超低滲透油藏CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)研究與應(yīng)用*

羅 懿

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006)

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超低滲透油藏CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)研究與應(yīng)用*

羅 懿

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006)

為進(jìn)一步提高超低滲透油藏采收率，在研究CO2驅(qū)油機(jī)理的基礎(chǔ)上，以紅河油田長8油藏為目標(biāo)，通過巖心物理模擬實驗對CO2驅(qū)油方式進(jìn)行了室內(nèi)評價。實驗確定紅河油田長8油藏原油與CO2最小混相壓力為20.2 MPa，紅河油田長8油藏CO2驅(qū)可以實現(xiàn)近混相驅(qū)甚至是混相驅(qū)。長巖心室內(nèi)實驗表明CO2混相驅(qū)的驅(qū)替壓力小于水驅(qū)，CO2/水交替驅(qū)可以大幅度提高采收率，相比于水驅(qū)可提高28.75%。CO2驅(qū)礦場先導(dǎo)試驗表明，CO2驅(qū)油能顯著提高超低滲透油藏油井產(chǎn)能，改善油井開發(fā)效果，能滿足超低滲透油藏開發(fā)的需要，具有廣闊的應(yīng)用前景。

超低滲透油藏 CO2驅(qū) 最小混相壓力 提高采收率

鄂爾多斯盆地南部原油儲量豐富，開發(fā)潛力巨大，但是儲層滲透性低，油層孔喉小,目前主要以衰竭式開發(fā)為主，注水開發(fā)存在注水困難或水竄等問題，無法投入正常開發(fā)或有效動用。CO2具有較好的驅(qū)油特性，同時具有低黏度和低滲流阻力的優(yōu)點，而且利用CO2可以減輕溫室效應(yīng)，起到CO2埋存的作用[1-3]。因此，針對鄂爾多斯盆地南部紅河油田超低滲油藏，開展了注CO2提高采收率的室內(nèi)實驗研究，并在此基礎(chǔ)上開展了現(xiàn)場試驗，以獲得對該類超低滲透油藏進(jìn)行CO2驅(qū)油的先期認(rèn)識。

1 油藏概況

紅河油田位于鄂爾多斯盆地的南西部，天環(huán)坳陷南部，北西向傾斜，局部發(fā)育小型低幅度鼻狀隆起，總體為北東高、西南低的平緩單斜，平均坡降6～8 m/km，地層傾角0.3～0.6°。紅河油田主要開發(fā)層位為三疊系延長組長8層，油層原始地層壓力18.84～20.61 MPa，壓力系數(shù)平均0.91，地層溫度71.73 ℃，溫度梯度2.65 ℃/100 m，為正常溫壓系統(tǒng)。

1.1 儲層物性

物性分析統(tǒng)計結(jié)果，長8儲層孔隙度主要分布在6.2%～17.2%，平均孔隙度為11.5%，滲透率主要分布在0.02×10-3～5.43×10-3μm2，平均滲透率為0.45×10-3μm2，儲層孔隙半徑在19.8～46.57 μm，平均孔隙半徑33.09 μm，喉道中值半徑0.21 μm，屬于低孔超低滲透儲層。

1.2 流體物性

地層水分析結(jié)果表明長8油層地層水呈弱酸性，水型為CaCl2型，其中Cl-質(zhì)量濃度平均為34 996.3 mg/L，Ca2+和Mg2+等二價離子質(zhì)量濃度平均為6 408.5 mg/L，地層水礦化度平均為53 108.4 mg/L。地面原油分析結(jié)果表明長8油層原油為含硫低、輕質(zhì)常規(guī)原油，凝固點23 ℃，硫、蠟和瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.07%～0.08%，12.74%～17.9%和 9.53%～14.55%；地層原油密度0.799 g/cm3，地層原油黏度3.2 mPa·s，氣油比39.9 m3/m3，屬于典型的輕質(zhì)油油藏。

2 最小混相壓力測定

2.1 實驗條件

實驗所用細(xì)管模型長度18 m，內(nèi)徑6 mm，內(nèi)填120目的膠結(jié)石英砂，實驗油樣用紅河油田長8油層脫氣原油和采出氣配制，所用水樣為紅河油田長8油層產(chǎn)出水，實驗溫度為72 ℃。

2.2 實驗步驟

(1)確定孔隙度：巖心抽空飽和水，稱重法確定孔隙度；

(2)飽和油造束縛水，恒溫下老化24 h；

(3)將CO2以一定的流量(0.2 mL/min)泵入細(xì)管，至殘余油狀態(tài)時停止驅(qū)替。記錄不同時間下累積出油量及細(xì)管巖心兩端的壓差，計算氣驅(qū)采收率；

(4)巖心重新飽和地層油，改變回壓重復(fù)步驟(3)，測定不同回壓下氣驅(qū)采收率；

根據(jù)實驗結(jié)果繪出氣驅(qū)采收率與壓力的關(guān)系曲線，氣驅(qū)采收率達(dá)到90%所對應(yīng)的最小壓力為最小混相壓力(MMP)，見圖1。

圖1 不同回壓下CO2驅(qū)的采出程度

從實驗結(jié)果可以看出，CO2驅(qū)過程中回壓為7.02 MPa時原油的采出程度就可以達(dá)到63.29%，并且隨回壓的增加采出程度不斷變大，在回壓20.2 MPa時采出程度達(dá)到90%，因此CO2驅(qū)最小混相壓力為20.2 MPa[4-5]。紅河油田長8油層原始地層壓力18.84～20.61 MPa，與最小混相壓力相近，因此采用CO2驅(qū)油可以實現(xiàn)近混相驅(qū)，甚至是混相驅(qū)。

3 CO2提高采收率實驗

3.1 實驗儀器及材料

實驗用油、水、氣分別為地層油、地層水以及CO2，實驗主要使用長巖心驅(qū)替系統(tǒng)完成，該套系統(tǒng)主要包括驅(qū)替裝置，恒溫裝置，長巖心夾持器，回壓控制裝置，油氣計量裝置等。長巖心采用油藏巖心拼接而成，總長32.9 cm，直徑2.53 cm，氣測滲透率0.69×10-3μm2，孔隙度10.3%。

3.2 實驗步驟

(1)巖心分別抽空飽和地層水，按照由入口至出口滲透率依次減小的順序裝入長巖心夾持器，恒溫4 h后，水驅(qū)測滲透率。

(2)設(shè)置巖心出口端回壓為21 MPa，油驅(qū)造束縛水。

(3)四種不同注入方式，分別為純CO2混相驅(qū)、純CO2非混相驅(qū)、完全水驅(qū)后進(jìn)行CO2混相驅(qū)和CO2/水交替驅(qū)，驅(qū)替速度0.1mL/min，實驗中記錄驅(qū)替時間、驅(qū)替介質(zhì)、入口壓力、出口壓力、累積產(chǎn)油、氣、水量，計算累積注入量與產(chǎn)出氣油比、采收率的關(guān)系。

3.3 實驗結(jié)果分析

3.3.1 不同回壓CO2驅(qū)油效率

細(xì)管實驗表明，CO2與紅河油田長8油藏原油混相壓力為20.2 MPa，設(shè)定CO2混相驅(qū)回壓為21 MPa，CO2非混相驅(qū)回壓為8 MPa。根據(jù)實驗數(shù)據(jù)做CO2混相驅(qū)和非混相驅(qū)驅(qū)油效率曲線，見圖2。

圖2 不同回壓下CO2驅(qū)油效率曲線

從實驗數(shù)據(jù)可以看出，在CO2混相驅(qū)中，開始注CO2后，入口壓力持續(xù)升高，產(chǎn)油量也持續(xù)增加，當(dāng)CO2注入的PV數(shù)為2.3 時，注入壓力達(dá)到最大，之后由于氣體突破，注入壓力降低，氣油比緩慢增加，產(chǎn)油量仍然快速增加。當(dāng)CO2注入的PV數(shù)為3.5后，氣油比迅速增加，產(chǎn)油速度迅速降低，驅(qū)替壓力穩(wěn)定在2.2 MPa，原油采收率最終達(dá)到83.98%。

在CO2非混相驅(qū)中，開始注CO2后，入口壓力持續(xù)升高，產(chǎn)油速度也持續(xù)增加，當(dāng)CO2注入PV數(shù)為1.8時，注入壓力達(dá)到最大，之后由于氣體突破，注入壓力降低，氣油比緩慢增加，產(chǎn)油速度明顯降低。當(dāng)CO2注入PV數(shù)為3.3后，氣油比迅速增加，至PV數(shù)3.6后產(chǎn)油速度迅速降低，驅(qū)替壓力穩(wěn)定在3.4 MPa，原油最終采收率最終達(dá)到57.77%。

由此可知，相比于CO2非混相驅(qū)，混相驅(qū)具有較高的驅(qū)油效率和較低的驅(qū)替壓力，這是由于混相后原油界面張力降低，降低了驅(qū)替壓力梯度；同時相比于非混相驅(qū)，CO2突破時混相驅(qū)的注入體積要高于非混相驅(qū)。這是由于CO2與原油達(dá)到混相后，原油黏度降低的幅度大于非混相驅(qū)，起到改善流度比和減緩CO2指進(jìn)的作用，在一定程度上延緩了CO2的氣竄。

3.3.2 不用驅(qū)替方式CO2驅(qū)油效率

設(shè)定巖心出口回壓為21 MPa，各容器壓力事先頂替至20 MPa，分別進(jìn)行水驅(qū)加CO2混相驅(qū)以及CO2/水交替驅(qū)，以恒定的速度交替注入PV數(shù)0.1的水和0.1的CO2。實驗過程中分別記錄了各段塞注入完成后的驅(qū)替壓力差、產(chǎn)出油、氣、水量，見圖3。

圖3 不同驅(qū)替方式下CO2驅(qū)油效率曲線

由完全水驅(qū)加CO2驅(qū)實驗結(jié)果看出，巖心在剛開始水驅(qū)時，驅(qū)油效率迅速增大，隨著水驅(qū)的繼續(xù)，驅(qū)油效率增幅明顯減小，當(dāng)水驅(qū)量達(dá)到約1.37 PV后，水驅(qū)采收率不再升高，此時產(chǎn)出液大多為地層水，形成優(yōu)勢滲流通道，水驅(qū)結(jié)束時驅(qū)油效率為40.6%；轉(zhuǎn)注CO2氣體，驅(qū)油效率增大明顯，比水驅(qū)增加22.8%，且驅(qū)替壓力較水驅(qū)明顯降低，說明CO2驅(qū)替有利于提高驅(qū)油效率，且流動阻力比水要低；隨著注入孔隙體積倍數(shù)的不斷增加，累計注入CO2的PV數(shù)為4.95后驅(qū)油效率不再增加，最終驅(qū)油效率達(dá)到63.4%。

對于CO2/水交替注入來說，隨CO2與水注入倍數(shù)的增加，驅(qū)替壓差迅速增加，在累積注入PV數(shù)約為1.3后，驅(qū)替壓差達(dá)到最大值20.46 MPa；累積注入的PV數(shù)在0.4時，巖心開始產(chǎn)油，注入的PV數(shù)在0.6～2.2產(chǎn)油速度較快，累積注入PV數(shù)為2.7后氣體才開始突破，之后氣油比迅速增加，采收率增加幅度逐漸變緩，在累積注入PV數(shù)為2.8后采收率達(dá)到最大69.35%。

對比完全水驅(qū)加CO2驅(qū)、氣水交替兩種驅(qū)替方式下的實驗結(jié)果，完全水驅(qū)的驅(qū)油效率為40.6%，后續(xù)CO2混相驅(qū)可以提高采收率22.8%，氣水交替驅(qū)油效率大于單獨水驅(qū)，驅(qū)油效率為69.35%，提高28.75%，并且消耗的CO2量要低于完全水驅(qū)加CO2混相驅(qū)。這是由于CO2/水交替驅(qū)改善了CO2的流度，提高了CO2的體積波及系數(shù)和利用率，能更好地控制竄流，提高原油采收率[6]。因此，交替注入方式是經(jīng)濟(jì)有效的注CO2提高采收率的工藝方法。

4 CO2驅(qū)油作用機(jī)理

CO2驅(qū)油機(jī)理極其復(fù)雜，與油藏壓力、油藏溫度、流體性質(zhì)密切相關(guān)。結(jié)合室內(nèi)實驗以及國內(nèi)外CO2現(xiàn)場應(yīng)用效果研究結(jié)果，認(rèn)為紅河油田采用CO2驅(qū)提高采收率的主要機(jī)理有以下幾個方面。

4.1 降低原油黏度

長8儲層溶解氣油比為39.9 m3/m3，原油黏度為3.2 mPa·s。室內(nèi)高壓物性(PVT)實驗結(jié)果表明，注入CO2使油中溶解的CO2量為39.9 m3/m3，地層油黏度為2.8 mPa·s，原油黏度降低了12.8%。原油黏度的降低，促使原油流動性提高，同時CO2溶于水后水的黏度將會升高，油和水的流度趨向靠近，所以它能改善油水流度比，從而擴(kuò)大波及面積[7]。

4.2 原油體積膨脹

室內(nèi)PVT實驗結(jié)果表明，當(dāng)原油中CO2溶解氣油比達(dá)到39.9 m3/m3時，原油體積系數(shù)由1.169增大至1.318，原油密度由0.799 g/cm3降低至0.714 g/cm3。溶解CO2后體積膨脹，促使充滿油的孔隙體積也增大，為油在孔隙介質(zhì)中流動提供了有利條件，同時膨脹的油滴將水?dāng)D出孔隙空間，使水濕系統(tǒng)形成一種排水而不是吸水過程，發(fā)生相滲透率轉(zhuǎn)換，可形成一種在任何飽和度條件下都適合油流動的有利環(huán)境[8]。

4.3 降低殘余油飽和度

室內(nèi)測定紅河油田長8油藏油水相滲曲線和油氣相滲曲線可以發(fā)現(xiàn)，水驅(qū)時原油殘余油飽和度為25.21%，CO2驅(qū)時殘余油飽和度為23.10%，CO2驅(qū)比水驅(qū)能將殘余油飽和度降低2.11%。殘余油飽和度的降低，使兩相滲流區(qū)域增大，有利于提高原油的采收率[9]。

4.4 提高滲透率

通過室內(nèi)巖心流動實驗測定紅河油田長8油藏同一塊巖心在地層水和飽和CO2后地層水下的滲透率，同時測定不同時間內(nèi)產(chǎn)出液中鈣鎂離子含量可以發(fā)現(xiàn)，在注入流量一定的情況下，用地層水測試的滲透率為0.007 5×10-3μm2，而飽和CO2后的地層水測試的滲透率為0.054×10-3μm2；同時飽和CO2后的地層水驅(qū)出液中鈣的質(zhì)量濃度為5 272.3 mg/L，較單獨地層水驅(qū)時Ca2+質(zhì)量濃度增加了1 075 mg/L，增加幅度為20.4%，Mg2+較地層水增加243.4 mg/L，增加幅度為30.0%。

從驅(qū)出液中Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度變化情況以及驅(qū)替過程進(jìn)、出口壓力變化趨勢看，在飽和CO2地層水驅(qū)出液中Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度明顯高于地層水，說明飽和CO2的地層水在注入巖心后，對巖心中的方解石(CaCO3)和膠結(jié)物進(jìn)行了溶蝕，從而引起驅(qū)出液中的Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度升高。巖心被溶蝕后，滲流孔道有所增加，因此提高了巖心滲透率[10]。

4.5 溶解氣驅(qū)作用

大量的CO2溶于原油中具有溶解氣驅(qū)的作用。在開采過程中隨著壓力下降，CO2從液體中逸出，液體內(nèi)產(chǎn)生氣體驅(qū)動力，提高了驅(qū)油效果。另外，一部分CO2驅(qū)替原油后，占據(jù)了一定的孔隙空間成為束縛氣，也可以使原油增產(chǎn)[11]。

4.6 降低界面張力

CO2在油和水中都有一定的溶解度，使由分子間作用力產(chǎn)生的界面張力有所降低，同時CO2與原油混相后，甚至能消除界面張力。這樣使油水相對滲透率發(fā)生改變，即油相相對滲透率提高，水相相對滲透率降低，從而減少殘余油飽和度，使更多的油被采出[12]。

4.7 萃取和汽化原油中的輕烴

CO2首先萃取和汽化原油中輕質(zhì)烴，隨后較重質(zhì)烴被汽化產(chǎn)出，最后達(dá)到穩(wěn)定。同時CO2與原油混相后，還能形成CO2與輕質(zhì)烴混合的油帶。油帶移動是最有效的驅(qū)油過程，它可以使采收率達(dá)到90%以上。

5 CO2驅(qū)礦場試驗

5.1 實驗井組概況

2013年6月開始在紅河油田長8油藏紅河156井組開始注CO2提高采收率先導(dǎo)試驗。紅河156井組位于紅河油田紅河12井區(qū)北部，采用直注平采、一注四采的不規(guī)則注采井網(wǎng)。直井紅河156井為注入井，4口水平井采油井注氣前均已投產(chǎn)，滯后注氣8個月。

5.2 礦場試驗情況

注氣實驗采用同步注采、CO2/水交替注入的段塞組合方式。截至2014年12月18日，累計注氣1 272 t，累計注泡沫液3 067 m3。

5.2.1 井組產(chǎn)量分析

從整個實驗井組采油井注氣前后的生產(chǎn)曲線(圖4和圖5)可以看出，注CO2后井組油井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油遞減趨勢有所減緩，產(chǎn)量平穩(wěn)，相比天然能量開發(fā)井組月遞減率降低10%以上，累計增油超過734 t，注入每噸CO2的換油率達(dá)到0.535。注CO2能大幅度提高超低滲透油藏油井產(chǎn)能，改善油井開發(fā)效果。

5.2.2 產(chǎn)出液物性分析

對應(yīng)油井產(chǎn)出液物性變化曲線見圖6。對比注CO2前后油井產(chǎn)出水中二價離子含量可以看出，在注入CO2后，油井產(chǎn)出液中Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度明顯升高，表明注入的CO2對儲層進(jìn)行了溶蝕，從而引起驅(qū)出液中的Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度升高，從對應(yīng)的兩口油井產(chǎn)出油黏度分析、精餾曲線和全烴分析結(jié)果可知，注CO2后原油中的輕質(zhì)組分明顯增加，特別是10%餾程所對應(yīng)的溫度有較大幅度的下降，分別降低51 ℃和55 ℃，導(dǎo)致產(chǎn)出油的黏度發(fā)生大幅度降低，分別降低20.8%和31.7%，表現(xiàn)出較為明顯的輕烴萃取效果。

圖4 紅河156試驗井組生產(chǎn)曲線

圖5 紅河156試驗井組月度生產(chǎn)曲線

圖6 對應(yīng)油井產(chǎn)出液物性變化

6 結(jié) 論

(1)實驗確定紅河油田長8油藏原油與CO2最小混相壓力為20.2 MPa，紅河油田長8油藏CO2驅(qū)可以實現(xiàn)近混相驅(qū)甚至是混相驅(qū)，CO2提高原油采收率的機(jī)理主要為降低原油黏度、原油體積膨脹、降低殘余油飽和度、溶蝕作用提高滲透率、溶解氣驅(qū)作用以及混相驅(qū)引起的降低界面張力和萃取汽化作用。

(2)從紅河油田超低滲長巖心室內(nèi)實驗得到，CO2的驅(qū)替壓力小于水驅(qū)，CO2/水交替驅(qū)可以大幅度提高采收率，相比于水驅(qū)可提高28.75%，紅河油田長8油藏適合采用CO2/水交替驅(qū)。

(3)礦場CO2驅(qū)油先導(dǎo)試驗表明，CO2驅(qū)油能顯著改善油井開發(fā)效果，相比天然能量開發(fā)，井

組月遞減率降低10%以上，累計增油超過734 t，注入每噸CO2的換油率達(dá)到0.535 t油/tCO2。

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(編輯 寇岱清)

Research on CO2Flooding to Increase Oil Recovery in Ultra-low Permeability Oil Reservoir and Application

LuoYi

(SINOPECNorthChinaOil&GasCompany,Zhengzhou450006，China)

To further increase the oil recovery of ultra-low permeability reservoir,the CO2flooding process was evaluated by indoor core physical simulation based on the mechanisms of CO2flooding on Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield.The minimum miscibility pressure of CO2and crude oil of Chang 8 oil reservoir was determined to be 20.2 MPa,which means that the CO2miscible flooding could be achieved in Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield.The indoor long core laboratory experiments showed that the displacing pressure of CO2miscible flooding was less than that of water flooding.Compared to water flooding,water alternating CO2flooding could increase oil recovery greatly.The CO2flooding pilot test showed that CO2flooding could significantly increase the oil production capacity of ultra-low permeability reservoir and improve the development effect.CO2flooding could meet the development requirements of ultra-low permeability reservoir and had broad application prospect.

ultra-low permeability oil reservoir,CO2flooding,minimum miscibility pressure,enhance oil recovery

2015-10-20；修改稿收到日期：2016-01-28。

羅懿(1968-)，高級工程師,1990年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院采油工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，主要從事采油氣工程研究與技術(shù)管理工作。E-mail：luoyi009@163.com

十三五國家重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2016ZX05048)