YD油田二氧化碳驅替室內模擬試驗研究

聶 軍

（中國石化華東分公司石油勘探開發研究院，江蘇揚州225007）

YD油田二氧化碳驅替室內模擬試驗研究

聶 軍*

（中國石化華東分公司石油勘探開發研究院，江蘇揚州225007）

以YD油田f3段巖芯為研究對象，進行二氧化碳驅室內試驗研究。恒質膨脹試驗表明，注CO2可大幅度提高地層原油體積系數、膨脹系數，降低地層原油粘度。細管試驗獲得二氧化碳/地層原油多次接觸后最小混相壓力為30.78MPa，高于目前地層壓力。長巖芯驅替試驗表明，最佳二氧化碳段塞體積約為0.2HCPV。氣水比1∶1、段塞體積0.2HCPV CO2水/氣交替驅可延遲水、氣突破時間，雖不能實現混相驅替，但仍可獲得74.47%驅油效率。

二氧化碳；長巖芯；段塞；驅油效率

1 概述

近來已形成化學驅、熱采、微生物、氣體混相驅等三次采油手段。由于低滲透油藏儲層的孔隙細小，水驅或化學驅均容易造成注入流體傷害。利用二氧化碳超臨界的物理性質，較其他氣體如氮氣、甲烷易使原油膨脹、降粘、萃取、降低相間界面張力，改善地層滲流條件，擴大波及范圍，進而提高采收率[1]。選用YD油田f3段巖芯，復配地層原油進行原油PVT試驗、注CO2膨脹試驗、CO2與地層原油最小混相壓力確定試驗、不同注氣方式長巖芯室內物理模型驅油試驗。通過上述實驗數據的分析對比對CO2驅油機理，地層原油和CO2多次接觸后其相態變化，CO2、地層水驅替過程中的動態特征差別有更全面的認識，并為生產現場提供必要的參數。

2 實驗分析

2.1 地層原油PVT實驗分析[2]

取YD油田地面原油和井口分離氣復配地層原油。測試結果表明，在地層溫度101.3℃時飽和壓力為5.731MPa，單次脫氣氣油比18.69m3/m3，體積系數1.1159。地層原油粘度4.14mPa·s，地層原油密度0.8048g/cm3、脫氣油密度0.8710g/cm3。表明該地層原油飽和壓力低，氣油比小，脫氣原油密度一般，體積膨脹能量較低，符合一般黑油油藏特征[3]。

2.2 CO2/地層原油恒質膨脹實驗分析

在地層溫度101.3℃條件下對地層原油進行5次恒質膨脹P-V關系測試，將不同當量的CO2注入地層原油中，分別測定CO2在地層原油不同摩爾百分含量時地層原油的飽和壓力、體積系數、膨脹系數、原油密度、粘度等物性變化情況，見表1。

表1 二氧化碳/地層流體恒質膨脹試驗數據表

實驗表明，注入CO2后地層原油飽和壓力、體積系數、氣油比、膨脹系數均逐漸升高，尤其在注入50mol% CO2后升高幅度明顯。當飽和壓力與地層壓力相近時，CO2溶于油中最大濃度近70mol%，表明該原油對CO2溶解能力較強。體積系數增大36.61%，原油密度略有增加，粘度下降70.29%，膨脹系數增大42.80%。表明CO2對該原油有較強的溶脹、降粘作用，能有效提高地層流體彈性膨脹能，使儲集層孔隙壓力升高，在巖芯局部形成飽和帶，提高了油的相對滲透率[4]，CO2與巖芯中油水的相互作用，有利于改善水驅微觀驅油效率，擴大了氣驅宏觀波及范圍同時降低相間界面張力，改善滲流環境進而對提高原油采收率有利[5]。

2.3 最小混相壓力細管實驗分析[6]

盡可能消除粘性指進、重力分異、巖芯非均質性等對地層流體滲流不利的影響因素。在地層溫度、細管提供的多孔介質條件下，通過改變驅替壓力，獲得驅油效率、氣油比與注入孔隙體積倍數以及驅油效率與驅替壓力的關系曲線，確定地層原油與CO2多次接觸混相的最小壓力為30.78MPa高于目前27.35MPa的地層壓力。最小混相壓力與地層溫度、原油組成及原油粘度關系密切而與原油密度關系不大[7]，因該儲層埋藏較深至地層溫度較高，原油粘度低，在目前地層條件達不到至其混相的壓力，只能進行非混相或近混相驅替。

2.4 長巖芯驅替試驗過程及分析

注入速度均為6.0mL/h，進行以下5組試驗。

2.4.1 CO2持續驅

CO2突破較早，驅至0.2032HCPV時氣突破，驅油效率約為50%。注采壓差下降幅度較大，從3.10MPa降至0.96MPa，氣突破后壓差平穩。CO2可萃取原油中輕烴的原因，仍有少量稀油采出[8]。因氣突破時間過早導致最終驅油效率不高，驅至1.2560HCPV時最終驅油效率為65.73%，見圖1。

圖1 注入HCPV倍數與驅油效率及生產氣油比關系

氣過早突破原因分析：

（1）CO2注入速度過快至巖芯的非均質性顯現，發生氣竄。

（2）因MMP高于目前地層壓力為非混相驅替，CO2驅替前沿雖能與地層原油多次接觸，發生相間傳質作用并能對原油中的輕烴抽提，但并不能在驅替前緣形成足夠長的原油富氣相與CO2富烴相混相帶；CO2在地層條件下粘度約為0.048mPa·s，與地層油粘度相差過大至兩者流度比遠大于1，驅替前緣極不穩定，CO2極易指進形成突破[9]。

（3）后面的幾種驅替方式均是先注水再注氣，油相與氣相間以水相相隔，水相有效阻礙了氣相分子向油相的擴散并抑制了輕質烴從油相釋放到氣相中的進度，CO2先溶于水提高了水的粘度改善了驅替前緣油水兩相流度比，穩定了驅替前緣延滯CO2突破時間[10]。

2.4.2 完全水驅后CO2持續驅

本次實驗分兩個階段進行，第一階段為完全水驅，驅水至0.3857HCPV時，出口端見水，驅油效率約為42%。水突破后，因水占據巖芯中主要孔道，產油量急劇下降，產水量急劇上升，壓差縮小趨穩。驅至1.2204HCPV時，原油最終驅油效率為43.63%，含水率99.60%，注采壓差穩定在1.10MPa左右。第二階段為CO2氣驅，驅至0.4080HCPV時，因CO2溶于殘余油中，使原油體積膨脹，增加彈性能，原油大量產出，驅油效率增至 50.49%，含水率降至 30.47%。驅至1.2210HCPV時壓差為0.94MPa，最終驅油效率為63.29%，此時含水68.94%。表明水驅至含水率高達99%時轉注CO2開采仍能提高驅油效率約20%，見圖2。

圖2 注入HCPV倍數與驅油效率及含水率關系圖

2.4.3 注0.2 HCPV CO2氣水比為1∶1水氣交替驅

共注3個CO2段塞，在注第1個段塞前先注0.2HCPV水，氣水比1∶1交替注入。在注第2個CO2段塞前，驅至0.6047HCPV時，出口端見水，此時驅油效率約為43%，注采壓差由1.31MPa緩慢下降至0.91MPa，水突破后含水率逐漸上升至79.26%。在注第3個CO2段塞前，驅至0.9924HCPV時，氣突破，此時驅油效率為69.94%，含水率大幅下降至25.86%，氣突破后壓差逐漸下降趨穩。在注完第3個CO2段塞，驅至 1.2241HCPV時，注采壓差降至0.32MPa，最終驅油效率為74.41%，含水率高達91.44%，見圖3。

圖3 注入HCPV倍數與驅油效率及含水率關系圖

2.4.4 注0.4 HCPV CO2氣水比為2∶1水氣交替驅

共注2個0.4HCPV CO2段塞，在注第1個CO2段塞前先注0.2HCPV水，2個CO2段塞間注0.2HCPV水，氣水比2∶1交替注入。在注完第1個CO2段塞前，驅至0.5979HCPV時，出口端見水，此時驅油效率約為41%，水突破前注采壓差較穩定，介于0.63～0.93MPa之間，水突破后壓差逐漸增大，最高至1.43MPa，含水率也逐漸增大，氣突破前含水率最高至78.47%。在注第2個CO2段塞期間，驅至0.9812HCPV時，氣突破，此時驅油效率約為59%，氣油比為669.52m3/m3，注采壓差降低至1.19MPa。繼續注氣，含水率與注采壓差均逐漸降低。第2個CO2段塞注完，驅至1.2564HCPV時，最終驅油效率為61.26%，含水率為52.51%，注采壓差為0.48MPa，見圖4。

圖4 注入HCPV倍數與驅油效率及含水率關系圖

2.4.5 注0.6 HCPV CO2氣水比為1∶1水氣交替驅

只注了1個0.6HCPV CO2段塞，在注氣之前先注0.2HCPV水，氣水比1∶1交替注入。水、氣突破均在注CO2段塞期間，水突破前注采壓差變化不大，介于1.16～1.70MPa之間，驅至0.4970HCPV時，出口端見水，此時驅油效率約為40%，此后含水率逐漸增大，氣突破前含水率為56.87%。驅至0.6769HCPV時氣突破，此時驅油效率約為59%，氣油比為425.32m3/m3，含水率為16.82%，壓差降至最低為0.68MPa。CO2注完轉注水后，只有少量原油產出，含水率、注采壓差均逐漸增大，驅至1.2675HCPV時，最終驅油效率為62.45%，含水率增大至最高為98.76%，注采壓差也增至最大為1.89MPa，見圖5。

圖5 注入HCPV倍數與驅油效率及含水率關系圖

用不同的注入CO2方式驅替巖芯造成水、氣突破時間、突破時驅油效率、原油最終驅油效率差別較大，具體參數見表2。

由表2可看出：

（1）0.2HCPVCO2水氣交替驅與另4種CO2注入方式相比最終驅油效率最高，為74.47%。注CO2總量最低，說明0.2HCPV CO2水氣交替驅較其它驅替方式相比CO2換油率高。

（2）0.2HCPV CO2水氣交替驅與0.4HCPV CO2水氣交替驅水、氣突破時間相近，較另3種CO2注入方式大大延遲。兩者水突破時驅油效率相近，氣突破時驅油效率前者較后者高出約12%，最終驅油效率較后者高出13.21%，但用氣量后者略大。

（3）在6.0mL/h注入速度下，CO2氣持續驅較另幾種驅替方式相比氣突破時間最早，驅至0.2032HCPV氣已突破。

（4）完全水驅后驅油效率為43.63%，轉氣持續驅后驅油效率為63.29%，提高了19.66%。表明注水開采后轉CO2氣驅仍能提高驅油效率近20%。

3 結論與認識

（1）CO2/地層原油膨脹試驗表明，CO2對YD油田f3段地層原油有較強的增容膨脹、降粘作用；

（2）細管試驗表明，YD油田f3段油藏在目前地層條件下，CO2只能進行非混相或近混相驅替；

（3）注水開采，無水期驅油效率較低（42.30%），轉注CO2開采最終驅油效率（63.29%），提高21%；

表2 不同注入CO2方式驅替實驗數據對比表

（4）氣水比1∶1、CO2總注入量0.6HCPV均分3次注入，能有效延遲水、氣突破時間，提高驅油效率（最終驅油效率為74.47%）。

（5）達不到混相條件時，先注一定體積的水，控制CO2注入速度，可穩定驅替前沿防止氣過早突破。

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TE357.45

A

1004-5716(2016)12-0038-04

2016-03-02

2016-03-09

聶軍（1971-），男（漢族），江蘇丹陽人，助理工程師，現從事油氣藏開發實驗研究工作。