低滲透油層改善CO2驅的實驗研究

陳濤平，陳鵬屹，孫文，張國芳，王福平

1.提高油氣采收率教育部重點實驗室(東北石油大學)，黑龍江 大慶 163318 2.哈爾濱石油學院石油工程系，黑龍江 哈爾濱 150028

低滲透油層在我國原油地質儲量中占有相當份額，CO2混相驅是注氣開發低滲透油層的首選[1]。我國對CO2驅油技術曾開展了大量的室內研究[2-4]，蘇暢等[5]利用數值模擬技術對CO2多級接觸過程中流體物性參數進行了計算；李向良等[6]進行了室內長巖心CO2驅油物模實驗，研究了驅油效率、氣體突破時間與滲透率的關系；李孟濤等[7]的實驗研究表明CO2與原油形成的混相帶可以阻滯CO2的指進；趙鳳蘭等[8]采用室內物理模擬方法，分析了混相、近混相和非混相驅的驅替特征，給出了近混相驅區域的確定方法。這些研究豐富了低滲透油層氣驅開發理論基礎。

目前國內由于受CO2氣源限制，無法將CO2驅大面積推廣應用。與CO2相比[9]，N2氣源相對豐富，但N2-原油的混相壓力較高，一般油層中不易達到混相，它呈氣體彈性驅替，驅替效率較低[10]。對此，王進安等[11]和孫楊等[12]都提出用N2部分替代CO2進行低滲透油層開發，可達到節約CO2提高采收率的目的，但后續N2與前置CO2段塞間存在擴散和彌散作用，為了不影響前置CO2段塞與原油之間的混相，前置CO2段塞需要一定的長度。水氣交替注入是抑制氣竄問題、改善氣驅效果的有效方法之一，許多學者對此進行了實驗研究。喬紅軍等[13]利用低滲透儲層巖心，對N2-H2O和H2O-N2兩種交替注入方式對驅油效率和相對流度變化的影響進行了研究；汪益寧等[14]用16塊總長度為92.7cm 的地層實際巖心，在水驅替原油結束后進行不同氣水比下的CO2-H2O交替驅油實驗；張麗娟等[15]針對高溫油藏采用人造縱向非均質巖心，進行了烴類氣體、氮氣和CO2非混相水氣交替驅油實驗，分析了巖心非均質性對采收率的影響；湯瑞佳等[16]研究了CO2-H2O交替驅中氣水比、注氣速度和段塞尺寸等參數對驅油效果的影響規律。但這些研究都是氣水2種介質的交替注入，尚未見到3種介質交替注入的研究。為此，開展低滲透油層前置CO2+N2組合驅(簡稱CO2+N2驅)和前置CO2+H2O+后續N2組合驅(簡稱CO2+H2O+N2驅)的實驗研究，以探索在減少CO2用量的基礎上，充分發揮CO2與N2各自的優勢，達到有效提高采收率的目的。

1 物模實驗

為了確定段塞組合驅是否能改善CO2驅油效果，現采用低滲透天然巖心在室內開展2種氣體組合驅油實驗研究。

1.1 實驗材料

1)巖心。為了研究實際地層中CO2+N2驅和CO2+H2O+N2驅的驅油效果，物理模擬實驗采用長×寬×厚為30cm× 4.5cm ×1.3cm的天然巖心，物性參數見表1。

表1 天然巖心物性參數

2)油、氣和水。實驗用原油為YS油田S99-TX13井模擬油，飽和壓力4.704MPa下模擬油的原始溶解氣油比為22.3m3/m3；實驗模擬地層溫度90℃，地層油黏度3.756mPa·s，CO2與原油的最小混相壓力25.9MPa。礦化度為6778mg/L的模擬原始地層水作為飽和用水。CO2、N2均為工業瓶裝氣，人工加壓至30MPa備用。

1.2 方案及設備

CO2+N2驅和CO2+H2O+N2驅兩類驅替方案詳見表2。實驗中實時記錄產油量、產氣量等，直至產出流體的氣油比達到1500m3/m3以上時結束實驗。驅替實驗在恒溫恒壓條件下進行，實驗溫度90℃，出口回壓28.60MPa，以保證CO2-原油為完全混相狀態。實驗中不同PV數的CO2段塞由微型可調容量高壓活塞容器和恒壓注入泵聯合精確控制，實際誤差小于0.05mL。

表2 段塞組合驅實驗結果

驅替實驗設備為HBCD-70高溫高壓巖心驅替裝置，該裝置具有恒壓恒速計量泵、特制高溫高壓夾持器、油氣水三相計量系統、計算機控制系統等，滿足實驗方案要求。

1.3 驅替過程及結果

用天然低滲透巖心，分別進行了CO2+N2驅和CO2+H2O+N2驅驅替方案的實驗研究。現以0.3PV前置CO2段塞驅替過程曲線(如圖1、圖2所示)為例，分析2種驅替方式下的驅替過程。

圖1 CO2+N2驅驅替過程曲線 圖2 CO2+H2O+N2驅驅替過程曲線

由圖1可以看出，CO2+N2驅驅替曲線中，當注入量<0.2PV時，氣油比較低，基本為原始溶解氣油比，采收率持續增加；當注入量≥0.2PV后，氣油比呈快速上升趨勢，采收率增幅逐漸變小；當注入量達到0.3PV后，氣油比急速上升至1500m3/m3以上，表明N2已突破油墻，采收率不再增加，致使驅替結束，最終采收率為61.41%。

由圖2可以看出，CO2+H2O+N2驅驅替曲線中，當注入量<0.2PV時，氣油比較低，基本為原始溶解氣油比，采收率持續增加；當注入量為0.2～0.37PV時，氣油比呈緩慢上升趨勢，采收率增幅逐漸變小；當注入量為0.37～0.52PV時，氣油比呈波動快速上升趨勢，采收率增幅進一步變小，表明0.1PV水段塞有效阻擋了后續N2向CO2-原油混相區的突進；當注入量達到0.52PV后，氣油比才迅速上升至1500m3/m3以上，N2開始突破油墻，致使驅替結束，最終采收率為80.09%，比CO2+N2驅的最終采收率(61.41%)高18.68個百分點。

2種段塞組合不同驅替方案的實驗結果見表2。可以看出，進行純N2驅時，采收率僅為17.15%，這是因為N2與原油混相壓力高于注入壓力，巖心中N2與原油未達到混相，大部分N2直接從注入端竄逸到采出端，驅油效果有限；而0.1PV H2O+N2驅的采收率比純N2驅的高24.21個百分點，也再次證實在低滲透油層能夠實施注入水段塞的條件下，水氣交替是有效提高原油采收率的方法。

表2中2種段塞組合驅的最終采收率均比純N2驅的最終采收率高很多，表明CO2段塞的混相驅替作用得以發揮。在相同的CO2注入量情況下，有水組合驅(0.1PV CO2+0.1PV H2O+N2)比無水組合驅(0.1PV CO2+N2)的采收率平均高16.90個百分點；0.3PV CO2+0.1PV H2O+N2驅與0.4PV CO2+N2(近全CO2)驅相比，采收率提高了18.22個百分點，CO2用量減少了25%。表明CO2與N2間0.1 PV的水段塞有效阻擋了N2向CO2段塞的擴散和彌散，使CO2的混相驅替優勢和N2的補充能量優勢得以進一步發揮。

2 兩種組合驅比較

CO2+N2驅與CO2+H2O+N2驅比較研究，從主要技術指標和經濟指標兩方面進行。

2.1 技術指標

CO2+N2驅與CO2+H2O+N2驅的N2及總注入量曲線，如圖3所示。在CO2+N2驅中，N2的注入量隨CO2段塞注入量的增加而逐漸降低，這是因為隨著CO2段塞注入量的增加，被CO2段塞驅替后剩余在巖心中的原油越來越少，使后續N2段塞出現氣竄所需的注入量逐漸降低，導致停注時N2的注入量減少。而在CO2+H2O+N2驅中，N2的注入量隨CO2注入量的增加雖有起伏但基本穩定，這是由于加入的H2O段塞對N2的阻擋，使得N2的氣竄現象滯后，有更多的N2能夠參與驅替。當CO2注入量為0.2～0.4PV時，CO2+H2O+N2驅中N2用量較大，致使隨著前置CO2段塞的注入量的增加，CO2+H2O+N2驅總注入量的增加幅度遠大于CO2+N2組合驅，這也是CO2+H2O+N2驅采收率較高的因素之一。

圖3 N2及總注入量隨CO2注入量的變化曲線 圖4 采收率隨CO2注入量的變化曲線

將CO2+N2驅與CO2+H2O+N2驅采收率進行比較，結果如圖4所示。在2種段塞組合驅下采收率隨CO2注入量變化的規律完全相同，即當CO2注入量小于0.3PV時，2種組合驅的采收率均隨CO2注入量的增加而不斷增加；當CO2注入量達到0.3PV時，采收率均達到高點；當CO2注入量達到0.4PV時，其采收率基本與0.3PV CO2段塞時的采收率持平或稍低。這是因為在前置CO2注入量達到0.4PV時，巖心中與CO2混相的原油已被大量驅出，殘余原油較少，后續的N2或H2O+N2驅替過程中，更容易發生氣竄，所以采收率不能繼續增加。因此從采收率來看，CO2+N2驅與CO2+H2O+N2驅中，CO2的合理注入量均為0.3PV。

由圖4可以看出，相同CO2注入量下，CO2+H2O+N2驅的采收率始終高于CO2+N2驅采收率；同一采收率下，CO2+N2驅所需的CO2段塞的注入量比CO2+H2O+N2驅所需CO2段塞的注入量大約多0.1PV，這主要是因為CO2+H2O+N2驅在CO2段塞后增加了0.1PV的水段塞。

分析認為，在CO2+H2O+N2驅中，CO2段塞與原油混相后，有效降低了原油黏度，并發揮其驅替作用，將原油驅替出來；而在CO2段塞與后續N2間注入0.1PV的H2O，不僅因其黏度遠大于氣體，對殘余原油具有更好的驅替作用，可以將與CO2混相的原油有效驅出，而且水又可以有效阻擋N2向CO2段塞的擴散和彌散，使CO2混相驅替優勢和N2的補充能量優勢得以進一步發揮，所以在0.3PV前置CO2段塞下，CO2+H2O+N2驅的最終采收率比CO2+N2驅高18.68個百分點，取得了顯著的驅油效果。

2.2 經濟指標

為了對比分析低滲透巖心CO2+N2驅與CO2+H2O+N2驅中，不同CO2段塞情況下的噸油氣體成本(每生產1t原油所需要的氣體總價)，根據表2和圖2計算了2種組合驅的噸油氣體成本。其中相關參數：液態CO2價格435元/t，折算至標況下CO2的價格0.87元/m3；標況下N2價格1.47元/m3；注入水價格按一般工業用水價格5元/m3；國際原油價格取50美元/桶(美元對人民幣匯率取6.5)。根據計算結果所作的噸油氣體成本對比曲線如圖5所示，在相同CO2的注入量下，CO2+H2O+N2驅相比CO2+N2驅的噸油氣體成本有較大幅度降低。當CO2注入量為0～0.1PV時，CO2+H2O+N2驅的噸油氣體成本相比CO2+N2驅降低幅度最大，即H2O段塞對氣體成本的降低明顯，但此時采收率相對較低；當CO2注入量為0.2PV時，2種驅替方案的噸油氣體成本明顯下降，但此時采收率仍不理想；當CO2注入量為0.3～0.4PV時，CO2+H2O+N2驅和CO2+N2驅的噸油氣體成本逐漸提高但二者差值縮小，此時采收率都較理想且二者差值相對穩定。

圖5 噸油氣體成本隨CO2注入量的變化曲線 圖6 投入產出比隨CO2注入量的變化曲線

考慮到不同前置段塞時后續N2段塞亦不同，進而又計算了僅考慮整個注入氣體的成本，CO2+N2驅與CO2+H2O+N2驅的投入產出比(產出原油總價與注入氣體總價的比值)曲線如圖6所示。可以看出，CO2+H2O+N2驅的投入產出比高于CO2+N2驅的。在沒有CO2前置段塞時，H2O+N2驅的投入產出比最大、利潤率最高，但此時采收率仍有較大提升空間；當前置CO2段塞尺寸從0PV增加到0.2PV時，CO2+H2O+N2驅與CO2+N2驅的投入產出比差值逐漸降低。這是因為采收率隨著前置CO2段塞尺寸的增加而逐漸增加的同時，CO2+N2驅的N2用量減少，而CO2+H2O+N2驅的N2用量相對穩定；當前置CO2段塞尺寸從0.2PV增加到0.4PV時，CO2+N2驅的投入產出比逐漸下降，CO2+H2O+N2驅的投入產出比稍有波動，但二者差值較小，這是由注入段塞PV數、采收率及單位體積氣價3個因素綜合作用結果所致。

因此，在CO2+H2O+N2驅中，雖然前置CO2注入量為0～0.2PV時的噸油氣體成本較低、投入產出比較高，但其采收率不夠高；在0.3PV前置CO2段塞下，CO2+H2O+N2驅的投入產出比為5.16，是CO2+N2驅投入產出比(4.73)的1.09倍，是最理想的驅替方案。

3 結論

1)在低滲透巖心中，采用0.3PV CO2+N2驅方式，可達到全CO2驅的采收率，并能減少CO2的用量。

2)在低滲透巖心中，采用0.3PV CO2+0.1PV H2O+N2驅方式，能夠充分發揮前置CO2段塞與N2各自的優勢，可獲得較理想的驅油效果，它比全CO2驅的采收率提高了18.22個百分點，并減少了CO2用量25%。

3)在0.3PV前置CO2段塞下，CO2+H2O+N2驅的投入產出比為5.16，是CO2+N2驅投入產出比的1.09倍，是最佳的驅替方案。