超低滲透油藏CO2驅最小混相壓力實驗

代 波，王磊飛，莊 建，袁維彬，王學生

（中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716000）

0 引言

我國超低滲、致密油藏等非常規油氣資源儲量豐富。近年來，隨著科技的發展和開采工藝技術的不斷提高，超低滲以及致密油藏的開發所占比例不斷提高，但是，由于超低滲、致密油藏儲層物性差，非均質性強，孔隙結構復雜等，導致注水開發難度大、效果差、單井產量低。CO2能充分溶解到原油中，使原油體積膨脹、黏度降低，具有降低界面張力、提高原油流動能力等優勢。當CO2與原油達到混相狀態時，界面張力消失，滲流阻力大幅度降低，有效改善了驅油效率。因此，CO2吞吐和CO2驅是提高超低滲透油藏采收率的有效方法。最小混相壓力是注CO2提高油藏采收率的重要參數。為了研究油藏原油與CO2的最小混相壓力，王欣等［1］、孫麗麗等［2］分別針對大慶J 區塊低滲油藏和鄂爾多斯盆地超低滲油藏進行室內細管實驗，得到最小混相壓力低于油藏地層壓力，表明大慶J 區塊和鄂爾多斯盆地超低滲油藏利用CO2驅提高油藏采收率時CO2與原油均可達到混相狀態；郭茂雷等［3］采用延長油田致密儲層原油進行室內長細管驅替實驗，測得最小混相壓力高于油藏目前壓力，CO2驅替以非混相驅為主；趙鳳蘭等［4］、商琳琳［5］采用五點法研究了烴類氣體與原油的最小混相壓力；鄭永旺［6］采用細管驅替實驗法，并選取代表性的最小混相壓力，在前人的基礎上推導出適用于蘇北低滲油藏埋藏深、地層溫度高、油質重等特點的最小混相壓力理論計算公式。李孟濤等［7］、郝永卯等［8］、許瀚元等［9］、肖嘯等［10］選取飽和壓力且用以上的實驗研究了CO2與原油的最小混相壓力。

雖然前人通過實驗對不同類型油藏的最小混相壓力進行了大量研究，但主要采用的是細管實驗的方法對高、低滲及稠油油藏進行研究［11-20］，對于超低滲油藏最小混相壓力研究較少，尤其是杏河超低滲區塊最小混相壓力研究處于空白。因此，采用可視化界面張力測試法（IFT）對杏河超低滲油藏CO2-原油最小混相壓力進行研究，以期為杏河油藏注CO2增能方式提高油藏采收率提供理論支撐。

1 實驗材料

實驗用油為杏河油藏地層原油組分，采用PVT高壓實驗儀器，依據中國石油天然氣行業標準［21］配置模擬油，其密度約為0.56 g/mL，黏度為2.82 mPa·s，實驗溫度為地層溫度59 ℃。實驗氣體是純度為99.99%的CO2氣體。

由于細管實驗法測得油藏CO2-原油最小混相壓力的可靠性較高，因此，首先采用常規細管實驗方法對杏河油藏CO2-原油最小混相壓力進行測量，然后與界面張力法測得的結果進行對比，為驗證界面張力法測油藏最小混相壓力的準確性提供了依據。

2 細管實驗

細管實驗嚴格按照石油天然氣行業標準［22］進行。實驗時，通過細管模型進行不同驅替壓力條件下的CO2驅油實驗，當注入1.2 PV CO2后，原油采收率達到90% 時所對應的驅替壓力即為該油藏CO2-原油的最小混相壓力。實驗儀器主要包括長度約為10 m 內徑約為3.8 mm 且內部填充約0.125 mm的石英砂細管和ISCO 高精度驅替泵，中間容器、恒溫箱、壓力表、氣液分離裝置，以及氣液計量計等；實驗溫度為地層溫度59 ℃。具體實驗流程如圖1所示。

當注入壓力分別為16 MPa，18 MPa，20 MPa，22 MPa，24 MPa，26 MPa，28 MPa時，對應采收率分別 為 54.6%，64.32%，76.47%，88.51%，91.22%，93.17%，94.38%。通過對細管實驗數據進行分析，繪制出相應曲線（圖2）。

從圖2 可以看出，隨著壓力的增高，采收率變化分為2 個階段：①當驅替壓力小于22 MPa 時，CO2與原油處于非混相狀態。在一定范圍內，隨著壓力增加，單位體積原油中溶解的CO2量增加，從原油中萃取出的輕質組分含量也相應增加，因此采收率增長較快；②當驅替壓力大于24 MPa 時，由于CO2與原油達到混相，界面張力消失，滲流阻力降到最低。隨著壓力增加，由于體積壓縮導致單位體積原油中的CO2含量相對增大，從原油中萃取輕質組分的量也逐漸增大，但由于單位體積CO2相對含量的增大幅度小于非混相狀態下CO2相對含量的增大幅度，因此采收率提高幅度減小，曲線斜率減小。圖2 中對2 條曲線進行線性擬合并延長，交點處即為最小混相壓力。因此，由細管實驗法測得杏河油藏CO2與原油的最小混相壓力為22.3 MPa。

圖1 細管實驗流程Fig.1 Schematic diagram of slim tube experiment

圖2 采收率隨驅替壓力變化的關系曲線Fig.2 Oil recovery factor of crude oil-CO2system at various displacement pressure

3 界面張力實驗

細管實驗雖然能測定CO2-原油的最小混相壓力值，但存在工作量大，測試周期長等問題，而可視化界面張力測試法通過可視化裝置觀察CO2與原油之間界面張力的變化來確定最小混相壓力，不僅能觀測到CO2與原油的混相狀態，而且能大大縮短實驗周期，減少工作量。實驗儀器主要包括可視化界面張力測試室、注射器針頭、顯微鏡、溫度控制系統、圖像處理系統、中間容器，以及ISCO 驅替泵等。具體實驗流程如圖3 所示。

圖3 CO2-原油系統界面張力測試原理Fig.3 Schematic diagram of the experimental apparatus used for measuring interfacial tension of crude oil CO2-crude oilsystem

實驗步驟：①先用石油醚清洗實驗裝置，然后用熱空氣吹干，清除殘留的石油醚，避免石油醚對實驗結果造成影響；②對實驗系統抽真空，然后對可視化界面張力測試室進行加熱，直到系統溫度達到杏河油藏溫度59 ℃；③在設定的壓力下將加熱后的CO2注入可視化界面張力測試室，當系統壓力達到平衡后，將模擬油通過注射器針頭注入可視化測試室；④當模擬油在針頭處形成一個完整的油滴后，通過顯微鏡和攝像頭可以獲得不同時間的油滴圖片，然后采用軸對稱滴形分析法對油滴形狀進行分析，從而計算出CO2與原油的動態界面張力；⑤改變實驗壓力，重復實驗步驟③和④。

對實驗數據進行分析，畫出相應曲線，結果如圖4 所示。

圖4 不同平衡壓力下CO2-原油系統界面張力及最小混相壓力Fig.4 Interfacial tension and minimum miscibility pressure of CO2-crude oilsystem at various equilibrium pressure

由圖4 可以看出：隨著平衡壓力的增大，2 個階段內的界面張力均呈線性遞減的趨勢。在階段Ⅰ，平衡壓力為4.00～18.45 MPa 時，CO2不斷溶解到原油中，導致界面張力呈線性遞減的趨勢，此階段線性回歸方程與平衡壓力軸相交于22.5 MPa 處，即為杏河油藏最小混相壓力；在階段Ⅱ，平衡壓力為20.56～27.60 MPa 時，由于CO2對原油中輕質組分的萃取，導致界面張力呈線性遞減的趨勢，此階段線性回歸方程與壓力軸交于36.2 MPa 處，由于在該壓力下原油中的重質組分和輕質組分都與CO2處于混相狀態，因此認為該點壓力為CO2與原油的一次接觸混相壓力。這2 條線性擬合曲線相交于18.76 MPa處，該壓力值是CO2與原油相互作用并由CO2溶解于原油向CO2萃取原油中的輕質組分轉變時的壓力。當平衡壓力從4 MPa 增加到28 MPa時，CO2-原油之間的界面張力由17.72 mN/m 降到1.56 mN/m。

對比分析細管實驗與界面張力實驗測得的最小混相壓力值，發現二者相差僅0.9%，表明界面張力法在測量超低滲油藏CO2-原油系統的最小混相壓力時也具有較好的準確性，但是與細管實驗法相比，界面張力測試法不僅能簡單、快速地測定油藏的最小混相壓力，而且還能觀測到CO2-原油形成混相的狀態和確定二者一次接觸的混相壓力值，有利于CO2-原油相互作用機理的研究，可為油田合理注氣壓力的確定提供依據。

4 結論

（1）從界面張力法實驗可以得出，當平衡壓力為4.00～18.45 MPa 時，由于CO2在油相中的溶解導致界面張力呈線性遞減趨勢；當平衡壓力為20.56～27.60 MPa 時，由于CO2對原油中輕質組分的不斷萃取導致界面張力呈線性遞減趨勢，二者開始轉換時的壓力約為18.76 MPa。

（2）界面張力法測得最小混相壓力為22.5 MPa，細管實驗法測得杏河超低滲油藏最小混相壓力為22.3 MPa，二者僅相差0.9%，表明界面張力法測量能準確地測得目標超低滲油藏CO2-原油最小混相壓力。

（3）界面張力法不僅能直接觀測到CO2與原油的混相狀態，而且具有測試周期短，工作量小等優勢。因此，杏河油藏在測CO2與原油最小混相壓力時應采取界面張力法。由于杏河油藏最小混相壓力大于目前油藏壓力（17.5 MPa），注氣驅替以非混相驅為主。