華北油田長巖心注CO2驅替室內實驗研究

張桂迎，李 棟，賈國輝，鄧成明，賈志中

(中國石油華北油田公司第三采油廠，河北河間 062450)

目前國內外對注氣驅油技術的研究較為廣泛，尤其是CO2驅、N2驅、煙道氣驅等氣體驅替技術的研究[1-3]。CO2驅油技術是把CO2注入到油層，降低地層原油黏度和地層流體的界面張力，使原油體積膨脹，形成混相或近混相狀態(tài)，繼而降低滲流阻力，提高原油采收率[4-7]。

巖心驅替實驗有短巖心驅替實驗和長巖心驅替實驗，短巖心驅替實驗所得數據很難為后期現場優(yōu)化方案提供精準的參數，因此大多使用長巖心驅替實驗來衡量評價注氣驅油效果[8-12]。為探索華北油田A區(qū)塊注CO2提高采收率的潛力大小，開展長巖心注CO2驅替室內實驗研究，系統地評價混相壓力、非混相壓力及混相條件下水氣交替采收率，為現場CO2驅替提高采收率方式的優(yōu)選提供理論基礎。

1 實驗準備

1.1 實驗條件

華北油田A區(qū)塊儲層巖性主要以不等粒礫巖、砂礫巖為主，孔隙類型主要是粒間孔、粒內溶孔，屬低孔低滲儲層。

1.2 活油、地層水的配置及氣源準備

根據華北油田A區(qū)塊原始飽和壓力，利用井口原油和套管氣制備地層原油，活油配置的原油物性參數見表1；樣品制備裝置設定溫度為儲層溫度，壓力為原始飽和壓力；地層水礦化度為7 200 mg/L，根據地層水礦化度制備模擬地層水，用于氣水交替和巖心飽和地層水實驗中的水段塞注入；實驗溫度為62 ℃；驅替速度為0.08 mL/min；采用工業(yè)級純CO2，純度大于99.995%，N2含量小于25.01 mg/m3，O2含量小于7.14 mg/m3，水分含量小于5 mg/kg，總烴含量小于10 mg/kg。

表1 原油物性參數

1.3 長巖心的制備

實驗采用直徑38 mm的天然礫巖巖心，選取膠結強度較高、端面整齊、礫石尺寸適中的巖心，并按照SY/T 5336-2006規(guī)定的相關標準對巖心進行清理，去除殘留原油。先將巖心烘干，測量巖心干重G1，巖心直徑D，長度L，氣測滲透率K1；再將巖心抽真空后飽和模擬地層水，抽真空12 h后引入地層水，繼續(xù)抽真空3 h，然后對容器加壓飽和5 h后，測量巖心濕重G2。

長巖心滲透率設計：根據現場資料及實驗條件，長巖心設計滲透率為20×10-3μm2，選取不同滲透率巖心按公式(1)進行排序組合[13]。

(1)

式中：L為長巖心總長度，cm；K為長巖心平均氣測滲透率，10-3μm2；n為巖心個數，個；Ln為第n塊巖心長度，cm；Kn為第n塊巖心氣測滲透率，10-3μm2。

長巖心由5塊不同長度、不同滲透率的短巖心串聯組成，長巖心總長度26.39 cm，總孔隙體積45.96 mL，平均孔隙度15.23 %，平均滲透率67.50×10-3μm2，短巖心串聯順序見表2。

表2 長巖心串聯排序設計

1.4 實驗裝置

長巖心驅替裝置由長巖心、回壓控制器、注入泵、輔助泵、CO2容器、地層原油容器、分離器、采出氣液計量裝置、壓力傳感器、數據采集計算機組成。實驗過程中，恒溫箱恒定地層溫度。

2 實驗過程

2.1 建立束縛水

利用泵將驅替原油注入到長巖心中，每隔2 h記錄一次驅替壓力、環(huán)壓、出口端的流水量；逐漸提高驅替速度，當出口端的流水量不再增加時，完成束縛水的建立。

2.2 建立回壓

將長巖心出口端連接回壓控制器，注入泵注入地面原油(死油)，當回壓控制器出口處持續(xù)有地面原油流出時，回壓控制器開始升壓。同時，長巖心的環(huán)壓由輔助泵同步激發(fā)，環(huán)壓始終保持在比注入壓力高2.0～5.0 MPa。當回壓控制器壓力增加到地層壓力并且地表原油不斷從出口流出時，回壓建立完成。

2.3 飽和地層原油(活油)

長巖心進口端預先排空管線，采用輔助泵將地層原油容器的壓力提高到與長巖心入口端相同的壓力，將地層原油容器與長巖心進口端連接，并且在保持壓力不變的情況下將地層原油注入長巖心中。當連續(xù)驅替地層原油注入量達到1.5 PV，且連續(xù)三次測得的回壓控制器出口流出物的氣油比與制備的地層原油數據一致時，完成飽和地層原油的建立。

3 不同條件下CO2驅替實驗

長巖心進口端預先排空管線，將CO2容器升壓至與長巖心進口端壓力一致，連接CO2容器與長巖心進口端，分別在非混相壓力(14.0 MPa)和混相壓力(19.0 MPa)條件下，驅替CO2至長巖心中，進行氣驅實驗。每隔0.01 PV記錄驅替時間、分離器產出的油量和氣量、驅替壓力、回壓等數據，通過計算得到原油采收率。

當產出端氣油比過高時，在混相壓力條件下驅替地層水0.10 PV，在此壓力下驅替CO2至長巖心中，進行氣水交替實驗，記錄數據并計算原油采收率。

3.1 非混相壓力條件下CO2長巖心驅替實驗

非混相壓力條件下CO2長巖心驅替實驗基本參數見表3，回壓設置為14.0 MPa，注氣速度0.08 mL/min。

表3 非混相壓力條件CO2長巖心驅替實驗基本參數

從圖1可以看出，隨著CO2注入量的增加，驅替壓力快速增高，然后緩慢下降并趨于平穩(wěn)；當CO2的注入量大于0.50 PV時，采出液的氣油比明顯上升，說明此時注入氣前緣已推進至巖心末端，氣竄通道逐漸形成；此后，氣竄現象明顯，產油量降低，采收率趨于平穩(wěn)。最終，非混相條件下CO2驅采收率為53.69%，其中注氣竄流前，采收率為46.56%；CO2采出端突破至完全氣竄，該階段采收率提高了7.13%。

圖1 非混相CO2驅驅替壓力、采收率及氣油比的變化

3.2 混相壓力條件CO2長巖心驅替實驗

混相壓力條件下CO2長巖心驅替實驗基本參數見表4，回壓設置為19.0 MPa，注氣速度0.08 mL/min。

表4 混相壓力條件CO2長巖心驅替實驗基本參數

從圖2可以看出，隨著CO2注入量的增加，驅替壓力升高速度較快，然后快速下降并趨于平緩，分析認為，混相壓力條件下CO2驅油能力較強，CO2沿氣竄通道突進的同時，在較強的混相作用影響下，部分原油會隨CO2進入竄流通道，造成通道內出現短時的封堵，導致壓力快速上升；隨著后續(xù)CO2繼續(xù)向前推進，通道恢復竄流狀態(tài)，壓力明顯下降；之后不斷重復這個過程，形成了壓力波動的情況，竄流通道附近原油飽和度下降，壓力波動幅度逐漸降低。當CO2的注入量大于0.57 PV時，采出液的氣油比急劇上升，說明采出端注入氣突破，在完全氣竄前，氣油比略有波動，其原因與壓力波動原因基本相同，即在氣竄通道形成初期，通道附近部分原油在混相作用下，隨CO2進入氣竄通道，導致通道暫時封堵，造成注入氣竄流暫時受到影響，從而使采出端氣油比出現小范圍波動，隨著通道附近原油逐漸被采出，氣竄通道逐漸穩(wěn)定，最終形成較強的注氣竄流，在此過程中氣油比先表現為波動上升，然后大幅升高。當CO2的注入量大于0.59 PV時，發(fā)生明顯的氣竄，最終，混相條件下CO2驅采收率為60.55%，其中注氣突破前，采收率56.05%；CO2采出端突破至完全氣竄，該階段采收率提高了4.50%。

圖2 混相CO2驅驅替壓力、采收率及氣油比的變化

3.3 混相壓力條件CO2長巖心氣水交替實驗

混相壓力條件下CO2長巖心氣水交替實驗基本參數見表5，回壓設置為19.0 MPa。實驗初期為CO2驅油，注氣速度0.08 mL/min，驅替至注入氣竄流，開始進行氣水交替注入，即先向巖心內注入0.10 PV的模擬地層水，注入速度0.08 mL/min，再繼續(xù)使用CO2驅替巖心，注入速度0.08 mL/min，驅替至注入氣竄流，完成第1次氣水交替注入周期；之后，以相同的注入參數和步驟完成第2次氣水交替注入周期。

表5 混相壓力條件CO2長巖心氣水交替實驗基本參數

混相壓力條件下，CO2氣水交替采收率及氣油比、驅替壓力的變化見圖3。

圖3 CO2氣水交替驅替壓力、采收率及氣油比的變化

連續(xù)氣驅階段：實驗開始后，隨著CO2注入量的增加，注入壓力逐漸升高然后緩慢下降，注入壓力下降過程中略有波動。當CO2注入量約為0.35 PV后，采出液氣油比逐漸上升，CO2注入量達到0.43 PV后，采出液氣油比明顯上升，達到450，說明注入氣發(fā)生竄流，連續(xù)氣驅階段結束，本階段采收率為60.55%。

氣水交替第二輪次：實驗過程與氣水交替第一輪次基本相同，水段塞注入量為0.10 PV后，再注入CO2至完全氣竄；水段塞注入結束時，驅替壓力升高至21.28 MPa，同時氣油比逐漸下降；然后繼續(xù)向巖心內注入CO2，注入過程中注入壓力最高達20.36 MPa，之后注入壓力逐漸降低，氣油比回升。0.20 PV氣段塞注入結束，氣油比升至9 400 m3/m3時，氣水交替第二輪次結束。此時累計注入量為1.21 PV，總采收率為76.56%，本階段采收率增幅4.15%。

從圖4可以看出，采取氣水交替注入后，由于水段塞的前置封堵擾動作用，同時氣相相對滲透率降低，造成注入峰值壓力大幅度升高；同時在氣水交替第二輪次，注入氣重新竄流后，由于水段塞的存在，氣相相對滲透率依然較低，氣竄時的穩(wěn)定注入壓力遠高于初期連續(xù)氣驅時氣竄階段的注入壓力。

圖4 混相壓力條件下CO2氣水交替驅油各階段采收率及最大注氣壓差

3.4 不同驅替方式效果對比

通過對比不同驅替方式得到的采收率可以看出，19 MPa氣水交替實驗條件下采收率最高，達76.56%(圖5)。

圖5 不同驅替方式采收率對比

從圖6可以看出，連續(xù)驅油過程中，CO2換油率均呈現先上升后降低的趨勢，主要是因為驅油后期氣竄通道形成，驅油效率下降，導致換油率降低；19.0 MPa氣水交替實驗第二輪次中的CO2換油率出現一定的回升，但提高幅度較小，主要是因為該時段水段塞暫時封堵了氣竄通道，導致CO2相對滲透率下降、驅替壓力增大，造成產油量上升，從而使換油率出現一定程度的升高，但由于水段塞對氣竄抑制能力較差，氣體突破較快，換油率上升幅度較小。

圖6 不同驅替方式下CO2瞬時換油率

4 結論

(1)非混相條件下(回壓14.0MPa)CO2驅采收率為53.69%，其中注氣竄流前，采收率46.56%；CO2采出端突破至完全氣竄，該階段采收率提高了7.13%。

(2)混相條件下(回壓19.0MPa)CO2驅采收率為60.55%，其中注氣突破前，采收率56.05%；CO2采出端突破至完全氣竄，該階段采收率提高了4.50%。

(3)混相壓力(19.0 MPa)條件下CO2氣水交替驅油時，在連續(xù)注入階段采收率60.55%，交替第一輪次總采收率72.41%，增加了11.86%；交替第二輪次總采收率76.56%，增加了4.15%。

(4)對比不同驅替方式得到的采收率可知，19 MPa氣水交替下采收率最高，達76.56%。