致密油藏超臨界二氧化碳吞吐開發(fā)特征實驗研究

張越琪，茍利鵬，喬文波，魚 耀，王慶珍，陳 明，于 瑩，張茂林

(1.長江大學，湖北 武漢 451199;2.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710200)

0 引言

致密油藏的高效開發(fā)日益受到重視［1－5］。前人的研究成果證實了CO2吞吐方式是提高致密油采收率的重要開發(fā)方式［6－11］，超臨界 CO2的應(yīng)用能更大限度地提高致密油采收率［12－15］。前人對CO2吞吐提高致密油采收率的研究主要包括:微觀尺度下CO2吞吐開發(fā)機理及孔隙對采收率的影響［16－18］，操作參數(shù)對提高采收率的影響［19－21］，CO2吞吐數(shù)值模型及模擬研究等［15，22－23］。針對具體油藏的注采參數(shù)設(shè)計，仍需在注氣相態(tài)影響、N2輔助保壓、周期轉(zhuǎn)注時機等領(lǐng)域開展進一步的研究。為了完善CO2吞吐提高致密油采收率理論體系，以鄂爾多斯盆地［24－26］代表性區(qū)塊為研究對象，開展超臨界CO2吞吐長巖心實驗研究。

研究區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地中生界上三疊統(tǒng)延長組，儲層孔隙度為9.00%～13.00%，滲透率為0.50～3.50 mD，屬低孔、特低滲儲層。油層中部深度為1 670 m，原始油藏壓力為13.60 MPa、溫度為49.5℃。儲層中等水敏，經(jīng)過衰竭式及注水開發(fā)后，水竄嚴重，波及系數(shù)低。油藏壓力降至6.90 MPa，采收率僅為7.8%，開發(fā)效果不理想。CO2吞吐開發(fā)方式能有效保持致密油油藏壓力，降低原油黏度，改善油藏滲流通道等，進一步提高致密油采收率。因此，以鄂爾多斯盆地代表性油樣及巖心為研究對象，以超臨界CO2長巖心吞吐實驗研究為基礎(chǔ)，進一步探究超臨界CO2吞吐開發(fā)致密油機理、生產(chǎn)特征、操作參數(shù)優(yōu)化等，為致密油藏注CO2高效開發(fā)設(shè)計提供理論基礎(chǔ)和技術(shù)支持。

1 實驗材料及方法

1.1 實驗材料

研究區(qū)塊原始地層條件下原油黏度為3.26 mPa·s，密度為0.828 g/cm3，單脫氣油比為86.35 m3/m3，CO2最小混相壓力為25.03 MPa;油藏地層水礦化度為69 860 mg/L，水型為CaCl2型;復配地層溶解氣;CO2純度為99.9%;采用油藏真實巖心，由19塊巖心進行組合。

1.2 實驗方法

按照布拉法則依次將天然巖心組合成長巖心模型，總長度為95.2 cm，長巖心模型孔隙度為10.35%、滲透率為2.86 mD。在原始油藏條件下，飽和長巖心并測量原始含油飽和度及束縛水飽和度。依據(jù)實驗設(shè)計的操作參數(shù)，開展長巖心超臨界CO2吞吐實驗研究。注氣階段，根據(jù)設(shè)計的注氣速度向巖心中注入一定量的CO2氣體。悶井階段，實驗過程中悶井時間為10 h。生產(chǎn)階段，采用壓降速度為25 kPa/min進行衰竭式開發(fā)。研究注氣速度為 1.5、2.5 cm3/min，注氣壓力為 6.63～20.48 MPa，氣相相態(tài)為超臨界及常態(tài)，N2輔助保壓，衰竭壓力為4.0、8.0 MPa等因素影響下的CO2吞吐生產(chǎn)特征。

2 實驗結(jié)果分析

通過5組致密油長巖心CO2吞吐研究，綜合分析了不同的操作參數(shù)對開發(fā)效果的影響(表1實驗五注入常態(tài)CO2)。由表1可知:CO2吞吐開發(fā)方式在致密油開發(fā)過程中能得到較好的開發(fā)效果，采收率最高可達31.09%，換油率最高達1.20 t/t。吞吐后期，注入N2起到了很好的保壓作用，能大幅度提高致密油階段采收率。

2.1 超臨界CO2吞吐生產(chǎn)特征

以實驗一為例，分析致密油長巖心超臨界CO2吞吐生產(chǎn)特征(圖1、2)。由圖1、2可知:致密油藏超臨界 CO2吞吐開發(fā)前3周期貢獻率達到91.5%，后續(xù)周期階段采收率迅速降低，換油率低于0.10 t/t(表1);采油速度隨吞吐周期明顯降低。這是由于隨著吞吐周期的增加，生產(chǎn)端附近剩余油飽和度逐漸降低;多周期后氣相通道形成，氣相(溶解氣及注入CO2氣體)較油相更易被采出，部分原油滯留在流動通道附近。結(jié)合表1可知，CO2注入巖心后，注入的CO2通過傳質(zhì)、擴散等機理溶入到原油中，導致巖心壓力少許下降。注入N2輔助保壓的吞吐周期中，同樣出現(xiàn)類似的現(xiàn)象，主要是CO2易溶于原油所致。

圖1 致密油CO2吞吐生產(chǎn)特征Fig.1 The producing characteristics of supercritical CO2huff and puff in tight oil

表1 致密油CO2吞吐長巖心實驗結(jié)果Table 1 Experimental results of CO2huff and puff in tight oil with long core.

在生產(chǎn)階段，周期采油速度隨壓力的降低而下降，平均采油速度隨吞吐周期增加而降低。主要是隨吞吐周期的增加，剩余油分布位置距生產(chǎn)端越來越遠，導致原油向生產(chǎn)端流動時被滯留在巖心中。前3個吞吐周期中，采油速度隨注氣壓力下降而迅速上升。后續(xù)吞吐周期中，當注氣壓力降至一定值時，采收率不再提高，這是由于隨著原油的產(chǎn)出，氣相流動通道變大，較低的注氣壓力無法提供足夠的驅(qū)替能量。

圖2 致密油CO2吞吐生產(chǎn)速度Fig.2 The relationship between the production rate and time in tight oil with supercritical CO2huff and puff

對實驗一第1個吞吐周期生產(chǎn)階段采油速度及采收率進行分析(圖3)。由圖3可知，在生產(chǎn)過程中，前期采油速度較高，達到1.44 cm3/h。因為吞吐初期，注入的CO2氣體溶入原油后，使原油體積膨脹、黏度降低，改善了原油在巖心中的滲流，使原油得以產(chǎn)出。隨著注氣壓力下降，采油速度呈現(xiàn)下降趨勢，采收率上升趨勢變緩。當壓力降至10.00 MPa后，采油速度降至0.20 cm3/h，采收率基本持平。隨壓力下降，原油中溶解的CO2以及天然氣在前期壓降過程中已析出，溶解氣驅(qū)作用明顯減弱。

圖3 實驗一第1周期生產(chǎn)特征Fig.3 The producing characteristics of the first cycle in Experiment 1

2.2 生產(chǎn)特征影響因素

2.2.1 超臨界CO2注入量影響

對比不同CO2注入量對致密油生產(chǎn)特征的影響(表1)。由表1可知，實驗一、三、四第1吞吐周期，CO2注入量分別為 0.20、0.10、0.15倍孔隙體積，隨注入量的增加，注氣壓力增加。這是由于注入的CO2氣體與原油接觸，部分CO2氣體向原油中擴散，未擴散到原油中的CO2氣體增加了巖心的能量，使采收率隨巖心壓力的增大而增加。實驗一與實驗四前3個吞吐周期的CO2注入量均為0.40倍孔隙體積，周期采收率分別為28.45%、28.24%。實驗三中，CO2注入量為0.30倍孔隙體積，采收率為26.62%。因此，CO2注氣量與采收率成正比關(guān)系。

實驗一、三、四第1個吞吐周期采收率相近，CO2注入量相差0.05倍孔隙體積，換油率相差較大(表1)。由表1可知，對比不同吞吐周期換油率以及各實驗累計換油率，實驗三均為最高值。這是因為實驗三中，前2個吞吐周期采收率較低，注氣量較小，換油率較高。在相同的CO2注入量、不同的注氣量分布情況下(實驗一、實驗四前3個吞吐周期均為0.40倍孔隙體積)，為了保持巖心壓力，第2、3周期注入N2的量基本相同，相同的吞吐周期致密油采收率相近。因此，CO2注入量對采收率的影響遠大于注氣量分布對采收率的影響。

2.2.2 注氣壓力影響

對比實驗二、實驗三第1吞吐周期(表1)可知，注氣后巖心壓力分別達到17.05、16.43 MPa?？梢奀O2注入量相同時，較高的注氣速度導致注氣時間較短，從而CO2溶解量較小，未溶解的CO2氣體保持了巖心壓力。圖4為CO2吞吐不同注氣壓力下開發(fā)效果對比。在相同的壓力變化范圍內(nèi)，致密油采收率及采油速度相近。因此，不同的注氣壓力對CO2吞吐開發(fā)效果影響較小。

圖4 CO2吞吐不同注氣速度條件下開發(fā)效果對比Fig.4 The development effect comparison of supercritical CO2huff and puff under different gas injection pressures

2.2.3 保壓氣體的影響

對比實驗二與實驗三，在第1吞吐周期，巖心中為原始含油飽和度，注入相同體積CO2氣體(0.10倍孔隙體積)，巖心中壓力相近。由實驗二可知，在后續(xù)注氣過程中，巖心注氣壓力僅維持在6.00 MPa左右，這是由于氣體注入量無法彌補產(chǎn)油后造成的能量虧空。實驗三后續(xù)吞吐周期注入N2進行保壓，使得巖心壓力維持在相對較高的水平，從而得到較高的采收率，這是因為:①CO2萃取作用與注入壓力呈正比，注入壓力增高，CO2萃取機理的貢獻增大［27］;②CO2溶解度隨注入壓力的增加而增加，在較高注入壓力下，原油膨脹、降黏、溶解氣驅(qū)等提高采收率機理較為顯著;③高注入壓力在一定程度上使得巖石得到壓縮，有利于改善油藏滲透性，減小流體在油藏中的滲流阻力［27］;④注N2比注入相同量的CO2具有更高的經(jīng)濟效益。由此可見，N2的注入對巖心具有保壓作用。

2.2.4 衰竭壓力影響

衰竭壓力的大小對轉(zhuǎn)注時機及注氣狀態(tài)具有很大的影響。由表1可知，實驗四、實驗五衰竭壓力分別為8.0、4.0 MPa，CO2注氣量、N2注氣量分布相同，較高的衰竭壓力獲得了較高的最終采收率(實驗四)。圖5為不同衰竭壓力實驗采收率對比情況。由圖5可知，2組實驗的第1吞吐周期由于注氣量、悶井時間、壓降速度等參數(shù)相同，在前期生產(chǎn)過程中，采收率變化曲線相近。當壓力衰竭到9.5 MPa時，采收率增長速度明顯減緩，表明壓力衰竭到該壓力點后，巖心中采油速度迅速下降。

圖5 不同衰竭壓力實驗采收率對比Fig.5 The oil recovery comparison of experiments with different depletion pressures

后續(xù)吞吐周期中，由于實驗五衰竭壓力為4.0 MPa，為了保持巖心壓力，注入N2的量明顯高于實驗四對應(yīng)的吞吐周期。實驗五采油速度下降壓力點比實驗四提前，這是因為:①實驗四中注入的CO2氣體為超臨界狀態(tài)，比實驗五中注入的常態(tài)CO2具有更強的萃取作用與傳質(zhì)作用，能在原油中溶入更多CO2的同時萃取出更多的輕質(zhì)原油組分;②實驗五注入N2的量較大，導致混合氣中CO2的含量較低，降低了CO2的溶解量，從而減弱了CO2膨脹、降黏等作用機理。

3 結(jié)論

(1)超臨界CO2吞吐開發(fā)致密油是一種高效的提高致密油采收率的方式，開發(fā)效果主要集中在前3個吞吐周期，貢獻率占91.5%。

(2)注氣速度在CO2吞吐過程中對采收率的影響較小，注入CO2的相態(tài)對致密油采收率的開發(fā)效果影響較大。超臨界CO2比常態(tài)CO2具有更好的提高致密油采收率的潛力。

(3)注N2對油藏進行輔助保壓是注CO2吞吐提高致密油采收率行之有效的方法，能很好地保持油藏壓力，提高致密油采收率，降低CO2注入量，同時提高換油率。

(4)CO2吞吐開發(fā)致密油過程中，對于不同的吞吐周期，生產(chǎn)階段衰竭壓力的設(shè)定應(yīng)當考慮采油速度的變化，并結(jié)合CO2注入狀態(tài)，合理地設(shè)計轉(zhuǎn)注壓力點。