致密油藏CO2前置壓裂流體相互作用機理

蘇玉亮， 王程偉， 李 蕾*， 侯正孝， 范理堯， 陳 征

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院， 青島 266580; 2.中國石油長慶油田公司第十采油廠， 西安 751500)

致密油是目前世界各國勘探開發的重點，對油藏的壓裂改造是提高采收率的有效方法[1-5]。而對于傳統的壓裂方式，黏土礦物的膨脹運移、毛細管的堵塞以及巖石的軟化和泥化等水相與巖石相互作用所引起的儲層污染，對致密油產能有很大的影響。而對于CO2壓裂技術，由于沒有水相存在，故CO2壓裂技術在致密油增產和提高采收率中發揮了重要的作用[6-10]。

超臨界CO2首先可以降低破巖門限壓力，在相同注入壓力條件下，裂縫起裂更容易，延伸更遠。其次超臨界CO2分子間作用力極弱，表面張力極低，流動性極強，有利于CO2在地層中流動和擴散，在地層中實現大范圍穿透，有效波及范圍大。同時超臨界CO2射流效應可以改變巖石的微觀結構，沖刷或溶蝕填充于孔隙空間的黏土、有機質等，且形成的微酸性環境可以抑制黏土礦物膨脹，從根本上解決水敏與水鎖效應，并且無壓裂液殘渣滯留，維持了原始滲流通道[11-16]。基于CO2壓裂技術的各種優勢，通過室內試驗及數值模擬手段對致密油藏CO2前置壓裂過程中流體間相互作用機理進行研究，最終明確CO2對地層原油物性影響及作用機理，并通過數值模擬手段明確壓裂全周期過程中CO2的相態變化規律。以期為致密油藏CO2前置壓裂技術的進一步研究打下基礎。

1 CO2與原油作用機理及試驗方法

1.1 作用機理

原油相態壓力、體積、溫度(pressure volume temperature，PVT)分析數據是油田開發勘探中十分重要的數據，是評價儲油層性質、計算儲量、開發設計、管理油井、預測油田動態及三次采油不可缺少的資料。地層原油的特點是處于高溫高壓下原油溶解大量的烴類氣。隨油藏開采的進程，由于油藏溫度、壓力的變化油氣相態及油、氣組成也隨之改變。為了合理開發油藏要及時掌握隨溫度、壓力的改變油藏油、氣性質變化，進行CO2-原油PVT高壓物性分析具有很強的必要性。在PVT實驗前，首先通過色譜分析實驗測得目標研究區塊的原油組分，為后續研究提供基礎數據。

CO2注入原油后，與原油發生一系列反應，使原油的性質發生改變。通過CO2-原油相態研究可以明確研究區原油在注入CO2后的變化情況，為指定合理的開發方案，進而高效地開發油藏提供依據。

1.2 試驗儀器裝置

采用美國RUSKA公司高壓PVT試驗設備進行相態行為測試，其試驗設備如圖1所示。該試驗設備可同時進行地層原油PVT性質測試和原油黏度測試[17]。

1為三看窗釜； 2為油樣釜； 3為落球式黏度計； 4為高壓泵； 5為CO2氣瓶； 6為真空泵； 7為壓力表； 8～13為高壓閥門圖1 RUSKA油藏原油PVT性質及黏度測試裝置Fig.1 PVT property and viscosity test device of crude oil in RUSKA reservoir

1.3 實驗步驟

(1)配制油藏流體(未注CO2)：首先將伴生氣加熱至44 ℃，并送入配樣釜。然后將原油壓入配樣釜，求取所配油藏流體密度。

(2)配油藏流體(注入CO2)：首先打開三看窗釜閥門壓入CO2氣體，恒溫4～5 h后，計算三看窗釜中CO2的量，并調整壓力至所需CO2的量。然后將油藏流體壓入三看窗釜，配置成含指定CO2濃度的油藏流體。

(3)測定PVT性質：首先將油藏流體(三看窗釜中)壓成單相后，攪拌搖勻，穩定30 min。然后測定不同壓力下的油藏流體PVT(按照壓力由高到低順序每隔1～2 MPa測一次)，并求出油藏流體的泡點壓力(根據體系體積的突變點)，達到泡點壓力后繼續降低壓力直至地層壓力或地層壓力以下。

2 實驗結果及分析

繪制莊183區塊P-T相圖，各類樣臨界參數pc、Tc如圖2所示。

油藏溫度為51.5 ℃，儲層壓力為16.75 MPa，地層流體飽和壓為8.12 MPa。CO2原油密度變化情況如圖3所示。

圖2 莊183區塊原油P-T相圖Fig.2 P-T phase diagram of crude oil in Zhuang 183 block

圖3 不同CO2摩爾分數下原油密度Fig.3 Crude oil density under different CO2 mole fractions

CO2在原油中溶解后會與原油發生相互作用，最終導致地層原油基本物性發生變化。在地層條件下CO2屬于超臨界狀態，超臨界狀態下CO2密度較高，通過實驗可知隨著壓力的升高，超臨界CO2與原油之間的接觸面積更大，導致隨著原油密度隨壓力的升高而不斷升高，同時隨著CO2含量的增加，溶解于原油中的超臨界CO2含量上升，使得原油密度增加，向莊183原油注入45%摩爾分數的CO2后，在20 MPa下其密度從0.734 1增大到了0.798 6 g/cm3，上升了8.78%。原油溶解膨脹實驗中CO2的溶解度以及原油飽和壓力及膨脹系數變化情況如圖4所示。

圖4 不同CO2摩爾分數下原油飽和壓力Fig.4 Crude oil saturation pressure under different CO2 mole fractions

地層壓力下可溶解大量的CO2，在25 MPa注入壓力下，1 t原油溶解CO2可達300.36 m3。CO2對原油具有良好的溶脹作用：當原油體系中CO2摩爾分數從0增大至45%時，體系的飽和壓力由8.12 MPa提高12.20 MPa，提高了50.25%；原油的膨脹系數由1.05提高到1.86，提高了77.14%，顯著增加了原油的彈性能力，從而對油井產量具有明顯的提升作用。由于CO2的溶脹作用，原油的相對體積、體積系數及壓縮系數變化如圖5所示。

圖5 不同CO2摩爾分數下原油相對體積、體積系數及壓縮系數Fig.5 Relative volume, volume coefficient and compressibility of crude oil under different CO2 mole fractions

研究發現當原油中CO2摩爾分數由0%增大到0.45%時，原油相對體積從0.950 7增大到了0.974 8，增加了2.53%；原油體積系數從1.33增大到了1.73，增加了30.06%；原油壓縮系數從3.877 3增大到5.487 8，上升了41.54%。可以發現，注45%摩爾分數的CO2后，原油相對體積、體積系數和壓縮系數值均變大，表示當CO2溶入原油，可使其體積發生膨脹，同時也極大地增加了原油的可壓縮性，進一步論證CO2與原油的相互作用能夠顯著提高油井產能。

3 壓裂全周期流體相態及組分變化規律

為了進一步研究致密油藏CO2前置壓裂流體相互作用機理，利用油藏數值模擬手段對壓裂全周期過程中CO2存在狀態、原油物性(黏度、密度)變化及原油與CO2之間的相互作用進行了深入研究。

3.1 研究手段

基于室內試驗數據，通過CMG模擬器Winprop模塊建立了該區塊流體相態模型，用于理論研究。Winprop模塊中可以進行三相閃蒸(OGW)計算，OGW計算包括三相計算，其中氣液相用狀態方程模擬，水相用Henry定律模擬。由于狀態方程是為類氣烴系統而推導的，因而不可能精確模擬水相。在水相中對組分溶解度使用Henry定律常數。水相中組分i的逸度系數Φiw定義為

lnΦin=ln(Hi/p)

(1)

式(1)中：Hi是組分i的Henry定律常數，每個組分的H在表Henry’s Law中輸入。如果不指定Hi, Winprop內部計算三相和OGW計算的實驗數據在組分模擬中輸入，包括質量密度、摩爾分數、體積分數和不同相的黏度。

3.2 原油組分在壓裂、燜井和返排中的存在狀態

注入CO2的摩爾分數為25%，在壓裂及燜井過程中，壓力在流體飽和壓力以上，流體無氣相存在，燜井過程中注入的CO2有99.56%存在于油相，0.44%存在于水相，如圖6所示。油相中CO2的溶解比例為97.74%，水相中為2.26%，如圖7所示。返排過程中，壓力降到8 MPa時，CO2在油相、水相、氣相中的比例分別為85.61%、0.91%、14.24%。

圖6 壓裂燜井返排過程中CO2在油氣水的存在狀態Fig.6 Existing state of CO2 in oil, gas and water during the fracturing process

圖7 壓裂燜井過程中CO2在油、水中的溶解Fig.7 Dissolution of CO2 in oil and water during the fracturing steer well

3.3 原油組分在壓裂、燜井和返排中的黏度變化

在壓裂、燜井和返排過程中，隨著壓力的增加或降低主要影響的是原油黏度，在壓裂中壓力從14 MPa上升到40 MPa，油相黏度從0.868 3 mPa·s上升到了1.123 8 mPa·s，上升到了29.43%，在返排中壓力從17 MPa降到7 MPa，油相黏度從0.868 3 mPa·s上升到了1.307 8 mPa·s，上升了50.62%，如圖8所示。分析其原因為壓裂過程中由于壓力的增加使得原油黏度增加，而返排過程中CO2在不同相的分布可知由于氣體及CO2從油相中不斷脫出，CO2對原油的降黏效果減弱，最終導致原油的黏度不斷升高。

圖8 壓裂燜井返排過程中原油黏度變化Fig.8 Crude oil viscosity change in the flowback process of fracturing soaking

3.4 原油組分在壓裂、燜井和返排中的密度

在壓裂、燜井和返排過程中，由于CO2與流體間的相互作用以及CO2存在方式的變化，導致原油與水的密度發生相對應的改變。其中在壓裂中壓力為16～40 MPa，油相密度從761.8 kg/m3上升到了788.8 kg/m3,上升了3.5%，水相密度從998.6 kg/m3上升到了1 008.9 kg/m3，上升了1.0%，油相和返排中壓力從16 MPa降到8 MPa，油相密度從761.8 kg/m3下降到了759.5 kg/m3，下降了0.3%，水相密度從998.6 kg/m3降到了994.9 kg/m3，下降了0.4%。如圖9所示。分析其原因為壓裂過程中壓力的增加使得原油密度增加，而返排過程中由于壓力的降低，使得原油密度降低。

圖9 壓裂燜井返排過程中原油密度變化Fig.9 The crude oil density changes during the flowback process of fracturing and soaking

3.5 原油組分在壓裂、燜井和返排過程中與CO2的作用

向油藏流體中加入CO2，流體飽和壓力為10.08 MPa，當壓力為9.75、6.75、2.75 MPa時，氣相中的甲烷摩爾分數不斷降低，C2-C5組分摩爾分數由11.79%上升高到了16.69%，大約升高了41.56%，可以得出CO2對C2-C5組分的萃取能力較強，對重質組分和甲烷萃取效果較弱，如表1、圖10所示。

表1 氣相中原油組分摩爾分數

圖10 氣相中原油組分摩爾分數Fig.10 The molar fraction of the crude component in the gas phase

綜合利用試驗及數值模擬手段對致密油藏CO2前置壓裂流體之間相互作用機理進行研究。通過對試驗數據及作用機理進行模擬分析，更加詳細且深入地明確了地層條件下CO2與原油的作用機理并定量描述出由于CO2的注入對原油高壓物性的變化情況。其次利用數值模擬手段，模擬壓裂全周期中流體的相態變化情況，定量描述出在壓裂、燜井及返排過程中CO2存在方式的改變以及由于CO2與原油的相互作用導致壓裂不同階段原油密度及原油組分的變化情況。為進一步論證CO2壓裂技術的增產機理及作用效果，從而制定出針對致密油藏的最優開采方式打下堅實基礎。

4 結論

(1)通過原油PVT實驗可知，當實驗條件保持地層條件時，CO2處于超臨界狀態，超臨界CO2黏度較低，密度與液體相似，所以隨著壓力的不斷上升，超臨界CO2溶于原油，使得原油密度增大；同時隨著CO2含量的上升，越來越多的超臨界狀CO2與原油接觸，使得原油密度隨著CO2含量的增加而增加。

(2)通過原油膨脹實驗可知，CO2對原油具有較高溶脹作用，當CO2注入后，原油相對體積、體積系數和壓縮系數值均變大，其中當原油摩爾分數由0增大到45%時，原油體積系數增加了30.06%，壓縮系數上升了41.54%。通過試驗表明CO2使得原油體積發生膨脹，增加了原油的可壓縮性，從而證明CO2與原油作用能夠明顯提高油藏的彈性能量，進一步提高油井產能。

(3)通過數值模擬手段可知，在壓裂、燜井和返排過程中，CO2的存在狀態各不相同，燜井過程注入的CO2中99.56%存在于油相中，返排過程中隨著壓力的降低，CO2在油中的溶解量逐漸下降，存在于油相中的CO2逐漸分離為氣相。返排過程中，壓力降到8 MPa時，CO2在油相、水相、氣相中的比例分別為85.61%、0.91%、14.24%。

(4)通過數值模擬手段可知，CO2對原油C2-C5組分的萃取能力較強，對重質組分和甲烷萃取效果較弱。同時由于在壓裂、燜井和返排過程中CO2的存在方式不同以及CO2對原油組分具有萃取作用，使得原油密度及黏度均發生不同程度的變化，其中在壓裂中，油相黏度上升了29.43%，密度上升了3.5%，在返排中油相黏度上升了50.62%，油相密度下降了0.3%。通過數值模擬手段明確了壓裂過程中CO2與原油的作用機理及效果，結合室內實驗研究結論為進一步研究CO2壓裂技術增產機理及致密油儲層最優開發方案打下堅實基礎。