延长油田低渗油藏长岩心二氧化碳吞吐参数优化

黄小亮，贾新峰，周 翔，郑善平，严文德，袁迎中（.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆40；.加拿大里贾纳大学工程系，里贾纳S4S0A，加拿大；.中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依84000）

延长油田低渗油藏长岩心二氧化碳吞吐参数优化

黄小亮1，贾新峰2，周 翔2，郑善平3，严文德1，袁迎中1
（1.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆401331；2.加拿大里贾纳大学工程系，里贾纳S4S0A2，加拿大；3.中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依834000）

以延长油田低渗油藏长岩心为实验样品，研究CO2吞吐中周期注入量、焖井时间、压力衰竭速度、注气方式和注气速度等对低渗油藏开发效果的影响。实验分析得出：CO2吞吐过程中，第一周期在整个CO2吞吐过程中起关键作用；第一周期应当焖井到压力稳定再开井生产，之后的吞吐周期无需等压力稳定后再开井生产；适当低的注气速度能够较好地克服油藏非均质性的影响，减弱气体指进给油藏开采带来的负面影响。

延长油田；低渗油藏；CO2吞吐；实验研究；参数优化

CO2吞吐作为提高单井产油量的方法已得到广泛应用，向油藏中注入CO2具有降低原油黏度、增加流体流度、使原油膨胀和促使原油组分蒸发的作用，可达到提高原油产量的目的[1-5]。目前国内外对CO2吞吐已经有大量的研究：①采用人造或普通岩心进行室内实验，评价优化其吞吐参数[6-11]；②应用油藏工程结合数值模拟方法进行CO2吞吐参数优化和影响因素研究[12-16]。然而，低渗油藏存在非均质性强、渗流机理复杂等特殊性，采用人造或普通岩心做室内实验、用油藏工程结合数值模拟方法论证其参数的合理性尚存在一定的局限性：①人造岩心多为均质，难以模拟储集层的非均质性；②普通短岩心长度不足，不能完全反映CO2吞吐对油藏波及范围的影响程度；③油藏工程结合数值模拟方法不能完全真实表现CO2吞吐过程中的渗流机理。因此，本文采用长岩心CO2吞吐实验的方法，对CO2吞吐参数进行优化，为低渗油藏开发提供参考。

1 CO2吞吐实验

采用延长油田长岩心进行CO2吞吐实验，岩心总长度983.7 mm，平均直径25.38 mm，平均渗透率48.0 mD，岩心孔隙体积95.8 mL，饱和油体积63 mL，含油饱和度65.8%，束缚水饱和度34.2%，原油密度0.85 g/cm3，岩心按布拉法则排序。实验流程分4个步骤：装入岩心、饱和岩心、注气和采出（图1）。所使用的地层原油，由分离器气和油罐油按气油比2 m3/t配制（在压力6.58 MPa条件下），注气用纯度99.99%的CO2气体。CO2吞吐长岩心实验参数优化方案见表1.

2 CO2吞吐实验结果及数据分析

针对油藏开发需求，研究CO2吞吐对油藏的开发效果，设计了9组实验（表1）。通过实验结果综合分析CO2周期注入量、焖井时间、压力衰竭速度、注气方式、注气速度和混合N2注入等因素对CO2吞吐效果影响。

图1 长岩心CO2吞吐实验装置示意

表1 延长油田长岩心CO2吞吐实验方案及实验结果

2.1 CO2周期注入量对CO2吞吐效果的影响

通过对比实验1、实验2和实验3的结果，分析CO2周期注入量对CO2吞吐效果的影响。实验1、实验2和实验3周期注入量分别为0.1 PV，0.2 PV和0.3 PV，比较3个实验的第1周期：①模型最大压力随CO2注入体积增加而增加，实验1、实验2和实验3最大压力分别为8.60 MPa，11.37 MPa和13.96 MPa（表1）；②平均采油速度随CO2注入体积增加而增加，实验1、实验2和实验3平均采油速度分别为0.029 g/min，0.032 g/min和0.035 g/min（图2）；③采出程度随CO2注入体积增加而增加，实验1、实验2和实验3采出程度分别为13.20%，14.28%和15.91%.

实验表明，CO2吞吐过程中，注气量越大，压力越大，CO2更容易与原油融合，使得CO2的萃取、原油的膨胀作用增强，利于采出程度的提高。

图2 延长油田长岩心CO2周期注入量与采油速度关系曲线

2.2 焖井时间对CO2吞吐效果的影响

通过对比实验3和实验4的结果，分析不同焖井时间对CO2吞吐效果的影响。实验3的焖井时间为焖井至压力达到稳定，实验4的焖井时间是60 min，从表1可以得出：①焖井时间对实验3和实验4中CO2吞吐第1和第2周期的采出程度都有较大影响，尤其是对第1周期的影响更大，实验3中，CO2吞吐第1和第2周期的采出程度分别为15.91%和7.49%；实验4吞吐第1和第2周期的采出程度分别为13.78%和7.06%，实验3和实验4的第1周期采出程度相差2.13%，相差较大；②焖井时间对CO2吞吐第3、第4和第5周期采出程度影响较小，采出程度基本一致。

实验结果表明，CO2吞吐第1周期原油在近井地带聚集，当注入CO2时，气体推动附近的原油向模型内运移，使得原油在CO2的溶解、膨胀作用下向油井方向流动。后续的生产周期，近井地带的含油饱和度迅速下降，注入的CO2快速扩散，所需要的焖井时间相对减少。因此，在现场应用施工的过程中，CO2吞吐第1周期应当焖井至压力稳定再生产，而后的吞吐周期根据实际情况确定焖井时间，无需等到压力稳定才开井生产。

2.3 压力衰竭速度对CO2吞吐效果的影响

通过对比实验3和实验5的结果，分析不同压力衰竭速度对CO2吞吐效果的影响。实验3和实验5的压力衰竭速度分别为3.0 MPa/h和1.5 MPa/h，从表1可以得出：实验5的前2个生产周期采出程度和累计采出程度均高于实验3，较低的压力衰竭速度得到更高的采出程度。

2.4 注气方式对CO2吞吐效果的影响

通过对比实验3和实验6的结果，分析定量注气和定压注气对CO2吞吐效果的影响（表2）。

由表2可见，实验3采用定量注气，每个周期的注气量均为0.3 PV，实验6采用定压注气，每个周期的最大压力都达到11.37 MPa.从5个周期累计采出程度来看，实验3的累计采出程度达到31.53%；实验6的累计采出程度是24.80%.从气油比来看，实验3的总气油比为814，而实验6的总气油比达到1 028，两个实验的累计注气量相当。因此，定量注气比定压注气具有明显的优越性。

表2 注气方式对CO2吞吐效果的影响

2.5 注气速度对CO2吞吐效果的影响

通过对比实验6和实验7的结果，分析注气速度对CO2吞吐效果的影响。实验6和实验7注气速度分别为12 mL/min和8 mL/min，从表1可以得出：仅在第3周期，实验6的采出程度高于实验7，在其他周期，实验7的累计采出程度均高于实验6.表明在较小的注气速度下，CO2吞吐能够较好地克服模型非均质性的影响，减弱气体指进给油藏开采带来的负面影响，使CO2能够更好地与原油接触。因此，适当地降低注气速度对提高采出程度是有益的，但同时还要综合考虑生产周期等对经济效益的影响，实验7比实验6的生产时间延长了24%，为了进一步确定出实际生产中最佳注气速度，需要综合考虑经济效益的影响。

2.6 混合N2注入对CO2吞吐效果的影响

混合N2注入主要从以下两方面考虑：①经济方面，CO2的市场价格高于N2，为了节约开采成本，提高经济效益，考虑用N2来代替部分CO2；②N2在原油中的溶解度远远低于CO2，注入N2后可以使油藏保持一定的能量。通过对比实验8和实验9的实验结果，分析注入混合气对吞吐效果的影响（表3）。①第1周期内，实验9的模型压力和采出程度均高于实验8，实验9在注入0.1 PV的CO2后紧接着注入0.1 PV的N2，前期注入的CO2被后续注入的N2推向模型深处，使得CO2的作用半径加大，深处的原油在CO2的溶解、膨胀作用下向生产井流动。②第2个生产周期，实验9在注入0.1 PV的CO2后又注入0.2 PV的N2，前期注入的CO2被后续注入的N2推向模型深处，CO2的作用半径加大，深处的原油在CO2的萃取作用下离开束缚水界面向生产井流动。同时由于总体积的增加，提高了模型的压力，采出程度得到提高。③对第3周期来说，虽然实验8和实验9的注气量相同，模型压力近似相等，但是实验8注入0.4 PV的CO2，能够和油藏内部的剩余油充分接触，采出程度高于实验9注入0.1 PV的CO2后再注入0.3 PV的N2的情况，由于现场实际考虑到经济可行性以及最大收益率的问题，实验8消耗0.4 PV的CO2，而实验9仅消耗0.1 PV的CO2.实验9的经济利润要高于实验8，因此，用N2代替部分CO2是可行的。

表3 混入N2对CO2吞吐效果影响

3 结论

（1）CO2吞吐过程中，第1周期对整个CO2吞吐效果来说，都起到关键的作用。CO2注入量越大，压力越大，CO2越容易与原油融合，使得CO2的萃取、原油的膨胀作用增强，利于提高原油采出程度。

（2）焖井时间对吞吐第1周期的采出程度影响较大，在现场应用施工的过程中，第1周期应当焖井到压力稳定后再开井生产，而后的周期根据实际情况安排焖井时间，无需等到压力稳定即可开井生产。

（3）CO2吞吐过程中，在较小的注气速度下，能够较好地克服模型非均质性的影响，减弱气体指进给油藏开采带来的负面影响，使得CO2能够更好地与原油接触。适当地降低注气速度对提高采出程度是有益的，但实际生产过程中需要综合考虑经济效益的影响，以确定最佳的注气速度。

（4）在其他条件相同的情况下，适当低的衰竭速度、定量注气和混合N2的注入有利于提高CO2吞吐开发效果。

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Optimization of Long Core CO2Huff⁃n⁃Puff Experimental Parameters in Low Permeability Reservoir,Yanchang Oilfield

HUANG Xiaoliang1,JIA Xinfeng2,ZHOU Xiang2,ZHENG Shanping3,YAN Wende1,YUAN Yingzhong1
(1.College of Oil and Gas Engineering,ChongqingUniversity of Science and Technology,Chongqing 401331,China; 2.Department of Engineering,ReginaUniversity,ReginaS4S0A2,Canada; 3.No.1 Production Plant,XinjiangOilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China)

By experiment of long core samples from low permeability reservoir in Yanchang oilfield,the effects of cyclic injection volume, soak time,pressure decline rate,gas injection process and gas injection rate on low⁃permeability reservoir development by CO2huff⁃n⁃puff process were studied.The results show that the first cyclic CO2huff⁃n⁃puff is the key of production,its soak time should keep stable pres⁃sure followed by opening well for production,after which the production can be conducted without keeping stable pressure at any cycle. And appropriate low gas⁃injection rate may well overcome the influence of the model heterogeneity,hence reducing the negative impact of gas fingeringon reservoir exploitation.

Yanchangoilfield;low permeability reservoir;CO2huff⁃n⁃puff;experimental study;parameter optimization

TE357.42

A

1001-3873（2015）03-0313-04

10.7657/XJPG20150312

2015-02-09

2015-04-03

黄小亮（1982-），男，四川仁寿人，讲师，油气藏工程，（Tel）13618270563（E-mail）huiti@163.com.