二氧化碳與稠化劑降低流度改善氣驅效果評價*

張 蒙，趙鳳蘭，侯吉瑞，馮海如，宋黎光，張德明

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249；2.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249）

0 前言

YC 油田某區(qū)塊屬于低滲透陸相沉積油藏，具有低孔隙度、低滲透率、天然裂縫發(fā)育和非均質性嚴重等特征，造成低孔低滲透儲集層中原油難以被開采，常規(guī)驅替劑難以有效注入的問題［1-3］。CO2具有極強的滲透性，容易進入微小孔隙，利用其降黏、膨脹、溶解氣驅等機理驅替原油進而提高原油采收率。但由于CO2黏度過低、非均質性嚴重及天然裂縫發(fā)育通道的存在，極易出現黏性指進及竄逸現象，形成不利的流度比。CO2在油藏中的竄逸將嚴重影響氣驅提高采收率的程度；氣竄嚴重的井，雖然增油效果顯著，但產液量嚴重下降，甚至停噴；此外由于重力超覆的影響，在CO2驅替過程中氣體會向油藏上部竄逸，形成竄流通道，導致氣驅波及體積較小，嚴重影響CO2驅的驅油效果，同時增大了封竄氣體的難度［4-5］。

針對CO2氣體黏度過低易于竄逸這一問題，國內外相繼研發(fā)出增大CO2黏度的各種增稠劑。墨西哥礦業(yè)大學Heller［6］研發(fā)了烷烴類增稠劑，Llave等［7］研究了助溶劑對增加CO2黏度的影響，Desimone等［8］制備了含氟類化合物的CO2增稠劑，Paik等［9］制備了無氟類化合物的CO2增稠劑。國內研究的CO2增稠劑主要集中在含氟和無氟化合物兩大類。劉巍［10］對國內CO2增稠劑的研究現狀進行了總結，孫寶江等［11］從理論角度對增稠劑在CO2中的溶解、增稠機理進行了詳細分析，華東理工大學孫少俊［12］合成了離子、嵌段共聚物型表面活性劑作為CO2增稠劑，趙夢云等［13］將聚碳酸酯與其他化學試劑共聚制備了含氟表面活性劑作為助劑的CO2增稠劑。由于在設計合成CO2增稠劑時，酯、酮、低醇類等物質在CO2中的溶解性能較好，而一些芳香醇、極性溶質很難在CO2中溶解，造成大多數增稠劑在CO2中的溶解性較差，需要添加大量助劑來促進溶解，導致了增稠劑成本過高及對儲層造成污染和傷害的問題。

針對此類問題，室內實驗使用了一種LSS 新型稠化劑。該稠化劑屬于線性嵌段共聚物，分散于液體CO2后在特殊表面活性劑的協助下發(fā)生CO2溶劑化，速溶后大幅度提升CO2黏度。室內模擬YC 油田區(qū)塊，對稠化劑/CO2體系進行了剪切流變性、高溫高壓流變性靜態(tài)評價；再結合二維巖心、三維三軸模型驅油實驗，動態(tài)評價了稠化劑/CO2體系的驅油效果，為YC 油田CO2驅油方案的設計提供了實驗依據和理論參考。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

YC 油田脫水脫氣原油與煤油配制的模擬油，60℃地層溫度下模擬油的黏度為2.38 mPa·s；YC油田模擬地層水，水型為CaCl2型，礦化度為147879.9 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：K++Na+45916.8、Mg2+1329.57、Ca2+10159.08、Cl-89306.35、SO42-954.84、HCO3-213.26；CO2，純度99.99%，北京京高氣體有限公司；LSS新型稠化劑，YC油田某研究院；氫氟酸，江蘇鹽城響水新聯合化學有限公司；采用YC 區(qū)塊天然露頭巖心和人工壓制仿真巖心，非均質巖心滲透率級差為5（5×10-3/1×10-3μm2）和10（10×10-3/1×10-3μm2），規(guī)格為4.5×4.5×30（cm），巖心視體積607.5 cm3；三維模型巖心直徑為40 cm，高度為5.2 cm，均質巖心滲透率為5×10-3μm2。

Anton Par Physical MCR 301 旋轉流變儀，上海納锘實業(yè)有限公司；Haake MARS-3旋轉流變儀，德國賽默飛世爾公司；KDHW-Ⅱ型自控恒溫箱，江蘇珂地石油機械制造有限公司；HAS-100HSB 型恒壓恒速泵，北京衛(wèi)星制造廠；巖心夾持器（φ2.5×15（cm）、4.5×4.5×30（cm））、自制BDM 高壓三維三軸模型裝置（模型下部有圍壓入口，內部設有三軸裝置和邊水圍壓）、活塞中間容器、壓差變送器及數據采集系統、回壓閥，江蘇海安石油儀器廠；D07-11C 型氣體流量計、CS200型氣體流量計，成都萊峰科技有限公司；氣液分離裝置，南通華興石油儀器有限公司。

圖1 三維三軸仿真物理模型

1.2 實驗方法

（1）稠化劑/二氧化碳體系增黏效果評價

把單一稠化劑液體加入MCR 301 流變儀中間腔，水浴加熱到設定溫度40數80℃，待溫度穩(wěn)定后，采用變剪切速率7.2數200 s-1測定稠化劑的黏度。

配制稠化劑/CO2體系，洗凈儀器，通風干燥，將哈克流變儀的容器腔水浴加熱至模擬溫度40數80℃。使用精準注射器按照不同濃度注入不同體積的稠化劑，密封注入高壓CO2，注入CO2時一端連接數字壓力傳感器，到設定壓力后關緊閥門，并震蕩攪拌混合均勻，使其形成稠化劑/CO2體系。把容器腔連接到哈克流變儀中間空槽上，待水浴溫度達到模擬溫度40℃時開始測量，后逐漸升高至實驗設定溫度，在變剪切速率1數200 s-1和定剪切速率170 s-1條件下測定稠化劑/CO2體系的黏度。

（2）稠化劑/CO2體系驅油效果評價

將二維巖心物理模型置于60℃的恒溫箱中，飽和模擬地層油，先進行連續(xù)CO2驅替，驅替至氣體大量竄逸不出油后，注入0.1 PV 稠化劑，再進行后續(xù)CO2驅替至實驗結束。原油高壓物性實驗操作流程遵循石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5102—1993《石油勘探開發(fā)儀器基本環(huán)境試驗方法試驗K：高溫高壓試驗》。具體實驗步驟為：①選取巖心并烘干，測量巖心長寬高，計算視體積Vb，進行防腐蝕處理。②將環(huán)氧樹脂刷在巖心外表面，待環(huán)氧樹脂干燥后用氫氟酸洗滌入口及出口，將巖心放入烘箱中烘干2 h，再把巖心放入巖心夾持器中，加環(huán)壓，抽真空4數8 h。③飽和地層水，測量孔隙體積Vp，計算孔隙度（Vp/Vb×100%）。④連接好設備，在不同速率（0.5數1.0 mL/min）下測定水測滲透率，設定地層溫度為60℃，升溫至溫度、氣罐壓力穩(wěn)定。⑤將巖心飽和原油，速率0.1 mL/min，至出口不再產水只產油即為飽和油結束，關閉所有出入口，巖心老化48 h。⑥老化結束后，通過回壓閥控制出口端回壓8數10 MPa，從入口恒速注入CO2進行驅替，驅替至大量氣竄不產油時，更換注入體系，分別記錄產油量、產水量、生產氣油比和注入壓力等數據。⑦從入口注入稠化劑/CO2體系0.1 PV，記錄產油量、產水量、生產氣油比和注入壓力等數據。⑧再次注入CO2驅替，一直到實驗結束，記錄產油量、產水量、生產氣油比和注入壓力數據，分析評價稠化劑/CO2體系驅油效果。

三維三軸仿真物理模型采用五點井網類型井排，驅替方式采用一注一采形式，1#為生產注入井，2數4#為壓力檢測井，5#為生產采出井。實驗溫度為59℃，飽和模擬地層油，先水驅再CO2驅替至不出油，注入稠化劑/CO2混合體系0.2 PV，再進行后續(xù)CO2驅替至實驗結束。實驗前5步驟和二維巖心實驗相同。⑥先水驅至含水率為98%，然后再CO2驅替至大量氣竄不產油，后續(xù)實驗步驟與二維巖心的一致。

2 結果與討論

2.1 稠化劑耐溫性能

40、50、60、70、80℃下稠化劑在常壓、變剪切速率下的黏度穩(wěn)定值分別為38.76、39.94、67.52、178.35、264.70 mPa·s。在不同溫度下，隨著剪切速率的增大，稠化劑黏度值逐漸變小并最終趨于穩(wěn)定，表明該稠化劑屬于黏彈性非牛頓流體，具有聚合物溶液的流變特性，在剪切作用下出現了剪切稀化特征；而隨著溫度的升高，稠化劑黏度值逐漸增大，表明該稠化劑能很好地適應地層溫度，在地層條件下的穩(wěn)定性較好。

2.2 稠化劑/CO2體系增黏性能

在稠化劑耐溫性能評價的基礎上，使用旋轉流變儀依次測定稠化劑/CO2體系在不同濃度、不同溫度和不同壓力下對提高CO2黏度的效果。（1）第一組（圖2）稠化劑優(yōu)化加量為1.0%，壓力為13.80 MPa。（2）第二組（圖3）溫度為40數80℃，稠化劑加量為1.0%，壓力為13.80 MPa。（3）第三組（圖4）壓力為7數30 MPa，稠化劑加量為1.0%，溫度為60℃。另外，CO2常溫常壓下是氣態(tài)（黏度為0.014 mPa·s），加入壓力時，氣態(tài)CO2進入超臨界狀態(tài)（溫度約為31℃，壓力7.2 MPa），超臨界CO2黏度為0.023 mPa·s。

圖2 不同溫度下稠化劑/CO2黏度隨剪切速率的變化

圖3 不同剪切速率下稠化劑/CO2黏度隨溫度的變化

圖4 不同剪切速率下稠化劑/CO2黏度隨壓力的變化

測試結果表明，隨著剪切速率的增大，體系黏度逐漸變小，但最終趨于穩(wěn)定。這主要是由于剪切速率變化對稠化劑分子間空間結構的影響造成的。在剪切力的作用下，稠化劑分子間的空間結構逐漸被破壞，增大了稠化劑分子的間距，排列方式從由原來的多個稠化劑分子的緊密排列變?yōu)閱蝹€稠化劑分子的稀疏排列，空間排列趨向于一致，減小了體系流動的阻力，使得體系的黏度降低。同時在剪切力的作用下，體系被剪切均勻，因此黏度值逐漸穩(wěn)定。相比于單一CO2，170 s-1下稠化劑/CO2體系的黏度比常溫常壓下的CO2黏度（0.014 mPa·s）增大了近20 倍。稠化劑能增加CO2的黏度取決于稠化劑在CO2中的溶解性。微觀上稠化劑分子和CO2分子有了更多的相互作用，稠化劑在CO2中形成了一定的空間結構，使得稠化劑分子與CO2分子之間的作用力增強，因此黏度增加。圖3 黏溫曲線中，隨著溫度的升高，CO2的黏度值基本不變，但隨著定剪切速率的增大，黏度值逐漸降低。隨著溫度升高，CO2的密度減小，CO2分子之間的間距增大，其作為溶劑溶解稠化劑的能力下降；同時溫度升高，稠化劑的飽和蒸汽壓上升，其在CO2中的溶解度增加。綜合兩種相互作用結果可見，溫度對稠化劑/CO2體系黏度的影響較小。

黏壓曲線中，隨著壓力的增加，稠化劑/CO2體系的黏度值逐漸增大。壓力增加，CO2的密度增大，CO2分子間的間距減小，增強了稠化劑分子與CO2分子間的相互作用力，因而增加了稠化劑在CO2中的溶解度；同時壓力增加，分子鏈段活動的范圍減小，分子間的作用力增大，鏈段之間的運動變得困難，從而使得體系的空間結構得到加強，減小了剪切力對體系空間結構的破壞，因此稠化劑/CO2體系的黏度隨著壓力的升高而增加［14］。

2.3 稠化劑/CO2體系非均質巖心驅油效果

2.3.1 級差為5的巖心驅替動態(tài)

級差為5 的巖心的孔隙體積為68 cm3、孔隙度11.2%、飽和油體積32 mL、含油飽和度47%。注入0.1 PV 稠化劑/CO2體系前后的產油量、生產氣油比和注入壓力變化見圖5 和圖6。由圖5 可見，CO2連續(xù)驅替原油16.2 mL，采收率為50.63%，生產氣油比從0 逐漸增至3000 m3/m3（氣驅已無經濟效益，為嚴重氣竄驅替停止的經驗數值），不再產油后注入0.1 PV稠化劑/CO2體系，然后進行后續(xù)CO2驅替。注入稠化劑/CO2混合體系共采出原油4.4 mL，提高采收率13.75%。生產氣油比隨著稠化劑體系的注入緩慢降至300 m3/m3，再次注入CO2后生產氣油比先降低，而后快速突破達到最大3000 m3/m3。造成注入稠化劑/CO2體系和連續(xù)氣驅實驗差異的原因與滲透率級差有關。巖心存在高低滲流通道，在驅替時優(yōu)先選擇滲流阻力較小的高滲層通道，高滲層中的原油采出較多，低滲層孔隙中的原油采出量有限。注入稠化劑/CO2混合體系后，稠化劑體系被剪切吸附而滯留在高滲層孔隙中，堵塞高滲層的微小孔隙，進入低滲層孔隙中的CO2增多，與原油接觸后，原油體積膨脹流動被驅替出來，采收率增加。但由于高滲層氣竄通道優(yōu)勢明顯，后續(xù)注入的稠化劑/CO2體系會沿著高滲層的優(yōu)勢通道竄逸，再次形成氣竄，實驗不再出油。

圖5 級差為5的巖心產油量和生產氣油比

由圖6可見，前期注入壓力較大，開始氣竄時降幅明顯，待穩(wěn)定后更換注入稠化劑/CO2體系，注入壓力短暫穩(wěn)定后逐漸下降，再次注入CO2，注入壓力開始上升，隨后緩慢下降但高于前期注入稠化劑/CO2體系氣竄時的壓力值。注入壓力的變化主要和巖心內部的流動阻力有關。巖心中的流體本身具有黏滯阻力，油的黏滯阻力最大，其次為水，CO2最小。CO2驅油時，隨著地層中含油飽和度的降低，黏滯阻力逐漸降低。其次，油、水、CO2在孔隙空間流動，流體與孔隙表面作用產生的阻力隨含氣飽和度的增加逐漸降低。再者，隨著CO2注入的增加，油中溶解的CO2增加，CO2與原油之間的界面張力減小，水、油、CO23種流體間的界面張力產生的毛管阻力減小。稠化劑能調控CO2的流度，稠化劑/CO2體系一定程度上抑制了氣體的竄逸，因此在一定程度上提高了氣驅采收率［15-17］。

圖6 級差為5的巖心采收率和注入壓力

2.3.2 級差為10的巖心驅替動態(tài)

級差為10的巖心的孔隙體積為85 cm3、孔隙度14%、飽和油體積48 mL、含油飽和度56.5%。注入0.1 PV稠化劑/CO2體系前后的產油量、產水量、生產氣油比和注入壓力變化見圖7和圖8。由圖7可見，CO2連續(xù)驅替原油21 mL，采收率為43.75%，生產氣油比從0 逐漸增至3000 m3/m3。不再產油后注入0.1 PV 稠化劑/CO2體系，然后進行后續(xù)CO2驅替。注入稠化劑/CO2體系共采出原油5.7 mL，提高采收率11.98%。生產氣油比隨著稠化劑體系的注入緩慢降至300 m3/m3，再次注入CO2后生產氣油比先降低后增大，而后快速突破達到最大3000 m3/m3。

圖7 級差為10的巖心產油量和生產氣油比

由圖8 可見，滲透率級差增大，采收率增幅降低，產油速率增大；滲透率級差越大，見氣時間越早，產氣速率越大。注入壓力變化整體趨勢和圖6相似。由于滲透率級差的增大，高、低滲層通道的差異更加突出，注入壓力后期的穩(wěn)定值大于注入稠化劑/CO2體系氣竄時的壓力值，出現了和級差為5的巖心組相同的實驗結果［18］。結合壓力數值和實驗后的巖心剖面，分析認為低滲層通道的原油并沒有被采集，而是高滲層通道內部的原油與后續(xù)稠化劑/CO2體系相接觸，稠化劑滯留在高滲層通道內，一定程度上堵塞了氣竄通道，CO2進入高滲層通道的內部與原油接觸，氣體膨脹攜帶原油，從而提高了采收率，但由于級差的進一步增大，稠化劑/CO2體系堵塞高滲層通道的能力減弱，很快又形成氣竄，不再產油。對比實驗表明滲透率級差越大，越不利于稠化劑/CO2體系的應用。現場驅替時應綜合考慮油田礦場的實際情況、非均質性和有無裂縫的地質條件來進行氣體驅替方案的最佳選擇。

圖8 級差為10的巖心采收率和注入壓力

2.4 稠化劑/CO2體系均質巖心驅油效果

由均質巖心三維物理模擬實驗驅油動態(tài)曲線（圖9）可以看出，水驅至0.23 PV 時為無水采油階段，無水采油期較長，見水后含水率逐漸上升到98%，水驅階段累積產油量為396.2 mL；隨后注入CO2進行驅替，驅替結束時含水率降至33.33%，氣驅階段累積產油量為115.2 mL；大量氣竄后注入0.2 PV 稠化劑/CO2體系并進行后續(xù)CO2驅替和后續(xù)水驅，含水率先下降后上升至98%，此階段累積產油量為52.7 mL。

圖9 均質巖心稠化劑/CO2體系驅油動態(tài)曲線

由于稠化劑/CO2體系的注入改善了CO2的流度，使得連續(xù)氣驅階段的CO2流度降低，同時注入的混合體系中稠化劑由于剪切吸附的滯留，一定程度上封竄了氣體竄逸通道，CO2進入到微小孔隙中，增大了CO2的波及體積，隨著后續(xù)氣體的注入把膨脹的剩余油驅替出來［19-21］。由此可見，均質巖心中注入稠化劑/CO2體系對于改善氣體流度、擴大波及體積的效果非常明顯，可有效改善CO2氣體嚴重竄逸的情況，同時有效波及到水驅后的剩余油，提高原油采收率。

3 結論

LSS 新型稠化劑耐溫性較好，可大幅增加CO2的黏度。在40數80℃，溫度對稠化劑/CO2體系黏度的影響較小。隨剪切速率增加，稠化劑/CO2體系黏度減小；隨著壓力的增加，稠化劑/CO2體系的黏度逐漸增大。在模擬地層條件下，稠化劑/CO2體系具有良好的降低CO2流度和改善氣驅效果的作用。對于非均質性巖心，滲透率級差小的巖心的采收率增幅大于滲透率級差大的巖心；對于均質巖心，稠化劑/CO2體系可有效改善CO2氣體嚴重竄逸的問題，進一步發(fā)揮CO2良好的驅油效果，大幅度提高原油采收率。