张谦伟，刘 霜

（东北石油大学，黑龙江 大庆 163318）

低渗透油藏二氧化碳混相与近混相驱替规律研究

张谦伟，刘 霜

（东北石油大学，黑龙江 大庆 163318）

实验先利用细管实验法确定出本次试验条件下二氧化碳的最小混相压力为 26 MPa，再使用人造低渗透岩心并设定驱替压力分别为 24 MPa 近混相驱压力条件和 28 MPa 混相驱替压力条件进行驱油实验。结果是二者驱油效率变化基本一致，且混相驱替比近混相驱替最终驱油效率高出 1.8 个百分点，以期为后续研究二氧化碳驱油提供理论和实验基础。

二氧化碳；最小混相压力；近混相驱替；混相驱替

低渗透率、低产能、低丰度的一类油藏被称为低渗透油藏。我国的低渗透油气资源在已经探明资源中所占比例很高，大约占全国油气储集量的 65%以上［1］具有油气含量大、类型丰富、区域分布比较广泛，陆相地带油气均有，海相主要含气的特点。但是在现有的经济和技术水平下，低渗透油藏仍然难以形成大规模开发，只有少部分地区应用于现场。低渗透油藏储层由于低渗透率，其具有水敏性的粘土矿物含量大，因而会出现遇水膨胀赌塞孔隙的现象，导致注水时油藏的吸水能力较差，以致无法注进水或者难以见到注水［2］。为此，气体驱油技术成为低渗透油藏开发的一种有效手段，二氧化碳驱油是当今世界范围内的最佳选择，先进的国家比较多的采用以二氧化碳驱替方式提高石油开采率，本文主要介绍二氧化碳驱油在相应的压力范围内，确定出二氧化碳在本实验条件下的最小混相压力，研究了满足混相压力时二氧化碳气体混相驱油和不满足混相压力时近混相驱油的效率对比，以期为二氧化碳应用提供理论依据。

1 细管实验法装置流程及 CO2最小混相压力的确定

1.1 细管实验法原理及装置流程

本实验应用原理主要是在模拟相应的油藏温度和地层原油条件下，利用最小混相压力决定能否进行混相驱油的条件，设计了近混相驱和混相驱条件下的效率对比。多孔介质模型在细管实验装置中模拟，在改变驱油压力时可以得到相应压力和采收率的关系曲线，当曲线出现拐点时，其所对应的压力即为最小混相压力［3］。

细管实验法是最可靠的实验室测定最小混相压力的常规方法之一，能够满足油层多孔介质中驱替过程的特征，其精确结果具有重复性，是现如今世界范围内使用最为广泛确定最小混相压力的方法之一。其流程主要包括仪器有：注入泵，中间容器，过滤器，压力表，观察窗，压差表，细管，压力调节器，液体馏分收集器，气量计，气相色谱仪组成。如图1所示。

细管实验装置工艺流程见图 1，将细管盘旋为螺旋状，其入口端与含有注入气，地层油的中间容器分别连接，利用高压驱替泵推动活塞，活塞可以将注入气注入到细管中进行驱油。观察窗与油管出口端相互连接，透过观察窗可以观察到排出物的状态及颜色。高压观察窗与压差表以及压力调节器相连接，便于及时调节细管出口端压力。仪器的高压部分设置在恒温浴中，排出物在气量计和液量计中计量。

图1 细管实验法装置示意图Fig.1Tubule experiment device

1.2 细管实验法测定最小混相压力

为使最小混相压力准确性更高，选取某实际地层为模拟对象，进行了5次长细管驱油实验。本实验采用长度为 18 m，内径为 6 mm，孔隙度为 30%，渗透率 10.42×10-3μm2，注入压力分别为：17、21.5、24.6、27.3、30.8 MPa，实验结果如图 2 所示。

图2 不同注入压力条件与驱油效率的关系曲线Fig.2 The curve of different injectionpressure condition and oil displacement efficiency

由实验图线可以看出：压力在 25 MPa 左右，采收率图线出现拐点，那么可以得出此模拟地层的最小混相压力为 25 MPa。

2 二氧化碳近混相驱油影响因素及实验效果分析

2.1 压力因素

在拟三元相图中随着压力的增大两相区范围缩小, 对于一定的原油组成，相包络线越小越容易形成近混相驱。因而，最小混相压力对于能否混相驱替起到了决定性作用。在近混相驱替过程中，压力小于最小混相压力，当其压力越大，越接近最小混相压力，则驱油效率越高。

2.2 油藏因素

近混相驱是指驱替压力数值不高于最小混相压力并与其数值靠近的驱油过程。与近混相驱相互匹配的油藏概况主要有；倾角偏高、多盐丘、垂直方向上渗透率高等状况的油藏；不易达到混相驱且水驱较差的低渗透油藏；开采经济条件苛刻的轻质原油、埋藏较深油藏；高粘轻质油藏中油水流度比相对较大的这一类；水驱未完全结束或者已接近结束的砂岩油藏。

2.3 原油组分因素

最小混相压力越小则更加容易形成近混相驱替状态，越利于驱油效率提高，在原油中轻质组分如甲烷或氮气以和原油中二氧化碳，硫化氢等中间组分会使轻质组分增加最小混相压力，中间组分会使最小混相压力降低。因此，原油组分直接影响提高采收率的作用效果。

2.4 近混相驱油效率与注入PV数实验效果分析

本实验采用人造低渗透岩心，其渗透率约是1.5～3.0 mD，二氧化碳纯度约是 99.7%，模拟油藏温度为 110 ℃。由长细管实验可以确定二氧化碳原油体系最小混相压力约是 26 MPa，可以得出实验油的近混相驱替压力约是 24 MPa。并得到二氧化在 24 MPa 驱替压力条件下，驱替效率与不同注入pV 数之间的关系曲线［4-6］，如图 3 所示。

图3 驱油效率与不同注入PV数之间的关系曲线Fig.3 Relationship between oil displacement efficiency and different injectionpV number

由实验图线可以看出：在 24 MPa 驱替压力下，达到近混相驱替效果，在注入量为 1.4PV 时得到最终采收率约为 90.3%，此前，驱油效率随着注入pV数的增加而增加。

3 二氧化碳混相驱油机理油藏影响因素及实验效果分析

3.1 二氧化碳混相驱油机理

在满足最小混相压力条件下，CO2可以与油藏达到混相效果，一方面通过降低油水界面张力，且随着二氧化碳浓度增大，油水界面张力减小，更加利于原油驱替。另一方面，注入气体段塞调整会使二氧化碳更加容易形成混相，越有利于混相驱油效果。

3.2 降低原油黏度

二氧化碳溶解于原油，会明显的降低原油的黏度，下降幅度受到压力、温度和非碳酸原油的黏度大小等因素影响。原油的黏度越高，那么其降低的幅度越大，因为中质油和重质油受二氧化碳降黏作用较明显；当温度升高时，二氧化碳溶解度降低，降黏作用相应减弱；在同一温度时，压力升高，二氧化碳溶解度随之增大，降黏作用随之提高；然而当压力偏高且超过饱和压力时，黏度反而增大。

3.3 降低界面张力减少驱替过程阻力

当油水界面张力降低时残余油饱和度也随之减小。二氧化碳具有易溶解于油的性质，且二氧化碳在油中溶解度比其在水中的溶解度高出 3～9 倍。故在二氧化碳驱油过程中，大量的二氧化碳与轻烃物质相互混合，因而使油水界面张力能够大幅度降低，残余油饱和度随之减小，以此提高原油采收率。

3.4 二氧化碳混相驱油油藏影响因素

二氧化碳混相驱油需要满足达到最小混相压力的同时还需要考虑以下关于油藏的5个方面因素才可应用于矿场。主要是从油藏温度、原油组成、油藏埋深、油藏压力和原油密度进行分析［7］；（1）有效渗透率大于 10 mD，孔隙度不低于 12%，是较为理想的储层。（2）二氧化碳驱适应在水驱效果较好的储层，油藏在水驱后采收在 20%到 50%时比较适宜。（3）油藏深度不低于 760 m，满足地层压力能够达到最小混相压力。（4）油藏满足原油密度不大于 0.889 g/cm3，黏度不大于 10 mPa·s 时比较适合。

3.5 混相驱油效率与注入PV数实验效果分析

为满足控制变量原则，本实验采用人造低渗透岩心，其渗透率约是 1.5～3.0 mD，二氧化碳纯度约是 99.7%，模拟油藏温度为 110 ℃。由长细管实验可以确定本实验最小混相压力约是 26 MPa，可以得出实验油的混相驱替压力约是 28 MPa。并得到二氧化在 28 MPa 驱替压力条件下，驱替效率与不同注入pV 数之间的关系曲线, 如图 4 所示。

由实验图线可以看出：在 28 MPa 驱替压力下，达到混相驱替效果，在pV 数小于 1.2 时驱油效率随着注入pV 数的增加而增加，在注入量为 1.4pV 时得到最终采收率约为 92.1%。

图4 驱油效率与不同注入PV数之间的关系曲线Fig.4 Relationship between oil displacement efficiency and different injectionpV number

4 结 论

（1）利用细管实验法测出孔隙度为 30%，长度为 18 m，内径为 6 mm，渗透率 10.42×10-3μm2长细管模拟地层的最小混相压力约为 25 MPa。

（2）在控制岩心，地层渗透率，温度以及二氧化碳纯度相同的情况下，模拟二氧化碳在 28 MPa压力下混相驱与 24 MPa 压力下近混相驱得到的驱油效率基本一致，且混相驱替比近混相驱替高出 1.8个百分点。

（3）通过本次模拟实验，进一步验证了细管实验法对于实验室测量最小混相压力的实用性和准确性，为后续的探究二氧化碳气体混相驱替提供实验基础。

［1］李道品，等. 低渗透油田概念及我国储量分布状[J]. 低渗透油气田，1997（1）.

［2］何应付，高慧梅，周锡生. 改善特低渗透油藏注二氧化碳驱油效果的方法[J]. 断块油气田, 2011, 18(4): 512-515.

［3］毛振强，陈凤莲. CO2混相驱最小混相压力确定力法研究[J]. 成都理工大学学报, 2005, 32(1): 61-64.

［4］张硕，单文文，张红丽，等. 特低渗透油藏 CO2近混相驱油[J].高等学校化学学报, 2009, 28(1): 114-117.

［5］刘玉章，陈兴隆. 低渗透油藏 CO2驱油混相条件的探讨[J]. 石油勘探与开发, 2010, 37(4)：466-470.

［6］由新权，赵继勇，何水宏，等. 超低渗透油藏 CO2驱混相范围确定新方法[J]. 西南石油大学学报(自然科学版) , 2011, 33（5）：89-94.

［7］Kimberly K D，Farouq Ali S M ,puttagunat V R. New scaling criteria and their relative merits for steam recovery experiments[J]. Journal of Canadianpetroleum Technology, 1998, 27(4): 86-91.

Research on Carbon Dioxide Miscible Displacement and Near Miscible Displacement Law in Lowpermeability Reservoirs

ZHANG Qian-wei, LIU Shuang
（Northeastpetroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

Firstly, the tubule experimental method was used to the minimum misciblepressure of CO2under this study condition, determined value was 26 MPa. Secondly, artificial lowpermeability core was used to respectively carry out oil displacement experiments under 24 MPa near miscible displacementpressure condition and 28 MPa miscible displacementpressure condition. The results show that the oil displacement efficiencies change similarly, and the displacement efficiency of miscible displacement is higher than that of near miscible displacement by nearly 1.8%, which canprovide theory and experimental basis for the follow-up study of CO2flooding.

Carbon dioxide; Minimum misciblepressure; Near miscible displacement; Miscible displacement

TE 357

： A

： 1671-0460（2017）02-0274-03

2017-01-09

张谦伟（1993-），男，四川省雅安市人，硕士，研究方向：油气田开发工程。E-mail：2448950836@qq.com。