YD油田二氧化碳驱替室内模拟试验研究

2016-12-21聂军

西部探矿工程 2016年12期

关键词：混相段塞驱油

聂军

（中国石化华东分公司石油勘探开发研究院，江苏扬州225007）

YD油田二氧化碳驱替室内模拟试验研究

聂军*

（中国石化华东分公司石油勘探开发研究院，江苏扬州225007）

以YD油田f3段岩芯为研究对象，进行二氧化碳驱室内试验研究。恒质膨胀试验表明，注CO2可大幅度提高地层原油体积系数、膨胀系数，降低地层原油粘度。细管试验获得二氧化碳/地层原油多次接触后最小混相压力为30.78MPa，高于目前地层压力。长岩芯驱替试验表明，最佳二氧化碳段塞体积约为0.2HCPV。气水比1∶1、段塞体积0.2HCPV CO2水/气交替驱可延迟水、气突破时间，虽不能实现混相驱替，但仍可获得74.47%驱油效率。

二氧化碳；长岩芯；段塞；驱油效率

1 概述

近来已形成化学驱、热采、微生物、气体混相驱等三次采油手段。由于低渗透油藏储层的孔隙细小，水驱或化学驱均容易造成注入流体伤害。利用二氧化碳超临界的物理性质，较其他气体如氮气、甲烷易使原油膨胀、降粘、萃取、降低相间界面张力，改善地层渗流条件，扩大波及范围，进而提高采收率[1]。选用YD油田f3段岩芯，复配地层原油进行原油PVT试验、注CO2膨胀试验、CO2与地层原油最小混相压力确定试验、不同注气方式长岩芯室内物理模型驱油试验。通过上述实验数据的分析对比对CO2驱油机理，地层原油和CO2多次接触后其相态变化，CO2、地层水驱替过程中的动态特征差别有更全面的认识，并为生产现场提供必要的参数。

2 实验分析

2.1 地层原油PVT实验分析[2]

取YD油田地面原油和井口分离气复配地层原油。测试结果表明，在地层温度101.3℃时饱和压力为5.731MPa，单次脱气气油比18.69m3/m3，体积系数1.1159。地层原油粘度4.14mPa·s，地层原油密度0.8048g/cm3、脱气油密度0.8710g/cm3。表明该地层原油饱和压力低，气油比小，脱气原油密度一般，体积膨胀能量较低，符合一般黑油油藏特征[3]。

2.2 CO2/地层原油恒质膨胀实验分析

在地层温度101.3℃条件下对地层原油进行5次恒质膨胀P-V关系测试，将不同当量的CO2注入地层原油中，分别测定CO2在地层原油不同摩尔百分含量时地层原油的饱和压力、体积系数、膨胀系数、原油密度、粘度等物性变化情况，见表1。

表1 二氧化碳/地层流体恒质膨胀试验数据表

实验表明，注入CO2后地层原油饱和压力、体积系数、气油比、膨胀系数均逐渐升高，尤其在注入50mol% CO2后升高幅度明显。当饱和压力与地层压力相近时，CO2溶于油中最大浓度近70mol%，表明该原油对CO2溶解能力较强。体积系数增大36.61%，原油密度略有增加，粘度下降70.29%，膨胀系数增大42.80%。表明CO2对该原油有较强的溶胀、降粘作用，能有效提高地层流体弹性膨胀能，使储集层孔隙压力升高，在岩芯局部形成饱和带，提高了油的相对渗透率[4]，CO2与岩芯中油水的相互作用，有利于改善水驱微观驱油效率，扩大了气驱宏观波及范围同时降低相间界面张力，改善渗流环境进而对提高原油采收率有利[5]。

2.3 最小混相压力细管实验分析[6]

尽可能消除粘性指进、重力分异、岩芯非均质性等对地层流体渗流不利的影响因素。在地层温度、细管提供的多孔介质条件下，通过改变驱替压力，获得驱油效率、气油比与注入孔隙体积倍数以及驱油效率与驱替压力的关系曲线，确定地层原油与CO2多次接触混相的最小压力为30.78MPa高于目前27.35MPa的地层压力。最小混相压力与地层温度、原油组成及原油粘度关系密切而与原油密度关系不大[7]，因该储层埋藏较深至地层温度较高，原油粘度低，在目前地层条件达不到至其混相的压力，只能进行非混相或近混相驱替。

2.4 长岩芯驱替试验过程及分析

注入速度均为6.0mL/h，进行以下5组试验。

2.4.1 CO2持续驱

CO2突破较早，驱至0.2032HCPV时气突破，驱油效率约为50%。注采压差下降幅度较大，从3.10MPa降至0.96MPa，气突破后压差平稳。CO2可萃取原油中轻烃的原因，仍有少量稀油采出[8]。因气突破时间过早导致最终驱油效率不高，驱至1.2560HCPV时最终驱油效率为65.73%，见图1。

图1 注入HCPV倍数与驱油效率及生产气油比关系

气过早突破原因分析：

（1）CO2注入速度过快至岩芯的非均质性显现，发生气窜。

（2）因MMP高于目前地层压力为非混相驱替，CO2驱替前沿虽能与地层原油多次接触，发生相间传质作用并能对原油中的轻烃抽提，但并不能在驱替前缘形成足够长的原油富气相与CO2富烃相混相带；CO2在地层条件下粘度约为0.048mPa·s，与地层油粘度相差过大至两者流度比远大于1，驱替前缘极不稳定，CO2极易指进形成突破[9]。

（3）后面的几种驱替方式均是先注水再注气，油相与气相间以水相相隔，水相有效阻碍了气相分子向油相的扩散并抑制了轻质烃从油相释放到气相中的进度，CO2先溶于水提高了水的粘度改善了驱替前缘油水两相流度比，稳定了驱替前缘延滞CO2突破时间[10]。

2.4.2 完全水驱后CO2持续驱

本次实验分两个阶段进行，第一阶段为完全水驱，驱水至0.3857HCPV时，出口端见水，驱油效率约为42%。水突破后，因水占据岩芯中主要孔道，产油量急剧下降，产水量急剧上升，压差缩小趋稳。驱至1.2204HCPV时，原油最终驱油效率为43.63%，含水率99.60%，注采压差稳定在1.10MPa左右。第二阶段为CO2气驱，驱至0.4080HCPV时，因CO2溶于残余油中，使原油体积膨胀，增加弹性能，原油大量产出，驱油效率增至 50.49%，含水率降至 30.47%。驱至1.2210HCPV时压差为0.94MPa，最终驱油效率为63.29%，此时含水68.94%。表明水驱至含水率高达99%时转注CO2开采仍能提高驱油效率约20%，见图2。

图2 注入HCPV倍数与驱油效率及含水率关系图

2.4.3 注0.2 HCPV CO2气水比为1∶1水气交替驱

共注3个CO2段塞，在注第1个段塞前先注0.2HCPV水，气水比1∶1交替注入。在注第2个CO2段塞前，驱至0.6047HCPV时，出口端见水，此时驱油效率约为43%，注采压差由1.31MPa缓慢下降至0.91MPa，水突破后含水率逐渐上升至79.26%。在注第3个CO2段塞前，驱至0.9924HCPV时，气突破，此时驱油效率为69.94%，含水率大幅下降至25.86%，气突破后压差逐渐下降趋稳。在注完第3个CO2段塞，驱至 1.2241HCPV时，注采压差降至0.32MPa，最终驱油效率为74.41%，含水率高达91.44%，见图3。

图3 注入HCPV倍数与驱油效率及含水率关系图

2.4.4 注0.4 HCPV CO2气水比为2∶1水气交替驱

共注2个0.4HCPV CO2段塞，在注第1个CO2段塞前先注0.2HCPV水，2个CO2段塞间注0.2HCPV水，气水比2∶1交替注入。在注完第1个CO2段塞前，驱至0.5979HCPV时，出口端见水，此时驱油效率约为41%，水突破前注采压差较稳定，介于0.63～0.93MPa之间，水突破后压差逐渐增大，最高至1.43MPa，含水率也逐渐增大，气突破前含水率最高至78.47%。在注第2个CO2段塞期间，驱至0.9812HCPV时，气突破，此时驱油效率约为59%，气油比为669.52m3/m3，注采压差降低至1.19MPa。继续注气，含水率与注采压差均逐渐降低。第2个CO2段塞注完，驱至1.2564HCPV时，最终驱油效率为61.26%，含水率为52.51%，注采压差为0.48MPa，见图4。

图4 注入HCPV倍数与驱油效率及含水率关系图

2.4.5 注0.6 HCPV CO2气水比为1∶1水气交替驱

只注了1个0.6HCPV CO2段塞，在注气之前先注0.2HCPV水，气水比1∶1交替注入。水、气突破均在注CO2段塞期间，水突破前注采压差变化不大，介于1.16～1.70MPa之间，驱至0.4970HCPV时，出口端见水，此时驱油效率约为40%，此后含水率逐渐增大，气突破前含水率为56.87%。驱至0.6769HCPV时气突破，此时驱油效率约为59%，气油比为425.32m3/m3，含水率为16.82%，压差降至最低为0.68MPa。CO2注完转注水后，只有少量原油产出，含水率、注采压差均逐渐增大，驱至1.2675HCPV时，最终驱油效率为62.45%，含水率增大至最高为98.76%，注采压差也增至最大为1.89MPa，见图5。