低效稠油CO2復合吞吐參數優化

馮海順, 張紹東, 王濤, 徐宏光, 翟勇,3, 林吉生,3

(1.勝利油田石油工程技術研究院， 東營 257000； 2.勝利油田博士后科研工作站， 東營 257000； 3.山東省稠油開采重點實驗室， 東營 257000； 4.勝利油田分公司， 東營 257000)

中國稠油資源豐富，開發方式主要是水驅和注蒸汽熱采。已動用的稠油油藏平均采收率大約20%，與常規水驅(平均采收率38.4%)和化學驅(平均采收率46.5%)相比，還有很大的提升潛力[1-3]。部分稠油區塊受埋深、滲透率低、儲層敏感等因素影響，無法轉熱采和化學驅，開發經濟性較差。近幾年采用 “CO2+增溶劑”復合吞吐的方法[4-8]，取得了一定的降本增油效果。因此，需要通過室內物理模擬的方法，研究注CO2復合吞吐機理和進行相關工藝參數的優化。中外學者在注氣吞吐物理模擬裝置和方法上進行了大量研究[9-10]。馬銓崢等[11]通過回壓閥控制回壓模擬燜井和吞吐過程，進行了CO2吞吐效果及影響因素分析研究。黃小亮等[12]通過室內長巖心的CO2吞吐實驗研究了注氣量、燜井時間等參數對長慶低滲透油田開發效果的影響。吳公益等[13]通過數值模擬方法進行了CO2吞吐、CO2驅等復合開發技術的關鍵參數優化和效果評價。杜建芬等[14]采用100 cm長巖心開展了CO2驅替實驗，揭示了氣藏中CO2埋存與提高采收率的關系和影響因素。

雖然前人對CO2吞吐提高采收率實驗進行了大量研究，但仍存在著一些問題：一是目前大部分物模裝置以驅替為主，進行吞吐實驗無法模擬氣體的彈性變化，導致產出較低；二是進行多次吞吐后，無物質和能量補充，模擬效果變差；三是部分實驗僅僅通過回壓閥逐漸降壓模擬燜井的壓降過程，造成了能量損失，使得回吐過程中能量不足，產量較低，同時無法模擬氣體與原油在壓降下的相互作用過程。如何有效模擬地層吞吐過程中的燜井過程、強化氣體與原油間的相互作用、精確控制注入采出過程和有效進行物質及能量補充是目前迫切需要解決的問題[15-17]。

基于吞吐補償系統建立一套CO2復合吞吐的物理模擬方法，可以模擬不同油藏條件下的注氣吞吐實驗，進而得到不同注入條件下的注氣吞吐效果，為油田注CO2吞吐開發提供了可靠地評價方法。通過開展室內物理模擬參數優化研究，為現場CO2吞吐現場試驗方案設計提供指導。該研究對于低效稠油油藏注 CO2提高采收率技術發展具有實際意義，同時對CO2節能減排的技術儲備和能源開發具有現實意義。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

增溶劑ZR-1為實驗室復配，主要為醚類混合物；CO2純度為99.9%。實驗用水為濱南模擬地層水，實驗用油為勝利脫水脫氣原油，50 ℃黏度為2 313 mPa·s。

1.2 實驗方法

1.2.1 吞吐實驗裝置設計

設計如圖1所示可以精確控制筒體前后端壓力及體積的吞吐補償設備，可以在注入過程和采出過程中進行壓力補償和物質補償，模擬燜井過程中的壓力降低過程，真實反映注氣吞吐過程中氣體與原油的相互作用。吞吐補償裝置具有恒容模式、恒壓模式和降壓模式。恒容模式模擬氣體注入階段壓力升高，但氣體并未進入地層深部階段，此時壓力升高體積不變；降壓模式可以根據實驗需求，連續精確地控制壓力降低過程，模擬地層燜井過程；恒壓模式模擬吐出階段，地層以恒定壓力生產。

圖1 吞吐物理模擬實驗流程圖Fig.1 Huff and puff physical simulation experiment flow chart

1.2.2 吞吐實驗步驟

(1)按要求準備巖心，水驅至含水98%；按照圖1連接實驗裝置，中間容器內充填一定質量原油，關閉與巖心連接閘門，吞吐補償裝置設置為恒容模式，調整壓力到設置的連通壓力，記錄初始位置。

(2)注入階段：打開注入閥門，注入設計量的CO2和化學劑，當巖心末端測壓點壓力達到連通壓力時，打開中間容器與巖心連接閘門，實時記錄壓力情況。

(3)燜井階段：根據現場壓降數據，吞吐補償裝置設置為降壓模式，模擬燜井階段的壓力變化過程，當壓力降低到平衡壓力后，調整吞吐補償系統為恒壓模式，燜井等待12 h以上。

(4)產出階段：打開采出閥門，緩慢降低回壓閥壓力，吞吐補償裝置設置恒壓模式吐出生產，直到吞吐補償裝置到達初始位置后調整為恒容模式，繼續生產，當壓力降低到連通壓力，關閉中間容器與巖心連接閘門，回壓閥降低到設計壓力，不再產出停止；產出物通過氣水分離器分離，氣體進入氣體流量計，液體在分離器內分層，通過天平稱量質量；重復吞吐過程，模擬多輪次吞吐效果，直到達到設計輪次。

2 結果與討論

2.1 吞吐實驗參數設計

如何確定物理模擬中能反映礦場實際情況的各項參數，以及模擬結果如何在礦場應用，是目前所面臨的重要問題。因此，需要建立物模實驗參數與礦場參數的有效換算關系。主要通過單管模型進行CO2吞吐物理模擬實驗，模擬現場CO2注入、燜井及開井生產過程，主要影響因素為滲透率、孔隙度、含油飽和度、注入量、注入速度、燜井時間等，通過文獻調研和實驗探索，通過物性條件相似、幾何相似、作用力相似和生產動態相似等相似屬性，初步建立實驗參數見表1。

表1 物模實驗參數設計表Table 1 Physical simulation experiment parameter design table

如表1所示，滲透率、孔隙度、含油飽和度等根據物性相似原則，參考礦場值設計實驗值。注入量根據生產動態相似原則設計，現場注入量一般按照油藏中能夠波及原油的5%～10%設計注入量，綜合考慮成本和施工等因素，一般單井一次吞吐注入10～30 t增溶劑和100～300 t CO2。因此實驗室增溶劑注入量按照飽和原油的3%～5%設計，為5～10 g，注入CO2量根據氣體與化學劑質量比2∶1～5∶1設計，實驗室注入量為10～50 g。燜井時間通過CO2溶解實驗確定。通常12 h以上CO2溶解基本達到飽和。注入壓力和燜井穩定壓力等根據油藏生產動態相似進行設計。設計的吞吐補償裝置，主要考慮油藏深部對于近井地帶能量和物質的補充，實驗室初步設計連通地層深部的壓差為2 MPa，即在吞吐實驗過程中，巖心末端壓力大于2 MPa時與中間容器連通。

2.2 注入參數優化研究

2.2.1 增溶劑注入量優化

首先進行增溶劑注入量優化，根據參數優化設計，實驗設置5個注入輪次，分別注入“12.5 g CO2”“5 g增溶劑+12.5 g CO2”“5 g增溶劑+12.5 g CO2” “10 g增溶劑+12.5 g CO2”和“15 g增溶劑+12.5 g CO2”5個輪次。巖心滲透率為1.36 D，初始含油飽和度78.4%，水驅采收率為48.9%。實驗結果見表2和圖2。

圖2 增溶劑注入量實驗效果Fig.2 Experimental effect of solubilizer injection volume

從表2可知通過注入不同復合體系組合，不同輪次的采出程度均得到提高。其中第一輪次效果最好，注入復合體系后，壓力達到12.13 MPa，充分體現了CO2能夠有效增能膨脹的驅油機理。隨著注入輪次增加，巖心中液體不斷產出，注入后壓力逐漸在7.34 ～8.98 MPa，加入增溶劑后，通過協同降黏作用，使穩定產出能夠提高到5個輪次。通過對比第二和第三個輪次可知，注入相同的設計量輪次，產液和提高采出程度會呈現明顯下降。第四輪次提高增溶劑注入量從5 g到10 g，產液和提高采出程度得到了一定的提高，提高采出程度從5.2%增加到7.1%，說明增加增溶劑量可以有效改善開發效果。第五個輪次，增溶劑量增加到15 g后，雖然能夠獲得一定的產出液，但隨著輪次增加，含水率從18.1%增加到76.9%，提高采出程度下降非常明顯。由于實驗室物理模擬尺度較小，當第五個輪次以后，提高采出程度效果差，雖然能夠產出一部分油，但是經濟效果較差。因此綜合考慮，增溶劑最佳注入量為能夠波及原油質量的5%～10%(5～10 g)。

2.2.2 CO2注入量優化

根據增溶劑注入量的優化結果，設置每個輪次注入5 g增溶劑，進行CO2注入量的優化研究。實驗設置5個注入輪次，分別注入“12.5 g CO2”“5 g增溶劑+12.5 g CO2”“5 g增溶劑+12.5 g CO2” “5 g增溶劑+25 g CO2”和“5 g增溶劑+35 g CO2”五個輪次。巖心滲透率 1.63 D，初始含油飽和度86.6%，水驅采收率為41.4%。實驗結果見表3和圖3。

表2 增溶劑注入量實驗效果Table 2 Experimental effect of solubilizer injection volume

表3 CO2注入量實驗效果表Table 3 Experimental effect table of CO2 injection volume

圖3 CO2注入量實驗效果Fig.3 Experimental effect of CO2 injection volume

從表3可知通過分別注入不同復合體系組合，采出程度均得到提高，提高采出程度隨著注入輪次增加，逐漸降低，第四輪次產出液相比第三和第五輪次出現小幅增加。通過注入更多的CO2后，可以少量提高產出液，但是大量氣體存在，更容易形成氣竄通道，造成產出液整體下降。隨著輪次增加，含水率也呈現波動變化，注入第二個輪次，含水率升高到31%，注入第三個段塞，含水下降到6.4%，說明“CO2+增溶劑”的復合體系對于產水具有一定的抑制作用，第四個段塞又升高到51.6%，此時大量的CO2氣體通過增能膨脹作用，帶出了前幾個輪次無法波及的束縛水，第五個段塞含水下降到34.3%，此時形成氣竄，氣體快速產出，且巖心管中未補充新的水，共同造成了含水率的下降。通過對比第三到第五個輪次的產油情況，當化學劑與CO2注入質量比為1∶2.5時，具有較好的提高采出程度。繼續增加CO2注入量，則會帶來氣竄等風險，造成采出程度增加不明顯。現場注入時，由于氣體會沿地層不同方向竄流，建議注氣量可以將質量比適當提高到1∶5。

2.2.3 注入方式優化

根據上面的研究優化，選擇每個輪次注入5 g化學劑和12.5 g CO2，進行注入方式的優化。實驗設置5個注入輪次，第一輪次注入“12.5 g CO2”，后四個輪次均注入 “5 g增溶劑+12.5 g CO2”，分別采用四個段塞、三個段塞、兩個段塞和一段塞交替注入的方式注入。巖心滲透率1.253 5 D，初始含油飽和度82.5%，水驅采收率為 39.0%。實驗結果見圖4和表4。

從表4可知通過分別注入不同段塞組合，采出程度均得到提高。通過第二到第五個輪次的對比，每個輪次均能夠獲得一定量的產出液。第二個輪次，通過四個段塞注入，產出液僅為3.54 g，此時CO2和增溶劑交替注入，可以使兩者充分接觸充分作用，CO2優先溶解在增溶劑中，造成增溶劑與原油的直接接觸作用減弱，CO2在原油中的溶解量減少，因此產出效果不明顯，同時多段塞的注入，頻繁操作注入端閥門，對于維持注入壓力保持連續注入帶來影響。第三輪次和第四輪次的注入，產出液和產出程度均獲得一定的提升，說明采用兩段塞和三段塞的方式，能夠使增溶劑首先與原油作用，特別是與原油中的瀝青質組分作用，改善原油性質，然后與后續的CO2段塞充分接觸，起到增溶劑和CO2協同增效的作用，這樣可以更有效地發揮增溶劑和CO2對原油的直接作用，效果最好。

圖4 不同注入段塞實驗效果Fig.4 Experimental effect of different injection slugs

表4 不同注入段塞實驗效果表Table 4 Experimental effect table of different injection slugs

2.3 現場應用

試驗井區塊滲透率305×10-3μm2，孔隙度30.52%，泥質含量22.37%，油層深度1 022 m，地下原油黏度874.3 mPa·s。至2019年7月累產油2 339.0 t。由于原油黏度高、儲層敏感、滲透率低、能量低，日產液水平長期維持在0.5 t以下，2016年1月關井停止生產。通過分析，采用“CO2+增溶劑”的措施開井生產，主要通過注入增溶劑改善近井地帶滲流能力，降低遠端原油黏度，增加CO2在原油中的溶解作用；復合注入CO2增加地層彈性能量，擴大波及體積，發揮CO2溶解降黏作用。設計注入增溶劑20 t，注入CO2120 t，采用兩段塞注入方式，燜井14 d后開井。

由圖5可知，采取措施(增效劑+二氧化碳)后效果顯著，日產液維持在3 t以上、日產油在2 t以上、含水率降低到40%以上，截至2020年12月底，累增油349.1 t、累產液552.7 m3，措施持續有效中。

圖5 試驗井生產曲線對比Fig.5 Comparison of production curves of test wel

3 結論

通過建立的多輪次CO2復合吞吐物模方法，進行了參數優化研究。實驗結果表明，增溶劑注入濃度為5%～10%、CO2與化學劑注入質量比為1∶2.5～1∶5、采用兩段塞注入的方式，提高采出程度最高。該方法有效地模擬了復合吞吐過程中的注入、燜井和產出過程，完全滿足CO2復合吞吐的工藝參數優化的研究要求。