超低滲透油藏CO2驅提高采收率技術研究與應用*

羅 懿

(中石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南 鄭州 450006)

?

超低滲透油藏CO2驅提高采收率技術研究與應用*

羅 懿

(中石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南 鄭州 450006)

為進一步提高超低滲透油藏采收率，在研究CO2驅油機理的基礎上，以紅河油田長8油藏為目標，通過巖心物理模擬實驗對CO2驅油方式進行了室內評價。實驗確定紅河油田長8油藏原油與CO2最小混相壓力為20.2 MPa，紅河油田長8油藏CO2驅可以實現近混相驅甚至是混相驅。長巖心室內實驗表明CO2混相驅的驅替壓力小于水驅，CO2/水交替驅可以大幅度提高采收率，相比于水驅可提高28.75%。CO2驅礦場先導試驗表明，CO2驅油能顯著提高超低滲透油藏油井產能，改善油井開發效果，能滿足超低滲透油藏開發的需要，具有廣闊的應用前景。

超低滲透油藏 CO2驅 最小混相壓力 提高采收率

鄂爾多斯盆地南部原油儲量豐富，開發潛力巨大，但是儲層滲透性低，油層孔喉小,目前主要以衰竭式開發為主，注水開發存在注水困難或水竄等問題，無法投入正常開發或有效動用。CO2具有較好的驅油特性，同時具有低黏度和低滲流阻力的優點，而且利用CO2可以減輕溫室效應，起到CO2埋存的作用[1-3]。因此，針對鄂爾多斯盆地南部紅河油田超低滲油藏，開展了注CO2提高采收率的室內實驗研究，并在此基礎上開展了現場試驗，以獲得對該類超低滲透油藏進行CO2驅油的先期認識。

1 油藏概況

紅河油田位于鄂爾多斯盆地的南西部，天環坳陷南部，北西向傾斜，局部發育小型低幅度鼻狀隆起，總體為北東高、西南低的平緩單斜，平均坡降6～8 m/km，地層傾角0.3～0.6°。紅河油田主要開發層位為三疊系延長組長8層，油層原始地層壓力18.84～20.61 MPa，壓力系數平均0.91，地層溫度71.73 ℃，溫度梯度2.65 ℃/100 m，為正常溫壓系統。

1.1 儲層物性

物性分析統計結果，長8儲層孔隙度主要分布在6.2%～17.2%，平均孔隙度為11.5%，滲透率主要分布在0.02×10-3～5.43×10-3μm2，平均滲透率為0.45×10-3μm2，儲層孔隙半徑在19.8～46.57 μm，平均孔隙半徑33.09 μm，喉道中值半徑0.21 μm，屬于低孔超低滲透儲層。

1.2 流體物性

地層水分析結果表明長8油層地層水呈弱酸性，水型為CaCl2型，其中Cl-質量濃度平均為34 996.3 mg/L，Ca2+和Mg2+等二價離子質量濃度平均為6 408.5 mg/L，地層水礦化度平均為53 108.4 mg/L。地面原油分析結果表明長8油層原油為含硫低、輕質常規原油，凝固點23 ℃，硫、蠟和瀝青質的質量分數分別為0.07%～0.08%，12.74%～17.9%和 9.53%～14.55%；地層原油密度0.799 g/cm3，地層原油黏度3.2 mPa·s，氣油比39.9 m3/m3，屬于典型的輕質油油藏。

2 最小混相壓力測定

2.1 實驗條件

實驗所用細管模型長度18 m，內徑6 mm，內填120目的膠結石英砂，實驗油樣用紅河油田長8油層脫氣原油和采出氣配制，所用水樣為紅河油田長8油層產出水，實驗溫度為72 ℃。

2.2 實驗步驟

(1)確定孔隙度：巖心抽空飽和水，稱重法確定孔隙度；

(2)飽和油造束縛水，恒溫下老化24 h；

(3)將CO2以一定的流量(0.2 mL/min)泵入細管，至殘余油狀態時停止驅替。記錄不同時間下累積出油量及細管巖心兩端的壓差，計算氣驅采收率；

(4)巖心重新飽和地層油，改變回壓重復步驟(3)，測定不同回壓下氣驅采收率；

根據實驗結果繪出氣驅采收率與壓力的關系曲線，氣驅采收率達到90%所對應的最小壓力為最小混相壓力(MMP)，見圖1。

圖1 不同回壓下CO2驅的采出程度

從實驗結果可以看出，CO2驅過程中回壓為7.02 MPa時原油的采出程度就可以達到63.29%，并且隨回壓的增加采出程度不斷變大，在回壓20.2 MPa時采出程度達到90%，因此CO2驅最小混相壓力為20.2 MPa[4-5]。紅河油田長8油層原始地層壓力18.84～20.61 MPa，與最小混相壓力相近，因此采用CO2驅油可以實現近混相驅，甚至是混相驅。

3 CO2提高采收率實驗

3.1 實驗儀器及材料

實驗用油、水、氣分別為地層油、地層水以及CO2，實驗主要使用長巖心驅替系統完成，該套系統主要包括驅替裝置，恒溫裝置，長巖心夾持器，回壓控制裝置，油氣計量裝置等。長巖心采用油藏巖心拼接而成，總長32.9 cm，直徑2.53 cm，氣測滲透率0.69×10-3μm2，孔隙度10.3%。

3.2 實驗步驟

(1)巖心分別抽空飽和地層水，按照由入口至出口滲透率依次減小的順序裝入長巖心夾持器，恒溫4 h后，水驅測滲透率。

(2)設置巖心出口端回壓為21 MPa，油驅造束縛水。

(3)四種不同注入方式，分別為純CO2混相驅、純CO2非混相驅、完全水驅后進行CO2混相驅和CO2/水交替驅，驅替速度0.1mL/min，實驗中記錄驅替時間、驅替介質、入口壓力、出口壓力、累積產油、氣、水量，計算累積注入量與產出氣油比、采收率的關系。

3.3 實驗結果分析

3.3.1 不同回壓CO2驅油效率

細管實驗表明，CO2與紅河油田長8油藏原油混相壓力為20.2 MPa，設定CO2混相驅回壓為21 MPa，CO2非混相驅回壓為8 MPa。根據實驗數據做CO2混相驅和非混相驅驅油效率曲線，見圖2。

圖2 不同回壓下CO2驅油效率曲線

從實驗數據可以看出，在CO2混相驅中，開始注CO2后，入口壓力持續升高，產油量也持續增加，當CO2注入的PV數為2.3 時，注入壓力達到最大，之后由于氣體突破，注入壓力降低，氣油比緩慢增加，產油量仍然快速增加。當CO2注入的PV數為3.5后，氣油比迅速增加，產油速度迅速降低，驅替壓力穩定在2.2 MPa，原油采收率最終達到83.98%。

在CO2非混相驅中，開始注CO2后，入口壓力持續升高，產油速度也持續增加，當CO2注入PV數為1.8時，注入壓力達到最大，之后由于氣體突破，注入壓力降低，氣油比緩慢增加，產油速度明顯降低。當CO2注入PV數為3.3后，氣油比迅速增加，至PV數3.6后產油速度迅速降低，驅替壓力穩定在3.4 MPa，原油最終采收率最終達到57.77%。

由此可知，相比于CO2非混相驅，混相驅具有較高的驅油效率和較低的驅替壓力，這是由于混相后原油界面張力降低，降低了驅替壓力梯度；同時相比于非混相驅，CO2突破時混相驅的注入體積要高于非混相驅。這是由于CO2與原油達到混相后，原油黏度降低的幅度大于非混相驅，起到改善流度比和減緩CO2指進的作用，在一定程度上延緩了CO2的氣竄。

3.3.2 不用驅替方式CO2驅油效率

設定巖心出口回壓為21 MPa，各容器壓力事先頂替至20 MPa，分別進行水驅加CO2混相驅以及CO2/水交替驅，以恒定的速度交替注入PV數0.1的水和0.1的CO2。實驗過程中分別記錄了各段塞注入完成后的驅替壓力差、產出油、氣、水量，見圖3。

圖3 不同驅替方式下CO2驅油效率曲線

由完全水驅加CO2驅實驗結果看出，巖心在剛開始水驅時，驅油效率迅速增大，隨著水驅的繼續，驅油效率增幅明顯減小，當水驅量達到約1.37 PV后，水驅采收率不再升高，此時產出液大多為地層水，形成優勢滲流通道，水驅結束時驅油效率為40.6%；轉注CO2氣體，驅油效率增大明顯，比水驅增加22.8%，且驅替壓力較水驅明顯降低，說明CO2驅替有利于提高驅油效率，且流動阻力比水要低；隨著注入孔隙體積倍數的不斷增加，累計注入CO2的PV數為4.95后驅油效率不再增加，最終驅油效率達到63.4%。

對于CO2/水交替注入來說，隨CO2與水注入倍數的增加，驅替壓差迅速增加，在累積注入PV數約為1.3后，驅替壓差達到最大值20.46 MPa；累積注入的PV數在0.4時，巖心開始產油，注入的PV數在0.6～2.2產油速度較快，累積注入PV數為2.7后氣體才開始突破，之后氣油比迅速增加，采收率增加幅度逐漸變緩，在累積注入PV數為2.8后采收率達到最大69.35%。

對比完全水驅加CO2驅、氣水交替兩種驅替方式下的實驗結果，完全水驅的驅油效率為40.6%，后續CO2混相驅可以提高采收率22.8%，氣水交替驅油效率大于單獨水驅，驅油效率為69.35%，提高28.75%，并且消耗的CO2量要低于完全水驅加CO2混相驅。這是由于CO2/水交替驅改善了CO2的流度，提高了CO2的體積波及系數和利用率，能更好地控制竄流，提高原油采收率[6]。因此，交替注入方式是經濟有效的注CO2提高采收率的工藝方法。

4 CO2驅油作用機理

CO2驅油機理極其復雜，與油藏壓力、油藏溫度、流體性質密切相關。結合室內實驗以及國內外CO2現場應用效果研究結果，認為紅河油田采用CO2驅提高采收率的主要機理有以下幾個方面。

4.1 降低原油黏度

長8儲層溶解氣油比為39.9 m3/m3，原油黏度為3.2 mPa·s。室內高壓物性(PVT)實驗結果表明，注入CO2使油中溶解的CO2量為39.9 m3/m3，地層油黏度為2.8 mPa·s，原油黏度降低了12.8%。原油黏度的降低，促使原油流動性提高，同時CO2溶于水后水的黏度將會升高，油和水的流度趨向靠近，所以它能改善油水流度比，從而擴大波及面積[7]。

4.2 原油體積膨脹

室內PVT實驗結果表明，當原油中CO2溶解氣油比達到39.9 m3/m3時，原油體積系數由1.169增大至1.318，原油密度由0.799 g/cm3降低至0.714 g/cm3。溶解CO2后體積膨脹，促使充滿油的孔隙體積也增大，為油在孔隙介質中流動提供了有利條件，同時膨脹的油滴將水擠出孔隙空間，使水濕系統形成一種排水而不是吸水過程，發生相滲透率轉換，可形成一種在任何飽和度條件下都適合油流動的有利環境[8]。

4.3 降低殘余油飽和度

室內測定紅河油田長8油藏油水相滲曲線和油氣相滲曲線可以發現，水驅時原油殘余油飽和度為25.21%，CO2驅時殘余油飽和度為23.10%，CO2驅比水驅能將殘余油飽和度降低2.11%。殘余油飽和度的降低，使兩相滲流區域增大，有利于提高原油的采收率[9]。

4.4 提高滲透率

通過室內巖心流動實驗測定紅河油田長8油藏同一塊巖心在地層水和飽和CO2后地層水下的滲透率，同時測定不同時間內產出液中鈣鎂離子含量可以發現，在注入流量一定的情況下，用地層水測試的滲透率為0.007 5×10-3μm2，而飽和CO2后的地層水測試的滲透率為0.054×10-3μm2；同時飽和CO2后的地層水驅出液中鈣的質量濃度為5 272.3 mg/L，較單獨地層水驅時Ca2+質量濃度增加了1 075 mg/L，增加幅度為20.4%，Mg2+較地層水增加243.4 mg/L，增加幅度為30.0%。

從驅出液中Ca2+和Mg2+質量濃度變化情況以及驅替過程進、出口壓力變化趨勢看，在飽和CO2地層水驅出液中Ca2+和Mg2+質量濃度明顯高于地層水，說明飽和CO2的地層水在注入巖心后，對巖心中的方解石(CaCO3)和膠結物進行了溶蝕，從而引起驅出液中的Ca2+和Mg2+質量濃度升高。巖心被溶蝕后，滲流孔道有所增加，因此提高了巖心滲透率[10]。

4.5 溶解氣驅作用

大量的CO2溶于原油中具有溶解氣驅的作用。在開采過程中隨著壓力下降，CO2從液體中逸出，液體內產生氣體驅動力，提高了驅油效果。另外，一部分CO2驅替原油后，占據了一定的孔隙空間成為束縛氣，也可以使原油增產[11]。

4.6 降低界面張力

CO2在油和水中都有一定的溶解度，使由分子間作用力產生的界面張力有所降低，同時CO2與原油混相后，甚至能消除界面張力。這樣使油水相對滲透率發生改變，即油相相對滲透率提高，水相相對滲透率降低，從而減少殘余油飽和度，使更多的油被采出[12]。

4.7 萃取和汽化原油中的輕烴

CO2首先萃取和汽化原油中輕質烴，隨后較重質烴被汽化產出，最后達到穩定。同時CO2與原油混相后，還能形成CO2與輕質烴混合的油帶。油帶移動是最有效的驅油過程，它可以使采收率達到90%以上。

5 CO2驅礦場試驗

5.1 實驗井組概況

2013年6月開始在紅河油田長8油藏紅河156井組開始注CO2提高采收率先導試驗。紅河156井組位于紅河油田紅河12井區北部，采用直注平采、一注四采的不規則注采井網。直井紅河156井為注入井，4口水平井采油井注氣前均已投產，滯后注氣8個月。

5.2 礦場試驗情況

注氣實驗采用同步注采、CO2/水交替注入的段塞組合方式。截至2014年12月18日，累計注氣1 272 t，累計注泡沫液3 067 m3。

5.2.1 井組產量分析

從整個實驗井組采油井注氣前后的生產曲線(圖4和圖5)可以看出，注CO2后井組油井日產液、日產油遞減趨勢有所減緩，產量平穩，相比天然能量開發井組月遞減率降低10%以上，累計增油超過734 t，注入每噸CO2的換油率達到0.535。注CO2能大幅度提高超低滲透油藏油井產能，改善油井開發效果。

5.2.2 產出液物性分析

對應油井產出液物性變化曲線見圖6。對比注CO2前后油井產出水中二價離子含量可以看出，在注入CO2后，油井產出液中Ca2+和Mg2+質量濃度明顯升高，表明注入的CO2對儲層進行了溶蝕，從而引起驅出液中的Ca2+和Mg2+質量濃度升高，從對應的兩口油井產出油黏度分析、精餾曲線和全烴分析結果可知，注CO2后原油中的輕質組分明顯增加，特別是10%餾程所對應的溫度有較大幅度的下降，分別降低51 ℃和55 ℃，導致產出油的黏度發生大幅度降低，分別降低20.8%和31.7%，表現出較為明顯的輕烴萃取效果。

圖4 紅河156試驗井組生產曲線

圖5 紅河156試驗井組月度生產曲線

圖6 對應油井產出液物性變化

6 結 論

(1)實驗確定紅河油田長8油藏原油與CO2最小混相壓力為20.2 MPa，紅河油田長8油藏CO2驅可以實現近混相驅甚至是混相驅，CO2提高原油采收率的機理主要為降低原油黏度、原油體積膨脹、降低殘余油飽和度、溶蝕作用提高滲透率、溶解氣驅作用以及混相驅引起的降低界面張力和萃取汽化作用。

(2)從紅河油田超低滲長巖心室內實驗得到，CO2的驅替壓力小于水驅，CO2/水交替驅可以大幅度提高采收率，相比于水驅可提高28.75%，紅河油田長8油藏適合采用CO2/水交替驅。

(3)礦場CO2驅油先導試驗表明，CO2驅油能顯著改善油井開發效果，相比天然能量開發，井

組月遞減率降低10%以上，累計增油超過734 t，注入每噸CO2的換油率達到0.535 t油/tCO2。

[1] Huang Y F,Huang G H,Dong M Z,et al Development of an artificial neural network model for predicting minimum miscibility pressure in CO2flooding[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2003,37(2):83-95.

[2] 楊光璐.高246塊CO2非混相驅可行性分析及數值模擬[J].油氣地質與采收率，2008，15(6)：56-58.

[3] 郭平，李士倫，杜志敏，等.低滲透油藏注氣提高采收率評價[J].西南石油學院學報，2002，24(5)：46-50.

[4] 江懷友，沈平平，鐘太賢，等.CO2埋存與提高采收率的關系[J].油氣地質與采收率，2008，15(6)：52-55.

[5] 郭平，孫良田，李士倫，等.CO2注入對原油高壓物性影響的理論模擬和實驗研究[J].天然氣工業，2000，20(2)：76-79.

[6] 李振泉.油藏條件下溶解CO2的稀油相特性實驗研究[J].石油大學學報(自然科學版)，2004，28(3)：43-46.

[7] 丁國，李冬青.葡北油田混相驅礦場混相特征[J].新疆石油地質，2001，22(6)：502-503.

[8] 李彥蘭，章長釤，武若霞，等.安塞油田坪橋區注氣可行性研究[J].石油勘探與開發，1998，25(4)：69-71.

[9] 孫守港，賈慶升，宋丹，等.低滲透油藏注氣提高采收率配套技術[J].油氣地質與采收率，2002，9(2)：28-31.

[10] 王進安，曾賢輝，陳德斌，等.低滲透揮發性油藏注烴類氣驅室內實驗研究[J].斷塊油氣田，2002，9(6)：58-60.

[11] 何應付，周錫生，李敏，等.特低滲透油藏注CO2驅油注入方式研究[J].石油天然氣學報，2010，32(6)：131-135.

[12] 郭平，孫雷，孫良田，等.不同種類氣體注入對原油物性影響研究[J].西南石油學院學報，2000，22(3)：57-60.

(編輯 寇岱清)

Research on CO2Flooding to Increase Oil Recovery in Ultra-low Permeability Oil Reservoir and Application

LuoYi

(SINOPECNorthChinaOil&GasCompany,Zhengzhou450006，China)

To further increase the oil recovery of ultra-low permeability reservoir,the CO2flooding process was evaluated by indoor core physical simulation based on the mechanisms of CO2flooding on Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield.The minimum miscibility pressure of CO2and crude oil of Chang 8 oil reservoir was determined to be 20.2 MPa,which means that the CO2miscible flooding could be achieved in Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield.The indoor long core laboratory experiments showed that the displacing pressure of CO2miscible flooding was less than that of water flooding.Compared to water flooding,water alternating CO2flooding could increase oil recovery greatly.The CO2flooding pilot test showed that CO2flooding could significantly increase the oil production capacity of ultra-low permeability reservoir and improve the development effect.CO2flooding could meet the development requirements of ultra-low permeability reservoir and had broad application prospect.

ultra-low permeability oil reservoir,CO2flooding,minimum miscibility pressure,enhance oil recovery

2015-10-20；修改稿收到日期：2016-01-28。

羅懿(1968-)，高級工程師,1990年畢業于江漢石油學院采油工程專業，獲碩士學位，主要從事采油氣工程研究與技術管理工作。E-mail：luoyi009@163.com

十三五國家重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發關鍵技術”(2016ZX05048)