低滲油藏非純CO2最佳近混相驅控制條件探討*

張賢松 陳 浩 李保振 梅 苑 楊 光 唐 赫

（1.海洋石油高效開發國家重點實驗室 北京 100028； 2.中海油研究總院 北京 100028； 3.中國石油大學（北京） 北京 102249）

低滲油藏非純CO2最佳近混相驅控制條件探討*

張賢松1，2陳 浩3李保振1，2梅 苑3楊 光1，2唐 赫3

（1.海洋石油高效開發國家重點實驗室 北京 100028； 2.中海油研究總院 北京 100028； 3.中國石油大學（北京） 北京 102249）

渤海油田發現了富含CO2的低滲油藏Q油藏，但受條件限制難以實現CO2混相驅。通過室內細管實驗和Eclipse軟件組分模型數值模擬研究了CO2驅油效率和注入壓力關系，提出最佳近混相驅概念，即在低于最小混相壓力（MMP）附近存在一個過渡帶，該過渡帶內驅油效率并未隨注入壓力的下降而明顯降低（細管實驗得出該過渡帶驅油效率達80%～90%）。綜合考慮驅油效率和界面張力（IFT）隨注入壓力變化情況，得到了渤海油田低滲Q油藏實施非純CO2驅的最佳近混相區間為0.80～0.86 MMP，對應的CO2純度下限為64%，該油藏實施非純CO2最佳近混相驅具有較大的潛力空間。本文研究結果為低滲油田實施近混相驅可行性和優化設計提供了技術依據。

低滲油藏；CO2驅；細管實驗；最佳近混相；壓力區間；CO2純度

受到油藏、流體條件及氣源純度的影響，國內大部分低滲油田難以實現CO2混相驅［1-3］。國外研究者在室內實驗和理論計算的基礎上提出了近混相驅的概念，認為將油氣界面張力降至0（即混相驅）并非是決定氣驅效果的絕對因素［4-5］，界面張力的降低程度及這種降低對流度的影響更應關注［6-8］。研究發現，在適當降低注入壓力的條件下，近混相驅也能夠接近或達到混相驅的實施效果，現場應用效果良好［9-12］。渤海油田發現了富含CO2的低滲Q油藏，該油藏地層壓力為31.96 MPa，地層溫度為112.1℃，油層厚度大，巖性復雜，孔喉半徑小（0.03～0.09 μm），非均質性強，物性變化大，注水效果較差；產出氣含有40%～90%的CO2，平均約60%。考慮到海上油藏產出氣分離成本及難度，有必要探索在較低注入壓力下實施CO2近混相驅的技術可行性。但是，要實現近混相驅最佳效果，需要明確如下問題：①CO2近混相驅的區域如何界定；②非純CO2直接回注能否明顯提高采收率；③目標油藏實現最佳近混相驅的CO2純度下限是多少。

在非純CO2近混相驅方面，加拿大的Weyburn油田及國內的中石油、中石化等開展了混入輕烴類雜質氣體對CO2驅最小混相壓力（MMP）及混相程度影響等的相關研究工作，取得了一定的認識［13-15］。與混相驅對應的MMP為一定值不同，近混相驅對應的近混相壓力為一個區間范圍。本文以渤海油田Q油藏為研究對象，通過物理模擬結合數值模擬，在低于最小混相壓力（MMP）附近劃分出一個近混相區域，基于驅油效率和界面張力（IFT）的非純CO2-原油體系綜合界定近混相壓力區間的方法，確定該油藏條件下不同純度CO2對應的MMP和最低近混相壓力（MNMP），獲得該油藏實現最佳近混相驅的非純CO2含量下限。研究結果對非純CO2驅實現最佳近混相驅可行性和應用實踐有指導意義。

1 不同CO2純度下MMP的確定

利用細管實驗法［16］進行了3組實驗，分別對CO2含量為100%、80%和55%下的MMP進行測定。實驗中活油配置所用油樣、氣樣均來自渤海油田Q油藏，油樣組成及主要物性和注入氣組成見表1～3。每組實驗各選擇了6個細管實驗點進行混相段和非混相段的線性擬合，實驗結果見圖1。從圖1可以看出，CO2含量為100%、80%和55%下的MMP分別為30.33、34.64和37.56 MPa，純CO2下的MMP低于油藏壓力，可以實現混相驅，但混入20%和45%的雜質氣體后的MMP高于油藏壓力，無法實現混相驅。

表1 實驗油樣組成Table 1 Composition of oil sample used in experiments%

表2 實驗油樣主要性質Table 2 Physical properties of oil sample used in experiments

表3 不同實驗方案下注入氣組成Table 3 Composition of injection gas of different experiments%

圖1 細管實驗結果Fig.1 Results of slim-tube tests

利用Eclipse軟件的組分模型，通過調整狀態方程參數，對CO2含量為100%、80%和55%下的細管實驗結果進行了模擬計算，獲得3種CO2含量下MMP分別為31.74、35.07和39.41 MPa，該結果與細管實驗法獲得的MMP非常接近，誤差分別為4.6%、1.2%和4.9%，因此可以用該組分模型進行其他CO2含量下的模擬計算。

2 近混相驅壓力區間的確定

筆者認為，在傳統的混相段和非混相段之間存在一個驅油效率隨注入壓力緩慢過渡的區域，因此提出基于驅油效率和界面張力（IFT）綜合確定近混相驅壓力區間的方法，分析不同CO2純度下近混相壓力區間的變化情況。

2.1 最佳近混相驅概念的提出

以注入純CO2為例，在低于MMP附近的壓力區域內分別增加3～5個壓力點進行模擬計算，并分別選取不同壓力區間對注入壓力和驅油效率的關系重新進行了擬合，結果見圖2。從圖2可以看出，注入壓力從MMP逐漸降低時，非混相段驅油效率先緩慢減小，之后逐漸趨于線性遞減。基于該現象，提出了最佳近混相驅的概念，即注入壓力在接近但低于MMP的較小區間內，驅油效率并未隨注入壓力的下降而明顯降低，最佳近混相驅的總體采收率和驅油效率接近于混相驅。

圖2 不同壓力區間注入壓力和驅油效率關系（100%CO2）Fig.2 Displacement efficiency changing with injection pressure under different pressure section（pure CO2）

2.2 最佳近混相驅壓力區間的確定

為進一步明確最佳近混相壓力區間，借助Excel中的Linest函數及VBA程序，將非混相及混相驅之間過渡區域的測試點進行單獨擬合，得到驅油效率和IFT與注入壓力的對應關系，分別見圖3和圖4，其中IFT數據采用半對數坐標可獲得明顯的線性關系。從圖3及圖4可以看出，依據驅油效率及IFT與注入壓力的關系劃分的最佳近混相區間非常接近，該區間對應的驅油效率為80%～90%，相應的IFT約為0.001～0.050 m N/m。

圖3 混相段及非混相段過渡區域驅油效率與壓力關系（100%CO2）Fig.3 Displacement efficiency and injection pressure of transition zone of miscible and immiscible line segments（pure CO2）

圖4 混相段及非混相段過渡區域表面張力與壓力關系（100%CO2）Fig.4 Interfacial tension and injection pressure of transition zone of miscible and immiscible line segments（pure CO2）

綜合考慮驅油效率和IFT的結果，表4給出了不同CO2純度下的MMP和MNMP。分析表明，IFT法和驅油效率法確定的最小近混相壓力區間非常接近，最佳近混相區域壓力的下限集中在0.80～0.86 MMP。

表4 驅油效率法及IFT法確定MMP及MNMPTable 4 Values of MMP and MNMP obtained by displacement efficiency and IFT methods

3 近混相驅CO2純度下限的確定

根據表4，得到目標油藏不同CO2純度下對應的MMP和MNMP關系曲線，如圖5所示。從圖5可以看出，隨著CO2純度的降低，MMP和MNMP均升高，大致呈線性增加，通過與地層壓力進行對比，可以得出地層條件下目標油藏Q5井實施最佳近混相驅對應的CO2純度區間為64%～100%，區間窗口較大，說明該目標區塊實施非純CO2最佳近混相驅的潛力空間比較大。

圖5 不同CO2濃度下的MMP和MNMPFig.5 Values of MMP and MNMP under different CO2 contents

4 結論

提出了最佳近混相驅概念，即在傳統的混相段和非混相段之間存在一個驅油效率隨注入壓力緩慢過渡的區域，細管實驗表明該區域驅油效率達80%～90%。基于驅油效率和界面張力（IFT）的綜合界定方法，確定出渤海油田低滲Q油藏實施非純CO2驅的最佳近混相區間為0.80～0.86 MMP，對應的CO2純度下限為64%。本文研究結果可為國內低滲油藏實施非純CO2驅提供借鑒。

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Discussion on controlling conditions of optimal near-miscible flooding by impure CO2in low permeability reservoir

ZHANG Xiansong1，2CHEN Hao3LI Baozhen1，2MEI Yuan3YANG Guang1，2TANG He3
（1.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Beijing100028，China；2.CNOOC Research Institute，Beijing100028，China；3.China University of Petroleum，Beijing102249，China）

Low permeability Q reservoir with high CO2content has been found in Bohai oilfield，but it is difficult to realize CO2miscible flooding due to reservoir conditions limitation.Based on slim tube test and E-clipse simulation of compositional model，the relationship between displacement efficiency and injection pressure of CO2miscible flooding is studied.The optimal near-miscible displacement concept is proposed，namely，there is a transition zone near the minimum miscibility pressure（MMP）in which the displacement efficiency doesn’t significantly reduce with the decrease of the injection pressure（the displacement efficiency in the transition zone is 80%～90%with the slim tube test）.Comprehensively considering the variation of displacement efficiency and interfacial tension（IFT）with injection pressure，the optimal near-miscible pressure from 0.80 to 0.86 MMP of impure CO2flooding is obtained，and the corresponding lowest CO2content is 64%.The reservoir has great potential with optimal near-miscible flooding with impure CO2gas.The study results provide a technical basis for the feasibility and optimal design of near-miscible phase displacement in low permeability oilfields.

low permeability reservoir；CO2miscible flooding；slim tube test；optimal near-miscible flooding；pressure interval；CO2content

張賢松，陳浩，李保振，等.低滲油藏非純CO2最佳近混相驅控制條件探討［J］.中國海上油氣，2017，29（6）：75-78.

ZHANG Xiansong，CHEN Hao，LI Baozhen，et al.Discussion on controlling conditions of optimal near-miscible flooding by impure CO2in low permeability reservoir［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：75-78.

TE348

A

1673-1506（2017）06-0075-04

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.009

*海洋石油高效開發國家重點實驗室開放基金課題“非純條件下二氧化碳驅最小近混相壓力及分項相態機理研究（編號：2015-YXKJ-001）”部分研究成果。

張賢松，男，教授級高級工程師，主要從事油田開發與提高采收率技術工作。地址：北京市朝陽區太陽宮南街6號院B座（郵編：100028）。E-mail：zhangxs＠cnooc.com.cn。

2017-05-14改回日期：2017-06-21

（編輯：楊 濱）