淺薄稠油油藏水平井CO2吞吐機(jī)理及影響因素

陳舉民 ，李進(jìn) ，曹紅燕 ，張夢千 ，趙正勛

（1.中國石油青海油田分公司采油二廠，青海 德令哈 816400；2.中國石油長慶油田分公司西安長慶化工集團(tuán)有限公司，陜西 西安 710018；3.中國石油華北油田分公司第四采油廠，河北 廊坊 065000）

0 引言

目前，國內(nèi)稠油的產(chǎn)量占開采原油總量的15%左右，如何經(jīng)濟(jì)開發(fā)稠油油藏對(duì)于國家的能源安全有著重要的意義［1-2］。國內(nèi)稠油的開發(fā)經(jīng)過長期探索，已經(jīng)形成了出砂冷采、蒸汽驅(qū)、注CO2驅(qū)、SAGD（蒸汽輔助重力泄油）、火燒油藏等多種開發(fā)技術(shù)手段。

對(duì)于淺薄層稠油油藏，水平井由于井控面積大，鉆遇儲(chǔ)量遠(yuǎn)高于直井，有著不可替代的開發(fā)優(yōu)勢［3］。對(duì)于CO2吞吐的開發(fā)方式，水平井相比于直井是否有其他增油機(jī)理，相關(guān)研究未見發(fā)表。因此，本文通過水平長巖心與豎直長巖心模型的對(duì)比實(shí)驗(yàn)研究水平井CO2吞吐的增產(chǎn)機(jī)理。同時(shí)，有必要探明不同注入?yún)?shù)的技術(shù)界限，設(shè)計(jì)了多輪次水平井CO2吞吐的對(duì)比實(shí)驗(yàn)來揭示生產(chǎn)制度因素對(duì)于開發(fā)效果的影響。

1 稠油油藏CO2吞吐增油機(jī)理

1.1 目標(biāo)區(qū)地質(zhì)及流體性質(zhì)

研究所用油樣來自于青海油田F油區(qū)，油藏為淺薄砂巖油藏，埋藏深度893～1 756 m。該稠油油藏平均孔隙度為31%，平均滲透率為1 230×10-3μm2，溫度27～35℃，壓力 10.2～18.5 MPa，20℃下地面原油密度平均為0.956 2 g/cm3，30℃下地面原油黏度平均為215.34 mPa·s。

油樣采用PVT裝置復(fù)配獲得。溫度35℃、壓力16.5 MPa的油藏條件下，原油黏度為185.42 mPa·s。采用高溫氣相色譜儀進(jìn)行全組分分析，結(jié)果如表1所示。地層水樣同樣依據(jù)目標(biāo)區(qū)地層水性質(zhì)參數(shù)復(fù)配獲得。

表1 F油區(qū)油樣全組分分析結(jié)果

由組分分析結(jié)果可知，原油的中質(zhì)—重質(zhì)組分相對(duì)較高，較難與 CO2形成混相驅(qū)替［4］。

1.2 原油性質(zhì)與CO2溶解相關(guān)性

盡管氣液平衡狀態(tài)方程和其他方程式可以預(yù)測特定溫度和壓力條件下CO2的溶解及原油膨脹效果［5］，實(shí)驗(yàn)方法的測試結(jié)果往往更加精確、可靠。因此，開展了注CO2的膨脹實(shí)驗(yàn)來確定油藏溫度下CO2在原油中的溶解性及原油的膨脹性。原油膨脹系數(shù)如圖1a所示，原油的黏度及密度與CO2注入量的變化關(guān)系如圖1b所示。

圖1 原油性質(zhì)與CO2注入量關(guān)系

由圖1a可知：當(dāng)CO2注入量從10%增加到50%，原油體積從膨脹1.05倍增加至1.43倍。同時(shí)，隨著CO2注入量的增加，原油膨脹系數(shù)的上升趨勢并沒有變緩?；貧w到油藏環(huán)境中，稠油的體積大幅膨脹的同時(shí)，會(huì)從本身賦存的狹小的擴(kuò)縮凹角、孔隙盲端等難波及的區(qū)域“擠”出來，大幅提高注CO2的微觀驅(qū)油效果。

由圖1b可知：隨CO2注入量的增加，原油的密度與黏度均大幅下降，甚至進(jìn)入了非稠油的區(qū)間?？梢姵碛椭凶⑷隒O2帶來的降黏效果要顯著優(yōu)于普通稀油。根據(jù)毛細(xì)管模型［6］推測，CO2的注入將大幅提高CO2吞吐的驅(qū)油效率，獲得開發(fā)效果的明顯提升。由于稠油油藏進(jìn)行CO2吞吐，難以實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)替。因此，相比于稀油油藏，稠油油藏CO2吞吐最主要的微觀驅(qū)油機(jī)理為CO2對(duì)原油的溶解膨脹作用及降黏作用。

2 水平井CO2吞吐機(jī)理

2.1 實(shí)驗(yàn)材料及流程

將巖心模型水平放置，模擬在薄層油藏中進(jìn)行水平井開發(fā)，而將模型豎直放置，模擬直井開發(fā)。長巖心CO2吞吐實(shí)驗(yàn)裝置由常規(guī)長巖心驅(qū)替裝置改進(jìn)所得，實(shí)驗(yàn)流程如圖2所示。本研究使用組合長巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，巖心基本參數(shù)如表2所示。將巖心采用調(diào)和平均的方法置于巖心夾持器中以最大程度減少巖心排列方式對(duì)于實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響［7］。組合巖心的平均滲透率由串聯(lián)巖心的滲透率計(jì)算公式［8］獲得。

圖2 水平井CO2吞吐機(jī)理及影響因素研究實(shí)驗(yàn)流程

表2 組合長巖心基本性質(zhì)

在飽和油過程中，將2組長巖心模型均采用水平放置的方式進(jìn)行充分飽和，以保證2組模型的初始含油條件一致。本研究方案均采用1輪次吞吐的方式。注入過程中，采用“強(qiáng)注入、長燜井”（注入時(shí)間240 min，燜井時(shí)間72 h，恒壓12 MPa）的注入方式，以研究注入的CO2對(duì)于多孔介質(zhì)內(nèi)原油的溶解膨脹、降黏等微觀作用。

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

本文的研究對(duì)象為淺層稠油，意味著油藏具有相對(duì)低的溫度和壓力水平。在這種條件下，注入儲(chǔ)層的CO2將超過其臨界條件（7.495 MPa，31 ℃），達(dá)到超臨界狀態(tài)［9］，此時(shí)CO2密度與稠油密度差異依然很大。

直井及水平井CO2吞吐對(duì)比實(shí)驗(yàn)中，產(chǎn)出CO2分流率隨時(shí)間的變化關(guān)系如圖3a所示。直井CO2氣驅(qū)前緣突破時(shí)間為4.2 min，而水平井CO2突破時(shí)間為37.8 min，氣體突破時(shí)間延后33.6 min。氣驅(qū)開發(fā)過程中一個(gè)重要的特征就是氣相的快速突破，也就是“氣竄”現(xiàn)象。在相同的黏度比條件下，油藏開發(fā)中的前緣突破主要是由重力超覆以及儲(chǔ)層非均質(zhì)性所決定。

實(shí)驗(yàn)所用的巖心為一組串聯(lián)的非均質(zhì)性巖心，同時(shí)淺層油藏條件下的CO2密度仍與原油相差明顯。在直井CO2吞吐的采出階段，前緣突破前主要分為2個(gè)階段，第1階段是保持低含氣飽和度的油氣前緣的運(yùn)移階段，而這種低飽和度是由于前端CO2-原油混合帶的存在限制了CO2的突進(jìn)與采出。第2階段是CO2原油混合帶及CO2“氣墻”（混合帶后氣體高濃度區(qū)）到達(dá)采出端階段，此后CO2分流率急劇上升，產(chǎn)油效率下降。第2階段的起始時(shí)間，也就是CO2“氣墻”的突破時(shí)間為30 min。而在水平井吞吐的過程中，CO2前緣的氣相分流率始終保持在一個(gè)接近于0的水平，直至形成唯一的突破前緣，氣體分流率隨后進(jìn)入迅速上升階段。

圖3 水平井及直井CO2吞吐生產(chǎn)指標(biāo)隨時(shí)間變化關(guān)系

由圖3b可知，直井CO2吞吐的采出程度為50.5%，而水平井吞吐的采出程度為77.3%，相比于直井提高了26.8%。在開發(fā)前期約10 min左右，2種開發(fā)方式的采出程度相差無幾。而在開發(fā)后期，采出時(shí)間為72 min時(shí)，直井的采出程度為48.7%，而水平井為77.2%。對(duì)比2種開發(fā)方式的采出程度，可以看出水平井略早于直井進(jìn)入開發(fā)后期的無效開發(fā)階段。同時(shí)，在直井開發(fā)中，CO2“氣墻”突破之后，原油采出程度仍然有一個(gè)小幅的緩慢上升，這也說明了在重力作用不可忽略的條件下，CO2驅(qū)過程中會(huì)形成一個(gè)穩(wěn)定的驅(qū)替前緣，這也保證了在開發(fā)末期CO2仍有一定掃油能力。

由于重力的作用，CO2-原油體系中的CO2向儲(chǔ)層的高部位運(yùn)移，而高部位是儲(chǔ)層中的一種主要類型即閣樓油的賦存之處。因此，采用水平井或直井進(jìn)行CO2吞吐采油效果的差異主要是2種開發(fā)方式對(duì)高部位閣樓油動(dòng)用程度的差異造成的。微觀機(jī)理上，則是由2種開發(fā)方式下多相流體中重力作用的差異造成的。分析認(rèn)為，水平井無論是井控儲(chǔ)量中注入CO2的波及范圍，還是閣樓油的動(dòng)用規(guī)模都明顯大于直井。CO2混相驅(qū)油為多次接觸混相的過程，因此CO2要實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)油必須保證原油與CO2有充足的接觸體積［10］。而水平井CO2吞吐相較于直井，給CO2-原油體系提供了更大的接觸空間和更長的接觸時(shí)間，有效增加了剩余油的動(dòng)用效果。這2種因素是水平井CO2吞吐相比于直井最主要的增油機(jī)理，也解釋了實(shí)驗(yàn)中2種開發(fā)方式采收率差異的成因。

3 水平井CO2吞吐影響因素

基于上文相同的長巖心組合模型，相同的實(shí)驗(yàn)流程，開展多因素的對(duì)比實(shí)驗(yàn)，主要研究注入壓力、注入時(shí)間及燜井時(shí)間等因素對(duì)于吞吐效果的影響。為了更接近實(shí)際的吞吐開發(fā)過程，這部分的方案設(shè)計(jì)均采用多輪次吞吐的開發(fā)方式。實(shí)驗(yàn)依照相同的步驟，共開展9組平行實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)及實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3所示。注入壓力選取6.36，7.85，10.07 MPa，實(shí)驗(yàn)溫度恒定在油藏溫度（35℃）條件下。在不同的油藏壓力下，采用不同的注入時(shí)間（40，120 min）和燜井時(shí)間（24，48 h）確定對(duì)于水平井CO2吞吐效果的影響因素。

表3 水平井CO2吞吐研究注入及產(chǎn)出數(shù)據(jù)

3.1 燜井時(shí)間

注入壓力分別為6.36，7.85，10.07 MPa時(shí)燜井時(shí)間對(duì)于最終采收率的影響如圖4所示。燜井時(shí)間為48 h的最終采收率都要高于相同條件下燜井時(shí)間為24 h的方案。3組方案中，燜井時(shí)間由24 h增加到48 h，對(duì)應(yīng)的最終原油采收率分別由32.5%增至36.9%（6.36 MPa），由 47.3%增至 51.4%（7.85 MPa），以及由 56.0%增至 58.6%（10.07 MPa）。

分析認(rèn)為，質(zhì)量傳遞現(xiàn)象是一個(gè)隨時(shí)間變化的過程，受分子擴(kuò)散機(jī)理的影響很大［11］。燜井時(shí)間越長，多孔介質(zhì)中原油與CO2的相互作用及CO2在原油中的擴(kuò)散越充分，CO2對(duì)原油動(dòng)用機(jī)理的各種作用（比如溶解作用、膨脹作用、降低界面張力作用以及對(duì)輕質(zhì)組分的抽提作用）也就更加顯著。

此外，CO2與地層水形成碳酸溶液，對(duì)于儲(chǔ)層巖石的溶蝕和疏通會(huì)在一定程度上增加儲(chǔ)層滲透率。這種化學(xué)作用隨著燜井時(shí)間的延長而加強(qiáng)，帶來了最終采收率的上升。

圖4 不同注入壓力下燜井時(shí)間24 h和48 h采收率對(duì)比

3.2 注入壓力

注入壓力分別為6.36，7.85，10.07 MPa時(shí)實(shí)驗(yàn)方案的最終采收率對(duì)比如圖5a所示。結(jié)果表明，在特定的實(shí)驗(yàn)條件下，水平井CO2吞吐的最終采收率與注入壓力呈正相關(guān)關(guān)系。不同實(shí)驗(yàn)方案氣油比的對(duì)比情況如圖5b所示。由圖可知，無論處于何種壓力水平下，總氣油比受CO2注入時(shí)間及燜井時(shí)間的影響相對(duì)較小。同時(shí)，隨著注入壓力的升高，總產(chǎn)出氣油比也隨之上升。各方案換油率與注入壓力的關(guān)系如圖5c所示。由圖可知，與產(chǎn)出氣油比不同，換油率受注入時(shí)間和燜井時(shí)間的影響顯著。另外，與氣油比變化趨勢不同的是，最終換油率隨著注入壓力的上升而下降。

圖5 不同注入條件下各生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比

3.3 吞吐輪次

在恒定實(shí)驗(yàn)溫度35℃和不同的實(shí)驗(yàn)壓力下，共開展了5個(gè)輪次的CO2吞吐實(shí)驗(yàn)。6.36 MPa壓力下，原油最終采收率與階段（每輪）采收率與吞吐輪次的定量關(guān)系見圖6a（黑色實(shí)心點(diǎn)、白色空心點(diǎn)分別為最終采收率和階段采收率）。6.36 MPa下，4組吞吐方案中最終采收率的最大值和最小值分別為37.4%（注入120 min，燜井 48 h）和 36.9%（注入 40 min，燜井 24 h）。由圖可知，9組的前2個(gè)輪次均貢獻(xiàn)了最終采收率的40%以上，而其他輪次的吞吐效果則要差得多，說明水平井CO2吞吐的前2個(gè)輪次是產(chǎn)油的主力輪次。

6.36 MPa壓力下，產(chǎn)出氣油比、換油率與吞吐輪次的相關(guān)性曲線如圖6b所示（黑色實(shí)心點(diǎn)、白色空心點(diǎn)分別為氣油比和換油率）。在吞吐初期，氣油比處于很低的水平，但在隨后的周期內(nèi)上升明顯。同時(shí)，由于初期可觀的產(chǎn)油量與較低的注氣量，換油率在前期很高，隨后則進(jìn)入急速下降階段。因此，氣油比和換油率曲線處于相反的變化趨勢。

圖6 水平井多輪次CO2吞吐各生產(chǎn)指標(biāo)變化

3.4 注入時(shí)間

相同的注入壓力和燜井時(shí)間條件下，注入時(shí)間對(duì)于多輪次CO2吞吐效果的影響如圖7所示。由圖可知，在6.36，10.07 MPa壓力下，CO2注入時(shí)間為40 min和120 min時(shí)，最終采收率分別為32.5%，33.4%和54.3%，56.0%，注入時(shí)間的增加并沒有獲得相應(yīng)采收率的明顯提升。分析認(rèn)為，雖然模型使用的為長巖心模型，但模型尺寸與油藏尺寸相比，仍然非常有限。在“吞”的過程中，巖心的孔隙空間被CO2迅速飽和。因此，在后續(xù)注氣的過程中，多孔介質(zhì)中并沒有吸入更多CO2，從而獲得采收率的顯著提升。若想研究CO2注入時(shí)間對(duì)吞吐效果的影響，還需要開展大尺寸物理模型實(shí)驗(yàn)。在保證模型具有更大的油氣接觸空間的同時(shí)，能夠更清楚地看出注入時(shí)間對(duì)水平井CO2吞吐的影響。

圖7 注入時(shí)間40 min和120 min最終采收率對(duì)比

4 結(jié)論

1）對(duì)于淺薄稠油油藏，CO2溶解、原油膨脹、降低界面張力、溶解氣驅(qū)以及對(duì)輕質(zhì)組分的蒸發(fā)和抽提為CO2吞吐的增油機(jī)理，而CO2溶解膨脹原油和降低原油黏度為主要機(jī)理。

2）淺層稠油地層條件下，直井CO2吞吐突破過程分為低含氣飽和度前緣突破和油氣過渡帶及“氣墻”突破2個(gè)階段。重力引起的CO2對(duì)閣樓油動(dòng)用規(guī)模以及CO2-原油體系接觸空間和時(shí)間的差異是水平井CO2吞吐效果優(yōu)于直井的主要成因。

3）稠油油藏中進(jìn)行多輪次水平井CO2吞吐，最終采收率隨注入壓力的升高而升高。在更高的注入壓力下，CO2在原油中的溶解效應(yīng)、膨脹效應(yīng)以及抽提輕質(zhì)組分的效應(yīng)更加強(qiáng)烈，最終采收率顯著上升，且吞吐的第1和第2輪次為原油產(chǎn)出的主力階段。

4）延長燜井時(shí)間能夠給多孔介質(zhì)中CO2-原油體系的相互作用以及傳質(zhì)作用提供更充足的時(shí)間，更大程度發(fā)揮CO2的驅(qū)油機(jī)理，從而提升最終采收率及產(chǎn)油量。而原油采收率受注入時(shí)間的影響不大，其影響的研究有待在更大尺寸的物理模型中開展實(shí)驗(yàn)。