低滲揮發性油藏CO2驅注入時機室內實驗研究

董炳陽

（中國石化中原油田分公司勘探開發研究院，河南濮陽 457001）

低滲揮發性油藏不同于普通油藏，其氣油比高、體積系數小、黏度低且收縮性小，這就注定了其開采特征和開發方式不同于普通油藏[1]。針對這一問題，國內外學者開展了大量的實驗室相態及動態模擬研究[2–4]。研究發現，為防止地層壓力下降時出現氣相而造成原油采收率的大幅度下降，低滲揮發性油藏常見的開采方式是注氣保壓開采[5–8]。目前，學者們對氣驅提高采收率做了深入地研究[9–12]，但針對注入時機的研究幾乎沒有，為此，需要深入研究如何經濟有效地實施氣驅來提高低滲揮發性油藏的采收率。

胡96 塊沙三中9–11 砂組油層組埋藏深度為 4 200～4 400 m，測井解釋油層孔隙度為11.3%～22.2%，平均15.3%，平均滲透率4.85×10–3μm2，屬于低孔低滲型儲層。根據胡109 井地層流體PVT 分析資料，該井在地層溫度148 ℃和地層壓力75.70 MPa 條件下，原始氣油比510.30 cm3/g，脫氣油密度0.804 6 g/cm3，飽和壓力38.27 MPa，屬于低滲揮發性油藏。本文以胡109 井CO2驅為研究對象，以長巖心實驗為主要研究手段，探索合理的CO2注入時機， 為經濟有效地實施CO2驅提高原油采收率提供實驗依據。

1 實驗準備

1.1 實驗裝置

注氣時機的確定采用長巖心實驗來開展研究。長巖心驅替實驗整個流程可分成三部分：注入部分、巖心部分和采出部分，見圖1。

圖1 長巖心驅替實驗裝置

1.2 實驗材料

實驗巖心：取40 塊直徑為25.0 mm，長度為29.0～60.0 mm 的巖心，總長度為1 859.9 mm 的巖心滲透率調和平均值為16.4×10-3μm2，孔隙體積為168.2 cm3。

原始地層流體：配制的地層流體飽和壓力為37.94 MPa，在地層溫度148 ℃和地層壓力75.70 MPa 條件下，地層原油單次脫氣氣油比為504.46 cm3/g，地層原油體積系數為2.229 1 m3/m3，溶解系數為10.606 m3/（m3·MPa）。

地層水：在實驗室配制的地層水用濾膜過濾8次，其總礦化度為340 200 mg/L，水型為CaCl2。

實驗用氣：采用CO2作為注入氣。

2 實驗過程及結果分析

為確保所有實驗的順利進行，對所涉及的儀器設備用石油醚和無水乙醇進行清洗。

2.1 實驗過程

將實驗溫度控制在地層溫度，在不同的設計壓力下，進行6 組長巖心動態物理模擬實驗，每一組實驗按順序操作，具體步驟為：①按巖心排序裝好巖心，抽空巖心系統，隨后注地層水飽和巖心，在實驗溫度和壓力條件下穩定一段時間，使巖心得到充分飽和后，記下飽和量；②用脫氣死油驅替巖心中的水，直到不出水為止，穩定12 h 后，繼續驅替巖心至不出水，記錄驅出水量；③用配制的油樣驅替巖心中的死油，直到入口端、出口端原油氣油比一致，穩定12 h 后，繼續驅替巖心，至入口端、出口端的原油氣油比一致；④在地層溫度和不同的設計壓力下進行驅替實驗，記錄好泵讀數、注入壓力、注入速度等參數，監測采出氣油比和分離出的油量、氣量和水量；⑤每組實驗結束后清洗巖心，接著用氮氣吹洗，并烘干巖心系統。

2.2 結果分析

通過6 組長巖心動態物理模擬實驗，得到了不同注入壓力下的采出程度和生產氣油比。

2.2.1 衰竭開采實驗

在實驗溫度148 ℃下，巖心壓力由42.33 MPa 彈性開采至38.84 MPa 時，采出程度為2.10%，氣油比沒有太大變化；巖心壓力由38.84 MPa 衰竭開采至25.99 MPa 時，采出程度為25.77%，氣油比降到最低值277.50 cm3/g。隨著巖心壓力的降低，氣油比又緩慢上升，當巖心壓力降至19.80 MPa 時，氣油比上升速度變化較快，說明游離氣已經巖心流出；當巖心壓力繼續降至5.32 MPa 時，氣油比達到最高值8 508.90 cm3/g，此時主要有游離天然氣產出；巖心壓力衰竭至2.17 MPa 時，最終采出程度為40.82%（圖2）。

圖2 生產氣油比和采出程度與衰竭壓力的關系

2.2.2 原始地層條件下連續注CO2驅油實驗

在巖心出口壓力為42.20 MPa 的情況下，注入0.96 PV 的CO2時，采出程度達88.59%，生產氣油比突然上升至707.5 cm3/g。注入1.25 PV CO2時，生產氣油比上升至16 628.00 cm3/g，產出物為油氣過渡帶，此時采出程度為95.96%；當注入1.44 PV CO2時，生產氣油比上升很快，最終采出程度達96.24%。

2.2.3 衰竭開采至地層壓力34.16 MPa 時連續注CO2驅油

實驗溫度148 ℃，巖心壓力由42.10 MPa 衰竭至34.16 MPa 時，采出程度為7.03%，此時氣油比為451.20 cm3/g。當巖心出口壓力為34.16 MPa，注0.48 PV CO2時，氣油比由371.00 cm3/g 突然上升至529.00 cm3/g，氣油比突然上升，說明有游離氣產生。繼續注氣，當注入1.24 PV 的CO2時，氣油比由1 290.00 cm3/g 左右上升至2 904.00 cm3/g，此時采出程度為94.41%。當注入1.56 PV CO2后結束注氣，最終采出程度為96.44%。

2.2.4 衰竭開采至地層壓力28.58 MPa 下連續注CO2驅油

實驗溫度148 ℃，巖心壓力由42.35 MPa 衰竭至28.58 MPa 時，采出程度為18.06%，此時氣油比為316.70 cm3/g。巖心出口壓力為28.58 MPa，注入0.31 PV CO2時，氣油比由280.00 cm3/g 突然上升至617.00 cm3/g，氣油比的突然增加，說明發生了氣竄。繼續注氣，當注入0.90 PV 時，氣油比由1 170.00 cm3/g 上升至 1 327.00 cm3/g，此時采出程度為60.76%。在注入0.90～1.22 PV CO2階段，生產氣油比是緩慢上升的，主要表現為CO2的驅掃和抽提作用，這一階段采出程度增加了12.40%。當注入2.32 PV CO2后，結束注氣，最終采出程度為81.02%。

2.2.5 衰竭開采至地層壓力20.17 MPa 時連續注CO2驅油

實驗溫度148 ℃，巖心壓力由42.29 MPa 衰竭至20.17 MPa 時，采出程度為30.27%，此時氣油比為1 905.80 cm3/g。巖心出口壓力為20.17 MPa，注0.24 PV CO2時，氣油比由1 836.00 cm3/g 突然上升至7 662.00 cm3/g，氣油比的突然增加，說明發生了氣竄。繼續注氣，生產氣油比呈下降的趨勢，當注入1.05 PV CO2時，氣油比下降至最低值837.00 cm3/g，此時采出程度為49.24%，隨后生產氣油比又升高。這是由于CO2具有溶解膨脹、驅掃、抽提和攜帶原油能力強的特點，其突破后，仍然可以大幅度提高采出程度。當注入2.43 PVCO2后，最終采出程度為72.05%。

2.2.6 衰竭開采至地層壓力14.87 MPa 時連續注CO2驅油

實驗溫度148 ℃，巖心壓力由42.24 MPa 衰竭至14.87 MPa 時，采出程度為32.85%，此時氣油比為4 699.60 cm3/g。當巖心出口壓力為14.87 MPa，注入CO2為0.28 PV 時，氣油比由5 747.00 cm3/g 突然上升至10 975.00 cm3/g。繼續注氣，生產氣油比呈波動狀態，當注入CO2為1.15 PV 時，生產氣油比由15 202.00 cm3/g 突然上升至29 288.00 cm3/g，此時采出程度為34.83%；隨后生產氣油比又大幅度下降，說明CO2驅出原油。當注入CO2為1.41 PV 時，生產氣油比下降至最低值1 019.00 cm3/g，此時采出程度為38.24%，隨后生產氣油比又升高。這是由于CO2具有極強的溶解膨脹、增容作用，促使部分游離氣重新溶解到油相并進入小孔道起到增油的作用。CO2突破前（注入量為1.51 PV），采出程度由33.1%增加至40.7%。當注入2.68 PV CO2后，結束注氣，最終采出程度為49.77%。

不同壓力下連續注CO2驅油，采出程度與注入烴孔隙體積關系和生產氣油比與注入烴孔隙體積關系分別如圖3 和圖4 所示。

圖3 采出程度與注入烴孔隙體積關系

圖4 生產氣油比與注入烴孔隙體積關系

在不同壓力下注入相同倍數（1.41 PV）的CO2，衰竭至地層壓力為34.10 MPa（原始飽和壓力的90%）時，注氣采出程度達到96.0%，與原始地層條件下注氣采出程度（95.9%）相當。此外，從最終采出程度來看，衰竭至34.10 MPa（原始飽和壓力的90%）時，注氣最終采出程度達到96.44%，與原始地層條件下注氣最終采出程度（96.24%）相當（圖5）。

因此，針對低滲揮發性油藏，衰竭開采至地層壓力為34.10 MPa（原始飽和壓力的90%）時實施CO2驅，能將溶解氣驅和混相驅的效果有機結合起來，驅油效果良好。

3 結論

圖5 注入壓力對驅油效果的影響

巖心動態物理模擬實驗表明，當注入相同倍數的CO2，衰竭開采至地層壓力為34.10 MPa 時（原始飽和壓力的90%），注氣采出程度與原始條件下注入效果相當，注氣最終采出程度達到96.44%，與原始地層條件下注氣最終采出程度（96.24%）相當，地層壓力衰竭至34.10 MPa 時為該井的最佳注氣時機。