注CO2對延長化子坪原油物性的影響*

張忠林，王 偉，2，趙習森，2，王世玉，2，黃春霞，2，姚振杰，2

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司，陜西西安710065；2.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點實驗室，陜西西安710065）

0 前言

近年來隨著國內外社會對溫室氣體減排的重視［1-2］，CO2捕集、利用與封存（CCUS）技術得到了快速發展［3-6］。鄂爾多斯盆地開展CO2驅油與封存具有封存場地穩定、碳源成本低等優勢［7-8］。延長石油地處鄂爾多斯盆地，已在靖邊喬家洼和吳起油溝建立了兩個CO2驅油與封存先導試驗區，取得了顯著的效果［9］。為了進一步推廣應用CCUS 技術，延長石油計劃在“十三五”期間將項目規模擴大至10 萬噸/年。延長化子坪油區位于陜西省安塞縣化子坪鎮西側，與安塞油田相鄰。主力開發層位長6 儲層為低滲透油藏，構造簡單，埋深1100數1400 m，上部發育70數90 m 厚的長4+5 泥巖蓋層。結合油藏現狀、封存安全和氣源成本等，初步被選定為擴大試驗區。

雖然前人在CO2對原油物性影響方面開展了大量工作［10-12］，但不同區塊由于流體類型的不同，注CO2后原油物性參數變化也有所不同。本文通過開展PVT、細管實驗和相態模擬，研究注CO2對延長化子坪長6 儲層原油物性的影響規律，明確CO2驅在目標油藏的適應性和驅油機理，為化子坪油區開展CO2驅油與封存技術研究及礦場應用奠定基礎。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

油樣為化子坪油區井口取樣原油；氣樣則根據油區開發初期地層原油分析報告進行氣體復配；CO2為工業純CO2氣體，CO2含量＞99%。

JEFRI 全觀測無汞高溫高壓PVT 儀，加拿大DBR 公司；HP7890A 氣相色譜儀，美國安捷倫科技有限公司；高溫高壓落球黏度計，西南石油大學；細管裝置（長15 m，內徑3.8 mm）、真空泵、配樣器、高壓計量泵、活塞式高壓中間容器等。

1.2 實驗方法

1.2.1 地層原油配制

將油樣打入配樣器中，加熱至地層溫度（43℃），然后將氣樣在地層原油飽和壓力（5.3 MPa）下打入配樣器，攪拌加壓至原始地層壓力（8.9 MPa），測定模擬油飽和壓力及溶解氣油比。不斷調整配樣器中油的溶解氣量，直到測定的飽和壓力、溶解氣油比與開發初期地層原油飽和壓力（5.3 MPa）、溶解氣油比（68 m3/m3）相同為止。

1.2.2 原油物性測試

參照中國石油天然氣行業標準SY/T 5542—2009《油氣藏流體物性分析方法》測定原油的物性。

1.2.3 加氣膨脹實驗

參考文獻［13］中加氣膨脹實驗的步驟，將配制好的地層原油高于飽和壓力保持單相轉入PVT儀，恒溫8 h后升至地層壓力，然后注入一定量的CO2攪拌均勻后，降低或升高壓力測試CO2-地層原油體系的泡點壓力、體積膨脹系數等參數；最后將PVT 儀中的CO2-地層原油體系保持單相轉入高溫高壓落球黏度計，測試黏度，完成一組實驗。之后清洗PVT儀，依次增加CO2加氣量，重復上述實驗；直至CO2在原油中摩爾分數超過60%停止實驗。

1.2.4 最小混相壓力測試

按中國石油天然氣行業標準SY/T 6573—2016《最低混相壓力實驗測定方法—細管法》規定，測定CO2與化子坪原油的最小混相壓力。

2 結果及討論

2.1 原油相態特征分析

結合化子坪油區開發初期地層原油分析報告和配制好的地層原油色譜分析結果，地層原油組分構成見表1。可以發現，化子坪原油中CO2+N2+C1摩爾含量為15.15%，中間組分C2數C6摩爾含量為30.53%，C7+摩爾含量為54.32%；其中C7+的密度為0.82 g/cm3，平均相對分子質量為172.9790。地層原油單次閃蒸脫氣和等組分PV實驗數據和模擬結果見表2，單次閃蒸脫氣實驗顯示，油藏原油泡點壓力為5.3 MPa，低于地層壓力（8.9 MPa），為欠飽和油藏，且地飽壓差較小；原油氣油比為68 m3/m3，溶解氣量較小，屬低氣油比原油；地面脫氣原油密度為0.8628 g/cm3，為輕質原油；等組成的PV實驗也發現在地層壓力降低到泡點壓力之前地層原油彈性膨脹能力很弱，降低至飽和壓力時的體積膨脹系數僅為0.869 sm3/m3。流體擬合相圖（圖1）也顯示，泡點壓力Pb位于兩相共存最高壓力的左邊，屬典型欠飽和普通黑油油藏相圖。

通過化子坪油區原油相態特征可以看出，該地區油藏原油降壓至泡點壓力之前的液體彈性膨脹能量較弱；繼續將壓力降至低于泡點壓力之下，原油脫出氣量也較少，可見此油藏僅僅依靠彈性能量和溶解氣等天然能量開采的效果較差。建議采用注水/氣等開發方式，即可補充地層原油彈性膨脹能量，又可防止原油過早脫氣后在地層中兩相滲流的阻力過大。

表1 化子坪地層原油組分構成

表2 化子坪地層原油單次脫氣實驗測試結果

圖1 化子坪油區地層原油擬合P-T相圖

2.2 注CO2對原油物性的影響

注入不同量CO2后，化子坪油區原油泡點壓力、飽和油膨脹系數及黏度、降壓脫氣后密度和氣油比等物性參數見表3。從表3可以看出，原油溶解CO2后的泡點壓力隨著CO2注入量的增加而不斷升高，溶解CO2量高于52.23 mol%（即壓力10.93 MPa）后泡點壓力上升速度增快。不同飽和壓力下CO2在化子坪油區原油中的溶解量如圖2所示。原油溶解CO2后的泡點壓力的變化也反映了CO2在原油中的溶解能力。隨著壓力的升高，CO2在原油中的溶解量先隨壓力的升高快速上升，之后趨于平緩。整體而言，CO2在化子坪原油的溶解能力較強，在地層原始地層壓力8.9 MPa下的溶解量為34.17 mol%。從表3還可以看出，CO2大量溶解于原油，不僅可使原油體積發生明顯膨脹，補充地層能量；而且還能有效降低原油黏度，使原油在多孔介質中的滲流阻力減弱，提高微觀驅油效率。圖3為原油注CO2飽和后再降壓后的液量體積變化規律。從圖3及表3可以看出，注入的CO2量越大，降壓脫氣后剩余的原油液態體積越小，脫氣原油的密度也就越大。分析原因主要是：降壓后，溶解CO2降壓析出過程中因CO2的萃取作用將原油中的輕質組分提抽出來，導致剩余原油量減少，且以重質組分為主，所以密度也有所上升。壓力越高，溶解CO2量越大，降壓析出過程中CO2對原油的提抽作用越強。以CO2注入30 mol%為例，泡點壓力接近地層壓力，壓力降至常壓后的液相體積縮小比例超過了80%，密度相比未注氣上升了0.94%，說明CO2降壓提抽作用對化子坪儲層CO2驅油具有顯著效果。同時，CO2注入量越大，壓力下降后氣油比越高，在注入量為30 mol%時氣油比為163.64 m3/m3，相比原始氣油比僅有68 m3/m3的未注CO2原油，能顯著發揮溶解氣驅的作用。

由此可見，CO2注入化子坪油區長6 儲層后，通過CO2的大量溶解可使原油體積膨脹、黏度降低，提升原油在低滲透儲層的滲流能力；同時，由于CO2對原油的萃取能力較強，可將原油提抽溶解于CO2而攜帶出儲層；另外，大量溶解CO2的原油，降壓后還可發揮溶解氣驅的作用。

表3 CO2注入量對原油物性的影響

圖2 不同飽和壓力下化子坪原油溶解的CO2量

圖3 注不同量CO2的原油降壓釋放過程的液體體積變化

2.3 注CO2對原油相態的影響

2.3.1 CO2-原油一次接觸最小混相壓力相態模擬

一次接觸混相是指注入氣體與地層原油任意比例混合都可立刻達到完全互溶混相的狀態，達到這一狀態的最小壓力稱之為一次接觸最小混相壓力。在P-X 相圖中，臨界點指的是氣液共存的極限條件，這個點對應的左側包絡線即體系的飽和壓力線（泡點線），當壓力高于臨界點壓力時，可認為體系處于單相狀態，即互溶混相狀態，所以該臨界點壓力對應的就是一次接觸最小混相壓力。圖4是基于注CO2對原油物性影響實驗，運用相態模擬軟件Winprop繪制的地層原油注CO2的P-X相圖。從圖4可以看出，在地層溫度條件下CO2與化子坪地層原油一次接觸混相的壓力為33.31 MPa，其值遠高于原始地層壓力（8.9 MPa），因此化子坪儲層CO2驅油難以實現一次接觸混相驅。

圖4 化子坪原油注CO2的P-X相圖

2.3.2 CO2-原油多次接觸最小混相壓力細管測試

化子坪原油與CO2細管實驗測試的多次接觸最小混相壓力結果見圖5。細管實驗是目前世界上公認的多次接觸最小混相壓力測試方法，其是將油層進行最大限度簡化后形成的一維模型，給原油和注入氣體提供一個在多孔介質中連續接觸的環境，并能盡可能排除不利的流度比、黏性指進、重力分離、巖性的非均質等因素帶來的影響。從細管測試結果可以看出，CO2與化子坪原油的多次接觸最小混相壓力為14.27 MPa，也遠高于化子坪油區的原始地層壓力，CO2驅油也難以實現多次接觸混相。

圖5 細管實驗測試化子坪原油-CO2的最小混相壓力

可見，化子坪油藏開展CO2驅油為非混相驅，其儲層原油與CO2無法混成單相。而CO2非混相驅更易受流體黏性指進和儲層非均質的影響，導致氣體過早竄流［13-14］。因此化子坪油區實施CO2非混相驅，應提前做好氣竄的防控措施，避免氣體過早竄流，才能充分發揮CO2非混相驅的溶解降黏和萃取提抽作用，取得較好驅替效果。

3 結論

化子坪長6儲層原油屬于欠飽和普通黑油油藏地層流體，在地層原始溫度、壓力條件下原油以單相形式存在，壓縮系數較小，氣油比低。對于此類原始地層能量較弱油藏建議盡早開展注水/氣等方式補充地層能量開采。

在原始地層壓力附近，化子坪原油溶解CO2量將超過30 mol%，飽和油體積膨脹高于15%，黏度下降近50%，說明CO2在化子坪原油中具有較強的溶解能力，且注CO2可增溶、膨脹、降黏來提高驅油效率。壓力越高，注入CO2原油降壓脫氣后的剩余液態體積越小，脫出的氣體體積越大。說明CO2對化子坪原油有較強的萃取提抽作用，且氣體析出后能顯著發揮溶解氣驅的作用。

CO2與化子坪原油的一次接觸最小混相壓力為33.31 MPa，CO2與化子坪原油的多次接觸最小混相壓力為14.27 MPa，混相壓力均大于原始地層壓力，說明化子坪長6 油藏CO2驅為非混相驅。對于CO2非混相油藏，建議在實施過程中加強防竄控制。