二氧化碳混相壓裂吞吐實驗

吳俊峰，劉寶忠，劉道杰，王長權，李迎輝，劉國華

(1.中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004；2.長江大學，湖北 武漢 430100；3.中國石油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

目前，低滲致密油氣資源量占新增探明儲量的70%以上，已成為中國增儲上產的資源基礎[1-4]。新發現的低滲油氣資源地質特征主要表現為儲層更加致密、孔隙與喉道更加細小、非均質性更嚴重等，開發過程中表現為啟動壓力梯度高、生產壓差大、注水補充能量難度大、單井產量低，即“注不進”、“采不出”，油藏動用程度及采出程度普遍偏低，開發效益差[5-10]。CO2是良好的驅油劑，在油藏中注入CO2并實現混相是目前最具潛力的提高原油采收率的方式之一，而驅替過程能否形成混相是影響驅油效率的關鍵因素，隨著混相程度的增大驅油效率逐漸增加，形成混相驅后驅油效率增幅變緩[11-16]。CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術是利用壓裂高壓泵車將CO2及輔助劑(縮膨劑、不返排酸、增溶劑、降凝劑等)快速注入地層，改善井底附近經長期開采后形成的低壓狀態，悶井一定時間后再開井生產。但該技術在低滲致密油藏中提高采收率的增油機理及滲流規律有待深入研究。因此，通過室內實驗，在混相條件下開展CO2與原油的相互作用機理實驗和CO2混相壓裂液體系吞吐實驗，明確CO2混相壓裂吞吐提高采收率機理。在此基礎上，進一步通過礦場試驗驗證其有效性，為該項技術在礦場推廣應用提供技術支持。

1 室內實驗

1.1 CO2與原油最小混相壓力的確定

CO2具有界面張力極低、黏度極低、流動性極強、擴散性極強的特性，較容易與原油實現混相。在開展CO2混相壓裂吞吐前，必須明確CO2與原油的最小混相壓力[17-18]。依據SY/T 6573—2016《最低混相壓力實驗測定方法——細管法》，開展最小混相壓力測試，流程圖見圖1。其中，細管模型直徑為4 mm、長度為20 m、孔隙體積為111.13 cm3。實驗原油取自南堡凹陷高5斷塊Es33V油組，原油組成見表1。實驗溫度為儲層溫度(113.8 ℃)。

圖1 CO2最小混相壓力測試流程Fig.1 The flow chart of CO2-crude oil minimum miscible pressure test

表1 高5斷塊V油組原油組成Table 1 The crude oil composition of V Oil Formation, Fault Block Gao 5

最小混相壓力實驗結果如圖2所示。由圖2可知，實驗原油注CO2的最小混相壓力為27.76 MPa，小于目前地層壓力(33.00 MPa)及原始地層壓力(48.71 MPa)，該結果說明CO2可與該原油實現混相。

圖2 CO2最小混相壓力實驗結果Fig.2 The test results of minimum miscible pressure of CO2 and crude oil

1.2 CO2混相增油機理實驗

CO2混相壓裂吞吐過程主要依靠CO2增溶、膨脹、降黏等提高原油采收率。通過開展原油注CO2膨脹規律實驗，測試CO2對地層流體物性的影響，明確CO2混相壓裂吞吐增油機理。實驗用油為南堡凹陷高5斷塊V油組原油。實驗溫度為113.8 ℃，實驗壓力為33.00 MPa，氣油比為91.2 m3/m3，注入CO2的摩爾分數為0～60%，實驗流程見圖3。

圖3 CO2混相增油機理實驗流程Fig.3 The test flow chart of CO2-crude oil miscible stimulation mechanism

1.2.1 原油飽和壓力

原油飽和壓力的變化規律見圖4。由圖4可知：原始原油的飽和壓力為25.20 MPa，注入CO2后，原油飽和壓力隨CO2摩爾分數的增加而增大，且飽和壓力增幅不斷變大；當CO2摩爾分數達到35%時，原油飽和壓力接近目前地層壓力；當CO2摩爾分數為50%時，原油的飽和壓力上升至40.35 MPa；當CO2摩爾分數達到60%時，原油的飽和壓力達到47.49 MPa，接近原始地層壓力，表明在原始地層壓力下原油可溶解摩爾分數大于60%的CO2，并達到混相。

圖4 原油飽和壓力隨CO2摩爾分數變化Fig.4 The variation of crude oil saturation pressure with CO2 mole fraction

1.2.2 溶解氣油比

飽和壓力下原油溶解氣油比隨CO2摩爾分數的變化見圖5。由圖5可知：原油原始溶解氣油比為92.64 m3/m3，隨CO2摩爾分數的增加，原油飽和壓力不斷上升，溶解氣油比逐漸增大，且增幅不斷變大；當CO2摩爾分數為30%時，溶解氣油比為177.45 m3/m3；當CO2摩爾分數為60%時，氣油比為403.35 m3/m3，表明CO2體系中的摩爾分數越大，體系中溶解的CO2越多，原油溶解CO2的能力越強。

圖5 飽和壓力下原油溶解氣油比隨CO2摩爾分數的變化Fig.5 The variation of dissolved gas-oil ratio of crude oil with CO2 mole fraction at saturation pressure

1.2.3 原油膨脹能力

原油膨脹能力可由原油體積系數和膨脹因子來描述，其中，原油體積系數表示單位體積地面原油在地層溫度壓力下的體積，該體積隨注氣量增大而增大，增大的倍數即為原油膨脹因子。原油體積系數或膨脹因子越大，說明原油膨脹能力越強。飽和壓力下原油體積系數和原油膨脹因子隨CO2摩爾分數的變化見圖6。由圖6可知：未注入CO2時，原油體積系數為1.391 5；注入CO2后，原油體積系數和膨脹因子隨注入量的增加而增大，且增幅不斷變大；當CO2摩爾分數為30%時，原油膨脹因子為1.123 9；當CO2摩爾分數為60%時，原油膨脹因子為1.410 1，表明CO2可顯著提升原油的膨脹效果，具有增溶膨脹驅油的能力。

圖6 原油體積系數及膨脹因子隨CO2摩爾分數的變化關系曲線Fig.6 The variation curve of crude oil volume coefficient and expansion factor with CO2 mole fraction

1.2.4 原油黏度

飽和壓力下地層原油黏度隨CO2摩爾分數的變化見圖7。由圖7可知：未注氣時，飽和壓力下的原油黏度為0.402 mPa·s；隨CO2摩爾分數的增加，原油中溶解氣量增大，地層原油黏度呈現先小幅增大后不斷減小的趨勢；當CO2摩爾分數為30%時，原油黏度降至0.369 mPa·s，主要原因為CO2摩爾分數的增加引起原油飽和壓力增大，導致原油被壓縮，高壓下CO2溶解程度更大，原油黏度更小，可流動性更大。因此，壓裂后返排時原油流動能力增強，原油更容易被采出，從而提高采收率。

圖7 飽和壓力下原油黏度隨CO2摩爾分數的變化Fig.7 The variation of crude oil viscosity with CO2 mole fraction at saturation pressure

1.2.5 注CO2后原油密度變化特征

飽和壓力下地層原油密度隨CO2摩爾分數的變化見圖8。由圖8可知，未注氣時，飽和壓力下的原油密度為0.743 5 g/cm3，隨CO2摩爾分數增加，飽和壓力下原油密度逐漸增大，當CO2摩爾分數達到60%時，飽和壓力下原油密度達到0.797 6 g/cm3。這是因為高飽和壓力條件下，CO2的密度比原油密度大，導致溶解CO2后的原油密度增加，且含CO2原油體系中CO2含量越高，體系的飽和壓力增加越大，原油密度增幅也越大。

圖8 飽和壓力下原油密度隨CO2注入量的變化Fig.8 The variation of crude oil density with CO2 injection at saturation pressure

1.3 CO2混相壓裂吞吐增油效果實驗

利用巖心驅替裝置開展CO2混相壓裂吞吐實驗，明確CO2混相壓裂吞吐增油效果，實驗流程見圖9。實驗巖心取自高5斷塊Es33V油組高123X9井3 625.3～3 637.2 m處，基質平均滲透率為6.9 mD；實驗溫度為113.8 ℃，飽和活油壓力為33.00 MPa。為模擬壓裂成縫特征，將巖心抽真空飽和地層水后進行氣驅水，得到束縛水飽和度，進行劈縫(單縫)處理后裝入巖心夾持器后飽和原油，開展CO2混相壓裂液吞吐實驗。吞吐階段依次注入0.035倍孔隙體積不返排酸、0.025倍孔隙體積縮膨劑、0.020倍孔隙體積增溶劑、0.045倍孔隙體積CO2、0.025倍孔隙體積降凝劑，后續連續注入CO2至礦場壓裂壓力(55 MPa)，測定不同悶井時間的吞吐效率。實驗結果如表2所示。由表2可知，壓降為2～15 MPa時，不同悶井時間下的CO2混相壓裂吞吐技術采出程度均超過20%，階段采出程度高，建議控制壓降生產。

2 礦場應用

南堡凹陷高5斷塊Es33V油組埋深為3 400～4 400 m，為近源低滲層狀巖性油藏，平均孔隙度為17.0%，平均滲透率為2.1 mD，屬于低孔特低滲油藏，孔喉類型為點狀喉道，孔隙大、喉道細，連通性差。黏土礦物含量平均為16.9%，主要為伊蒙混層、高嶺石，相對含量分別為58.6%和22.6%，儲層水敏性強。V油組油品為常規輕質油，密度低(0.75 g/cm3)、黏度低(小于0.5 mPa·s)、含蠟量高(19.43%)、膠質瀝青質含量中等(15.71%)。該油組地層壓力為48.7 MPa，油藏溫度為124.0 ℃。開發上整體呈現低產液量、低產油量(1.3 t/d)、低含水(30.7%)、注水井注入壓力高、注不進等特點。

圖9 CO2混相壓裂吞吐提高采收率實驗流程Fig.9 The test flow chart of CO2 miscible fracturing and huff and puff for EOR

表2 CO2混相壓裂吞吐提高采收率實驗數據Table 2 The test data of CO2 miscible fracturing and huff and puff for EOR

2018年7月在該油組高123X9井優先實施CO2混相壓裂吞吐試驗。基于高123X9井靜、動態資料，利用采油氣體軟件，建立單井徑向模型。模型采用非平衡初始化方法，通過調整孔隙度、滲透率、相對滲透率曲線、高壓物性等參數對模型進行定液量生產方式歷史擬合，擬合完成后得到優化注入方案：返排酸為350 m3、縮膨劑為250 m3、增溶劑為200 m3、CO2為450 m3、降凝劑為250 m3。施工過程中，排量為3 m3/min，注入壓力為40.00～48.00 MPa，全程施工順利。悶井20 d后，折算地層壓力為47.00 MPa，超過了儲層原油最小混相壓力(27.76 MPa)，表明CO2在地下與原油已實現混相。高123X9井措施實施前日產液為0.8 m3/d，日產油為0.6 t/d，液面高度為2 125 m，間開生產。措施實施后初期，該井日產液為6.5 m3/d，日產油為4.1 t/d，液面高度為2 100 m。截至目前，該井日產液3.1 m3/d，日產油2.9 t/d，穩定生產26個月，累計增油2 200 t。井口原油黏度由4.51 mPa·s升至7.87 mPa·s(70 ℃)，凝固點由37 ℃降至31 ℃，含蠟量由18.3%增至23.6%，膠質+瀝青含量由6.9%升至20.5%。結果表明，CO2在地層中與原油實現了互溶，動用了原油中的重質組分，提高了原油在地層中的流動性。該項技術的成功應用，為南堡凹陷未動用儲量有效開發提供了重要的技術參考。

3 結 論

(1) CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術通過向地層注入CO2，使其在地層與原油混相，提高了原油體積系數和膨脹因子，降低了原油黏度，增強了原油在儲層中的流動性，從而提高單井產量及原油采收率。

(2) CO2混相壓裂吞吐的前提是地層壓力高于CO2在原油中的最小混相壓力，CO2在地層能夠與原油實現混相，室內實驗CO2混相吞吐采出程度可達60%以上。

(3) 現場應用表明，CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術能夠有效提高油藏單井產量及開發效果，措施實施后初期，單井日產液為6.5 m3/d，日產油為4.1 t/d，累計增油2 200 t。該方法為國內外低滲及致密油藏效益開發提供了有效技術途徑。