深層低滲透砂礫巖油藏注CO2吞吐提高采收率實(shí)驗(yàn)研究

熊建華，龍小泳，朱璐，張瀚龍

(1.江蘇油田分公司，揚(yáng)州 225100；2.玉門油田分公司老君廟采油廠，酒泉 735019)

中國的砂礫巖油藏分布比較廣泛，主要分布在準(zhǔn)葛爾盆地的新疆油田、遼河盆地的遼河油田以及渤海灣盆地的勝利油田等地區(qū)[1-4]。西部某砂礫巖油藏S井區(qū)具有儲(chǔ)層埋藏深(大于3 500 m)、地層溫度高(125 ℃)、地層壓力高(35.8 MPa)、儲(chǔ)層物性差、水敏性強(qiáng)以及地層天然能量較低的特點(diǎn)，屬于典型的深層低滲透砂礫巖油藏，該井區(qū)前期壓裂后采用注水的方式進(jìn)行開發(fā)，前期穩(wěn)產(chǎn)效果較好，但隨著開采時(shí)間的延長，產(chǎn)能遞減速度較快，油井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均顯著降低。并且由于儲(chǔ)層孔喉細(xì)小，且非均質(zhì)性較強(qiáng)，導(dǎo)致水驅(qū)開發(fā)不均勻，地層能量衰竭較快，井區(qū)整體采收率較低[5-7]。因此，亟需尋找一種新的提高采收率方法，以進(jìn)一步提高深層低滲透砂礫巖油藏的開發(fā)效率。

CO2氣體易溶于原油，并能夠有效降低原油的黏度以及界面張力，增大原油的膨脹系數(shù)，改善油水流度比[8-9]。因此，往地層中注入CO2氣體能夠有效提高原油的采收率，在油藏實(shí)際應(yīng)用過程中CO2的注入方式主要包括CO2驅(qū)替以及CO2吞吐，其中CO2吞吐以其施工簡便、見效快、適用范圍廣以及資源消耗低等優(yōu)點(diǎn)，近年來受到了中外研究者的關(guān)注，并取得了較多的研究成果[10-14]。從20世紀(jì)50年代開始，外國學(xué)者就開始對CO2驅(qū)油技術(shù)進(jìn)行了研究。Torabi等[15]研究認(rèn)為，CO2吞吐在近混相狀態(tài)下的提高采收率效果明顯高于非混相狀態(tài)；Abedini 等[16]研究表明，CO2吞吐實(shí)驗(yàn)時(shí)注入壓力越高，吞吐采收率就越高，并且當(dāng)注入壓力小于最小混相壓力時(shí)，吞吐采收率的增幅較大。中國由于CO2氣源相對匱乏，開展CO2驅(qū)油以及CO2吞吐提高采收率技術(shù)的研究起步時(shí)間相對較晚，但近年來有較多學(xué)者針對致密砂巖油藏注CO2吞吐技術(shù)進(jìn)行了研究。華文靜等[17]針對延長油田致密砂巖儲(chǔ)層開展了CO2吞吐參數(shù)優(yōu)化實(shí)驗(yàn)研究，為目標(biāo)區(qū)塊優(yōu)選出合適的注氣速度、注氣時(shí)長、燜井時(shí)間和吞吐輪次；楊正明等[18]開展了CO2吞吐大型物理模擬實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明：經(jīng)過3個(gè)周期的CO2吞吐后，致密油藏采收率可以提高12.5%；孫麗麗等[19]研究表明，CO2吞吐的生產(chǎn)壓力應(yīng)高于原油的最小混相壓力，CO2吞吐能夠顯著提高致密砂巖油藏的采收率和換油率；何應(yīng)付等[20]研究發(fā)現(xiàn)，致密油藏CO2吞吐過程中注入壓力、燜井時(shí)間、注入速度、周期注入量、吞吐輪次以及裂縫間距等因素對吞吐采收率的影響較大，應(yīng)選擇合適的CO2吞吐施工參數(shù)。江蘇油田、中原油田、勝利油田以及冀東油田等地區(qū)先后開展了CO2吞吐礦場施工試驗(yàn)，均取得了比較明顯的增油效果。

綜合上述研究結(jié)果可知，有關(guān)CO2吞吐提高采收率技術(shù)的研究大多是針對低滲透或者致密砂巖油藏，而關(guān)于深層低滲透砂礫巖油藏CO2吞吐技術(shù)的室內(nèi)研究及現(xiàn)場應(yīng)用報(bào)道則相對較少[21-25]。為此，以西部某深層低滲透砂礫巖油藏為研究對象，采用CO2吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)與核磁共振分析實(shí)驗(yàn)相結(jié)合的方式，評價(jià)了生產(chǎn)壓力、燜井時(shí)間、吞吐周期以及巖心滲透率對CO2吞吐提高采收率的影響，并進(jìn)行了礦場試驗(yàn)。研究結(jié)果可為深層砂礫巖油藏實(shí)施CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場試驗(yàn)提供技術(shù)支持，在深層低滲透砂礫巖油藏的應(yīng)用中具有較大的潛力。注入地層中的CO2不僅補(bǔ)充了地層能量，提高了原油的采收率，一部分CO2氣體還能長期穩(wěn)定的儲(chǔ)存在地層中，起到良好的CO2封存效果，有效減輕CO2溫室氣體對氣候環(huán)境的影響。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料及儀器

實(shí)驗(yàn)材料：實(shí)驗(yàn)用巖心取自目標(biāo)深層低滲透砂礫巖油藏儲(chǔ)層段，具體物性參數(shù)如表1所示。實(shí)驗(yàn)用油樣為地面脫氣原油，密度為0.896 g/cm3，50 ℃下黏度為3.06 mPa·s；根據(jù)前期的細(xì)管實(shí)驗(yàn)結(jié)果，CO2與地層原油的最小混相壓力為20.8 MPa；實(shí)驗(yàn)用水樣為模擬地層水(水型為CaCl2型，總礦化度為18 506 mg/L)；實(shí)驗(yàn)用CO2氣體的純度為99.999%，成都宏錦化工有限責(zé)任公司。

表1 實(shí)驗(yàn)用巖心基本物性參數(shù)

實(shí)驗(yàn)儀器：CO2吞吐實(shí)驗(yàn)裝置(主要包括巖心夾持器、驅(qū)替泵、中間容器、回壓泵、回壓閥、圍壓泵、六通閥、樣品收集裝置以及恒溫箱等)，實(shí)驗(yàn)流程圖和裝置圖分別如圖1、圖2所示。KS-1型氣測孔滲聯(lián)測儀、CK-1型-巖心抽真空飽和裝置購自海安縣石油科研儀器有限公司；Q5000系列高壓精密驅(qū)替泵購自美國Chandler公司；Micro-MR系列核磁共振巖心分析儀購自蘇州紐邁分析儀器股份有限公司。

圖1 CO2吞吐提高采收率實(shí)驗(yàn)流程圖

圖2 CO2吞吐實(shí)驗(yàn)裝置

1.2 實(shí)驗(yàn)方案

1.2.1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

①將目標(biāo)深層砂礫巖油藏儲(chǔ)層段天然巖心徹底烘干，并測定其孔隙度和滲透率；②將巖心放入抽真空飽和裝置中飽和模擬地層水，并測定其孔隙體積，備用；③將地面脫氣原油放入高壓壓力釜中，然后按照目標(biāo)地層的原始生產(chǎn)氣油比(42.5 m3/m3)通入一定量的天然氣，在地層壓力和溫度條件下配制模擬油樣品，備用。

1.2.2 CO2吞吐實(shí)驗(yàn)

步驟1按照圖1中的實(shí)驗(yàn)流程將各部分儀器進(jìn)行連接，并檢查儀器的密封性。

步驟2將上述飽和模擬地層水后的巖心裝入巖心夾持器中，使用高壓精密驅(qū)替泵，以0.01 mL/min的流速將模擬油樣品驅(qū)替至巖心中，為防止模擬油脫氣，在巖心出口端加上一定的回壓值。

步驟3待實(shí)驗(yàn)壓力達(dá)到原始地層壓力(35.8 MPa)時(shí)停泵、憋壓，然后進(jìn)行壓力衰竭開發(fā)實(shí)驗(yàn)，當(dāng)壓力降低至目標(biāo)生產(chǎn)壓力時(shí)停止，記錄產(chǎn)油量。

步驟4以恒定的流速(0.1 mL/min)注入高純CO2氣體，實(shí)驗(yàn)壓力達(dá)到原始地層壓力后停泵，關(guān)閉入口端閥門燜井。

步驟5繼續(xù)打開入口端閥門進(jìn)行吞吐實(shí)驗(yàn)，當(dāng)實(shí)驗(yàn)壓力再次達(dá)到目標(biāo)生產(chǎn)壓力時(shí)停止，即完成一個(gè)吞吐周期，記錄產(chǎn)油量，計(jì)算吞吐開發(fā)采收率。

步驟6改變生產(chǎn)壓力、燜井時(shí)間以及實(shí)驗(yàn)巖心等參數(shù)，重復(fù)步驟4和步驟5，考察不同因素對CO2吞吐采收率的影響。實(shí)驗(yàn)溫度均為儲(chǔ)層溫度(125 ℃)。

1.2.3 核磁共振分析實(shí)驗(yàn)

使用Micro-MR型核磁共振巖心分析儀對CO2吞吐不同階段前后的巖心進(jìn)行T2譜圖測試(T2為弛豫時(shí)間)，通過對比巖心的T2譜曲線分布變化情況來表征CO2吞吐對不同孔隙中原油的微觀動(dòng)用特征。為了消除水中的氫原子對核磁信號(hào)的干擾，實(shí)驗(yàn)過程中所使用的模擬地層水均使用重水配制。

2 結(jié)果與討論

2.1 CO2吞吐采收率影響因素

2.1.1 生產(chǎn)壓力

深層砂礫巖油藏原始地層壓力較高，在衰竭開發(fā)過程中易出現(xiàn)壓力快速降低的情況，衰竭開發(fā)時(shí)的壓力界限有別于常規(guī)油藏，生產(chǎn)壓力對深層砂礫巖油藏CO2吞吐采收率的影響較大。因此，為了指導(dǎo)深層砂礫巖油藏的現(xiàn)場實(shí)際開發(fā)，室內(nèi)按照1.2.2節(jié)中的實(shí)驗(yàn)方法，考察了不同生產(chǎn)壓力對CO2吞吐效果的影響，燜井時(shí)間均為6 h，吞吐周期均為1次，巖心滲透率均約為0.5×10-3μm2，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。

由圖3可以看出，隨著生產(chǎn)壓力的不斷降低，CO2吞吐采收率呈現(xiàn)出逐漸升高的趨勢，而換油率則呈現(xiàn)出逐漸降低的趨勢。這是由于當(dāng)生產(chǎn)壓力較低的時(shí)候，要恢復(fù)至原始地層壓力就需要注入更多的CO2氣體，CO2氣體注入量越多，巖心孔隙中的原油就會(huì)更多地接觸到CO2氣體，進(jìn)而起到降低原油黏度、增大原油體積系數(shù)和膨脹系數(shù)的作用，使更多的原油被CO2吞吐采出，達(dá)到提高采收率的效果。而CO2氣體注入量越多，其相應(yīng)的換油率就會(huì)越低，導(dǎo)致CO2的利用率有所下降。

圖3 生產(chǎn)壓力對CO2吞吐效果的影響

因此，為了更進(jìn)一步地優(yōu)化適合目標(biāo)深層砂礫巖油藏的井底生產(chǎn)壓力，以生產(chǎn)壓力為30 MPa時(shí)的吞吐采收率為基準(zhǔn)，計(jì)算出不同生產(chǎn)壓力條件下單位壓降提高采收率的幅度，結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同生產(chǎn)壓力時(shí)的單位壓降提高采收率幅度

由圖4可以看出，當(dāng)生產(chǎn)壓力從30 MPa開始逐漸降低至22 MPa時(shí)，單位壓降提高采收率先升高后降低，當(dāng)生產(chǎn)壓力降低至26 MPa時(shí)，單位壓降提高采收率可以達(dá)到最大值，而繼續(xù)降低生產(chǎn)壓力，單位壓降提高采收率則開始逐漸降低。因此，為了平衡CO2吞吐采收率和CO2利用率，最終推薦目標(biāo)深層砂礫巖油藏合適的生產(chǎn)壓力為26 MPa。

2.1.2 燜井時(shí)間

在優(yōu)選出合適生產(chǎn)壓力的基礎(chǔ)之上，室內(nèi)繼續(xù)考察了不同燜井時(shí)間對CO2吞吐效果的影響，生產(chǎn)壓力均為26 MPa，吞吐周期均為1次，巖心滲透率均約為0.5×10-3μm2，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示。

圖5 燜井時(shí)間對CO2吞吐效果的影響

從圖5可以看出，隨著燜井時(shí)間的不斷延長，CO2吞吐采收率和換油率均呈現(xiàn)出不斷升高的趨勢，當(dāng)燜井時(shí)間由2 h延長至8 h時(shí)，CO2吞吐采收率可由8.15%增大至13.65%，采收率提升了5.5%，而繼續(xù)延長燜井時(shí)間至10 h，CO2吞吐采收率為13.89%，比燜井8 h時(shí)采收率僅提升了0.24%。并且當(dāng)燜井時(shí)間達(dá)到6 h以后，再繼續(xù)延長燜井時(shí)間，CO2吞吐過程的換油率基本不再增大。分析原因是由于當(dāng)燜井時(shí)間較短時(shí)，隨著燜井時(shí)間的延長，CO2與原油接觸的時(shí)間逐漸增大，使CO2與原油之間的反應(yīng)更加充分，有利于提高CO2吞吐采收率；而當(dāng)燜井時(shí)間延長至一定程度時(shí)，CO2與原油之間已經(jīng)得到了比較充分的反應(yīng)，并且原油的膨脹能量也會(huì)隨著燜井時(shí)間的延長而部分消耗，從而使CO2吞吐基本不再變換。因此，綜合考慮CO2吞吐采收率和開發(fā)效率，推薦目標(biāo)深層砂礫巖油藏合適的燜井時(shí)間為8 h。

2.1.3 吞吐周期

在優(yōu)選出合適生產(chǎn)壓力和燜井時(shí)間的基礎(chǔ)之上，室內(nèi)繼續(xù)考察了不同吞吐周期對CO2吞吐效果的影響，生產(chǎn)壓力均為26 MPa，燜井時(shí)間均為8 h，巖心滲透率為0.524×10-3μm2，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖6所示。

圖6 吞吐周期對CO2吞吐效果的影響

由圖6可以看出，隨著吞吐周期的不斷增加，CO2吞吐采收率和換油率均呈現(xiàn)出不斷降低的趨勢，當(dāng)吞吐周期達(dá)到第6次時(shí)，采收率僅剩2.04%，換油率則降低至0.02 mL/mL；另外，經(jīng)過7個(gè)吞吐周期后的總采收率可達(dá)49.72%，而前5個(gè)吞吐周期的累計(jì)采收率為46.74%，占總采收率的94%以上。這是由于在前幾個(gè)吞吐周期過程中，CO2吞吐已經(jīng)基本將巖心中較大孔隙中的原油完全采出，后面再注入的CO2無法有效的動(dòng)用巖心微小孔隙中的原油，致使后續(xù)的CO2吞吐過程形成了無效循環(huán)；并且經(jīng)過幾個(gè)輪次的吞吐后，巖心中剩余原油的重質(zhì)組分占比不斷增大，而CO2吞吐對原油中重質(zhì)組分的驅(qū)油效果較差，致使換油率急劇下降。因此，推薦目標(biāo)深層砂礫巖油藏合適的吞吐周期為5次。

2.1.4 巖心滲透率

綜合2.1.1節(jié)～2.1.3節(jié)中的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，選擇生產(chǎn)壓力均為26 MPa，燜井時(shí)間均為8 h，吞吐周期均為5次，考察了不同滲透率巖心對CO2吞吐效果的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖7所示。

圖7 巖心滲透率對CO2吞吐效果的影響

由圖7可以看出，隨著巖心滲透率的不斷增大，不同周期CO2吞吐采收率均呈現(xiàn)出逐漸升高的趨勢，即實(shí)驗(yàn)用巖心的滲透率越大，CO2吞吐開發(fā)效果越好，當(dāng)巖心滲透率達(dá)到4.872×10-3μm2時(shí)，經(jīng)過5個(gè)吞吐周期后的累計(jì)吞吐采收率可以達(dá)到57.98%，而滲透率為0.051×10-3μm2的巖心累計(jì)吞吐采收率僅為34.66%。這是由于當(dāng)巖心滲透率較低時(shí)，注入的CO2不易在小孔隙內(nèi)部進(jìn)行擴(kuò)散，影響CO2與原油的接觸反應(yīng)，致使吞吐采收率較低；而當(dāng)巖心的滲透率較高時(shí)，CO2及原油等流體在孔隙內(nèi)部的流動(dòng)能力增強(qiáng)，使CO2可以與更多的原油進(jìn)行接觸反應(yīng)，進(jìn)而提高了CO2吞吐的采收率。目標(biāo)深層砂礫巖油藏的儲(chǔ)層段滲透率為0.062×10-3～5.751×10-3μm2，采取CO2吞吐能夠有效提高其原油動(dòng)用程度。

2.2 CO2吞吐微觀孔隙動(dòng)用特征

為了考察CO2吞吐對目標(biāo)深層砂礫巖油藏巖心的微觀孔隙動(dòng)用特征，室內(nèi)按照1.2.3節(jié)中的實(shí)驗(yàn)方法，對2.1.4節(jié)中不同滲透率巖心CO2吞吐前后的核磁共振T2譜圖進(jìn)行了測定，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖8所示。

圖8 不同滲透率巖心CO2吞吐前后的T2譜圖

由圖8可知，隨著CO2吞吐周期的不斷增加，不同滲透率巖心的T2譜圖曲線包絡(luò)的面積均呈現(xiàn)出逐漸縮小的趨勢，這是由于巖心孔隙中的原油飽和度隨著CO2吞吐的進(jìn)行而逐漸降低所導(dǎo)致的。另外，根據(jù)核磁共振的測試原理可知，巖心孔隙中所含流體的橫向弛豫時(shí)間T2值與巖心的孔隙半徑成正比，即弛豫時(shí)間T2值越大，代表其所對應(yīng)的孔隙半徑就越大。因此，參考文獻(xiàn)[12]中的方法，將弛豫時(shí)間處在0.1～10 ms所對應(yīng)的巖心孔隙劃分為小孔隙，而將弛豫時(shí)間處在10～1 000 ms之間所對應(yīng)的巖心孔隙劃分為大孔隙。

由圖8(a)可以看出，滲透率為0.051×10-3μm2的巖心由于儲(chǔ)層物性較差，其T2譜圖曲線呈現(xiàn)出單峰的特征，主要發(fā)育有小孔隙，大孔隙發(fā)育程度較低，經(jīng)過5個(gè)周期的CO2吞吐后，大孔隙所對應(yīng)的信號(hào)幅度基本消失，并且T2譜圖曲線所包絡(luò)的面積減小幅度較少，說明原油的采出程度較低。

由圖8(b)可以看出，滲透率為0.536×10-3μm2的巖心T2譜圖曲線呈現(xiàn)出雙峰的特征，并且左峰高于右峰，說明巖心中小孔隙的發(fā)育程度高于大孔隙，經(jīng)過5個(gè)周期的CO2吞吐后，大孔隙所對應(yīng)的信號(hào)幅度降低程度明顯高于小孔隙，說明大孔隙中原油的采出程度明顯高于小孔隙。

由圖8(c)可以看出，滲透率為4.872×10-3μm2的巖心T2譜圖曲線同樣呈現(xiàn)出雙峰的特征，但其左峰低于右峰，說明此巖心的物性相對較好，大孔隙發(fā)育程度明顯高于小孔隙，并且孔隙連通性也較好，經(jīng)過5個(gè)周期的CO2吞吐后，大孔隙中原油的動(dòng)用程度明顯大于小孔隙，并且?guī)r心T2譜圖曲線所包絡(luò)的面積減小幅度較大，說明原油的采出程度較高。

3 礦場試驗(yàn)

根據(jù)CO2吞吐提高采收率的室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，現(xiàn)場選取目標(biāo)深層低滲透砂礫巖油藏S井區(qū)的S-1Y井為研究對象，開展了CO2吞吐現(xiàn)場試驗(yàn)。S-1Y井儲(chǔ)層埋深約3 150 m，儲(chǔ)層平均孔隙度為7.95%，平均滲透率為0.535×10-3μm2。儲(chǔ)層原油的原始?xì)庥捅容^高(165.3 m3/t)，原始地層壓力和飽和壓力也比較高。該井于2015年8月份開鉆，2015年12月份采取壓裂投產(chǎn)，2016年5月轉(zhuǎn)抽，S-1Y 井開采初期日產(chǎn)油可達(dá)23.5 t，但產(chǎn)量遞減較快，3個(gè)月后日產(chǎn)油量降低至約5 t。因此，決定對該井采取CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場施工試驗(yàn)。結(jié)合該井區(qū)的具體油藏參數(shù)和現(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)現(xiàn)狀，采用油藏?cái)?shù)值模擬軟件建立了單井CO2吞吐的數(shù)值模型，并優(yōu)化出了適合S-1Y井的注CO2吞吐礦場試驗(yàn)的合適參數(shù)。具體參數(shù)為：CO2注氣量為6 500 t、CO2注入速度為150 t/d、燜井時(shí)間為18 d、吞吐周期為5次、生產(chǎn)壓力為22 MPa。S-1Y井2019年8月開始CO2吞吐礦場試驗(yàn)，首輪CO2吞吐施工效果如表2所示。

表2 S-1Y井CO2吞吐施工效果

S-1Y井經(jīng)過首輪CO2吞吐施工后返排約7 d見油，初期的最高日產(chǎn)油量可以達(dá)到25.6 t/d。由表2可以看出，平均日產(chǎn)油也可以達(dá)到約10.4 t/d，與CO2吞吐施工措施前的3.9 t/d相比，日產(chǎn)油量顯著提高；含水率由CO2吞吐施工措施前的49.3%降低至16.5%，流壓也得到一定程度的提高。截至目前，S-1Y井已生產(chǎn)482 d，目前日產(chǎn)油量仍可達(dá)到6.8 t/d，該井累計(jì)增油達(dá)到了2 016 t，增油效果較好。

4 結(jié)論

(1)CO2吞吐提高采收率影響因素實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著生產(chǎn)壓力的降低以及燜井時(shí)間的延長，吞吐采收率逐漸升高；而隨著吞吐周期的不斷增加，吞吐采收率逐漸降低；巖心滲透率越大，吞吐采收率就越高。適合目標(biāo)深層低滲透砂礫巖油藏CO2吞吐的最佳生產(chǎn)壓力為26 MPa，最佳燜井時(shí)間為8 h，最佳吞吐周期為5次。

(2)巖心核磁共振分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在低滲透砂礫巖儲(chǔ)層巖心CO2吞吐采油過程中，巖心的孔隙大小對原油的微觀動(dòng)用特征影響較大，物性較差的巖心大孔隙發(fā)育較少，原油采收率的貢獻(xiàn)主要來自小孔隙，且整體采出程度較低；物性較好的巖心大孔隙發(fā)育程度高于小孔隙，大孔隙的原油動(dòng)用程度明顯高于小孔隙，并且整體采出程度較高。

(3)礦場試驗(yàn)結(jié)果表明，S-1Y井采取CO2吞吐提高采收率施工措施后，日產(chǎn)油量得到顯著提升，平均含水率也明顯降低，累計(jì)增油效果顯著，說明CO2吞吐能夠有效提高深層低滲透砂礫巖油藏的采收率。