超低渗透油藏CO2吞吐利用率实验研究

2018-12-25杨胜来窦洪恩

石油钻探技术 2018年6期

钱坤，杨胜来，马轩，窦洪恩，黄宇

(1.油气资源与工程国家重点实验室(中国石油大学(北京))，北京 102249；2.中油(新疆)石油工程有限公司，新疆克拉玛依 834000；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

随着国内油气勘探开发的不断深入，特低渗透、超低渗透油藏在新增探明储量中的比例越来越高[1-2]。超低渗透油藏孔喉狭小，常规注水开发见效慢，存在“注不进、采不出”的问题。CO2黏度低、流动性强，并且易溶于原油，具有溶解降黏、抽提轻质组分、减少界面张力和补充地层能量的作用[3-6]，注CO2提高采收率技术在油田开发中得到了广泛应用[7]。但是，由于超低渗透油藏通常会进行大规模人工压裂，采用CO2驱替时易发生气窜，所以，人们开展了低渗透油藏CO2吞吐提高采收率技术研究。

长期以来，国内外多位学者对CO2吞吐进行了室内物理模拟实验研究，现场应用取得了一定的增产效果[3-5，9-11]。杨胜来等人[10]通过室内高压PVT实验和CO2吞吐实验，发现CO2吞吐增产的主要机理包括CO2对原油的萃取作用、改变岩石润湿性、酸化解堵作用和形成内部溶解气驱。高树生等人[12]利用高温高压微观可视化实验装置，实时观测了高温高压条件下CO2吞吐的微观动态过程，明确了CO2吞吐的微观作用机理。赵明国[13]、A.Abedini[14]和Pu Wanfen[15]等人通过CO2吞吐室内实验分析了注入压力、焖井时间及原油黏度对CO2吞吐开发效果的影响，认为前2轮CO2吞吐对采收率的贡献较大。目前，国内外CO2吞吐的室内物理模拟实验大都是有关CO2吞吐机理和开发效果方面的研究，针对CO2吞吐过程中CO2利用率的研究尚少。基于此，笔者利用长庆油田某超低渗透油藏天然岩心进行室内CO2吞吐物理模拟实验，对比分析不同注入压力下各轮次吞吐的采收率和CO2注入量，并将原油采收率与CO2注入量相结合，提出CO2利用率的概念，为超低渗透油藏CO2吞吐采取合理的增产方式和制定合理的工作制度提供了理论支持。

1 CO2吞吐室内物理模拟实验

1.1 实验材料

实验用水为根据现场测试数据配制的模拟地层水，该地层水为CaCl2水型，矿化度为10 917.8 mg/L。实验用原油在油藏温度61 ℃下的密度为0.816 g/cm3，黏度为3.6 mPa·s；利用界面张力消失法测定CO2与该油样在油藏温度61 ℃下的最小混相压力为11.83 MPa。实验用CO2的纯度为99.95%；实验用岩心取自长庆油田某超低渗透油藏，长度和直径分别为66.50和25.06 mm，岩心孔隙度为13.14%，采用氮气测得的渗透率为0.81 mD。

1.2 实验装置和步骤

CO2吞吐物理模拟实验装置主要由ISCO高精度驱替泵、回压泵、围压泵、中间容器、压力传感器、恒温箱、高压夹持器、气液分离装置、气体流量计和气体收集器等组成,见图1。

图1 CO2吞吐实验装置Fig.1 Schematic diagram of the experimental setup used for CO2 huff-and-puff tests

实验步骤如下：1)清洗岩心，烘干，测量岩心干重，在61 ℃温度下饱和地层水，用计量泵计量饱和地层水体积；2)在岩心夹持器上装好岩心，测试管线的密封性，在地层压力下用配好的油驱替岩心直至没有水产出，建立束缚水饱和度；3)在61 ℃温度下注入CO2,达到预定压力后保持定压状态30 min，关闭注入端阀门，焖井6 h后打开注入端阀门生产，记录生产时间、岩心两端压力、产油量和产气量；4)由于岩心数量有限，同时为了更好地保证实验条件的一致性，完成一组实验后重新对岩心用石油醚进行清洗，改变注入压力，重复以上步骤，直至没有原油产出。

2 原油采收率与CO2利用率研究

2.1 采收率

进行了5组不同注入压力下的CO2吞吐实验，每组实验吞吐至没有油产出为止。不同注入压力下各吞吐轮次的累计采收率如图2所示。

图2 不同注入压力下累计采收率与吞吐轮次的关系Fig.2 Cumulative oil recovery efficiency versus cycle numbers under different pressure

从图2可以看出，不同注入压力下的总吞吐轮次不同，注入压力越高，总吞吐轮次越少。CO2吞吐的累计采收率随注入压力升高而升高，但升高幅度减缓(见图2)。注入压力为5.0 MPa时，采收率为27.22%；注入压力升至13.0 MPa时，采收率达到了52.56%；注入压力达到最小混相压力后并升至16.0 MPa，采收率仅提高了1.04%。

第1轮吞吐的采收率及产出原油的黏度随注入压力的变化如图3所示，当注入压力大于最小混相压力时，原油的采收率显著提高。对比不同注入压力下第1轮吞吐产出原油的黏度可以看出，当注入压力达到最小混相压力后，CO2能够抽提原油中的轻质组分及部分中质组分，产出原油的黏度大幅降低。随着吞吐轮次增加，储层中剩余油的重质组分含量增加，CO2在剩余油中的溶解度越来越低，抽提作用也在减弱，CO2在后期吞吐中发挥的作用越来越弱。而当CO2-原油体系处于非混相状态时，CO2的抽提作用较弱，基本都是靠弹性开采，储层中剩余油组分变化较小，CO2在每轮吞吐中发挥的作用基本不变，需要较多的吞吐轮次才能达到油藏的开发极限。所以，注入压力越低，CO2吞吐的轮次越多。

图3 CO2第1轮吞吐时，注入压力与采收率和采出原油黏度的关系Fig.3 Curve of oil recovery efficiency and produced oil viscosity after the first cycle of CO2 huff-and-puff tests under different pressure

2.2 CO2利用率

采用注CO2提高采收率技术时，需考虑CO2的利用率，CO2利用率越高，越有助于降低采油成本。不同注入压力下，CO2吞吐4轮次累计注入1倍孔隙体积左右CO2后的累计采收率与总采收率实验结果见表1。

表1 吞吐4轮次后不同注入压力下的CO2累计注入量和累计采收率

不同注入压力下，原油累计采收率与CO2累计注入量的关系曲线如图4所示。从图4可以看出，原油采收率随着CO2注入体积增大而升高，当CO2累计注入体积达到1倍孔隙体积后，采收率升高幅度变小；随着注入压力升高，实验结束时所需CO2在该压力下的总体积减小。

图4 不同注入压力下原油累计采收率与CO2累计注入量的关系Fig.4 Curve of cumulative oil recovery efficiency versus cumulative pore volume of injected CO2 under different pressures

CO2利用率定义为在注入压力下注入单位体积CO2所能采出的原油体积。CO2吞吐过程中，不同注入压力下每轮次吞吐的CO2利用率如图5所示。吞吐轮次增多，CO2的利用率逐渐降低，第3轮CO2吞吐之后，不同注入压力下的CO2利用率都降至0.1 cm3/cm3以下，且不同注入压力下CO2的利用率基本接近。CO2注入压力达到最小混相压力11.83 MPa后，不同注入压力下CO2的利用率基本不变。第1轮吞吐中，CO2在混相状态下的利用率分别为1.73 cm3/cm3(16.0 MPa)和1.64 cm3/cm3(13.0 MPa)，近混相和非混相的利用率分别为1.17 cm3/cm3(注入压力11.0 MPa)、1.01 cm3/cm3(注入压力8.0 MPa)和0.87 cm3/cm3(注入压力5.0 MPa)，混相状态下的CO2利用率是非混相状态的2倍以上；但是在第1轮吞吐后，混相状态下的CO2利用率下降幅度较大(见图5)。

图5 不同注入压力下CO2利用率与吞吐轮次的关系曲线Fig.5 Curve of CO2 utilization ratio versus cycle numbers under different pressure

分析认为，这是因为CO2在混相状态下能够充分发挥溶解气驱及抽提作用，随着吞吐轮次增多，储层中剩余油的重质组分含量增加，CO2在剩余油中的溶解度越来越低，抽提作用也在减弱，所以CO2利用率迅速降低。

图4和图5中CO2的注入体积都是实验条件下的体积，将实验条件下CO2的注入体积换算到标准状况下，以便于比较不同注入压力下CO2的真实利用率。CO2的总利用率是指累计采油量与累计注入CO2体积的比值，不同注入压力时，标准状况下CO2总利用率如图6所示。将注入CO2的体积换算到标准状况后，第1轮吞吐后，CO2在注入压力5 MPa时的利用率为1.61×10-2cm3/cm3，CO2利用率随着压力升高下降幅度较大，当CO2-原油体系达到近混相状态时，CO2利用率降至5.98×10-3cm3/cm3，当注入压力大于最小混相压力后，CO2利用率基本不变。随着吞吐轮次增多，不同注入压力下的CO2总利用率同时下降，非混相状态与混相状态时的CO2利用率越来越接近，前3轮吞吐结束后，非混相状态时的CO2利用率为混相状态时的3.8倍；前4轮吞吐结束后，非混相状态时的CO2利用率为混相状态时的2.5倍；实验结束时，不同注入压力下的CO2真实利用率基本相同。可以看出，采用CO2吞吐提高采收率技术时，提高注入压力使CO2-原油体系达到近混相或者混相状态并不会增加CO2气源方面的成本，且能够获得更高的采收率。