无法注水开发，地层能量得不到补充，产量低且多口井停产，仅采出原油2.6×104t，在中原油田深层特低渗油藏中具有代表性。

2010年在胡96块胡109井组开展CO2驱先导试验。如图6所示，试验前，地层无能量补充，产油量递减快，日产油0.4 t，油压0.6 MPa。设计日注入CO2量为30 t，截至2013年8月底，累计注CO215 199.3 t，地层压力由28.5 MPa恢复到48.5 MPa。见效后地层能量充足，日产油最高达21.2 t，累计增油3 780 t，增气210×104m3。目前油压稳定在8 MPa，日产油8.3 t。

图6 中原油田胡96-3井日产油及油压曲线

应用本文研究成果，胡96块深层高压低渗油藏得到了高效动用。截至目前,已连续高产稳产10个月，预计可提高采收率20%以上，这在特低渗油藏、尤其是深层高压特低渗油藏中相当罕见。室内实验研究及现场实践为中原深层高压低渗油藏难动用储量有效开发指明了方向。

5 结论

(1)高挥发油藏衰竭开发后，因气体大量产出，最小混相压力发生变化，对开发效果影响较大。

(2)深层高压低渗高饱和油藏原始地层条件下注CO2混相驱可获得非常高的采收率；高于最小混相压力后注CO2驱油，注入压力的高低对驱油效果影响不大。

(3)高挥发油藏压力衰竭到原始饱和压力之下后，气油比急剧上升，地层形成双相流动状态，CO2驱油效果变差。

(4)高压低渗高饱和油藏从28.5 MPa注CO2恢复压力至40.0 MPa，之后再接着注CO2可以达到在原始地层条件下连续注CO2的驱油效果。

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(编辑徐文明)

LaboratoryexperimentsofCO2floodingindeep-buriedhigh-pressurelow-permeabilityreservoirs: A case study of block Hu96 in Zhongyuan Oilfield

Guo Dianbin1,2, Xu Huaimin1

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Production,SINOPECZhongyuanOilfieldCompany,Puyang,Henan457001,China)

Gas and liquid flows coexist in deep-buried high-pressure low-permeability reservoirs after natural depletion. Further studies are demanded due to the complicated characteristics of CO2miscible flooding. The environment of deep-buried high-pressure low-permeability reservoir was simulated and the laboratory experiment of CO2flooding was carried out using slim tube and long core. It has been concluded that after natural depletion, gas and liquid flows coexist in formation. The minimum miscible pressure (MMP) and the effect of CO2flooding decline. But after restoring formation pressure, the effect of CO2flooding increases, and achieves the similar result to that by continuous CO2injecting under original formation pressure. The conclusion has been applied in CO2flooding pilot test of deep-buried high-pressure low-permeability reservoirs in block Hu96 in the Zhongyuan Oilfield, providing technical support for the development of deep-buried high-pressure low-permeability reservoirs.

deep-buried high-pressure low-permeability reservoir; CO2miscible flooding; minimum miscible pressure; Zhongyuan Oilfield

1001-6112(2014)01-0102-04

10.11781/sysydz201401102

2013-05-04；

：2013-12-02。

国殿斌(1975—)，男，教授级高级工程师，从事储层地质及油气田开发地质研究工作。E-mail: gdb@zydzy.com。

国家高技术研究发展计划(863)项目“二氧化碳提高石油采收率与封存关键技术研究”(2009AA063406)资助。

TE349

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