超低渗透油藏CO2驱提高采收率技术研究与应用*

罗 懿

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450006)



超低渗透油藏CO2驱提高采收率技术研究与应用*

罗 懿

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450006)

为进一步提高超低渗透油藏采收率，在研究CO2驱油机理的基础上，以红河油田长8油藏为目标，通过岩心物理模拟实验对CO2驱油方式进行了室内评价。实验确定红河油田长8油藏原油与CO2最小混相压力为20.2 MPa，红河油田长8油藏CO2驱可以实现近混相驱甚至是混相驱。长岩心室内实验表明CO2混相驱的驱替压力小于水驱，CO2/水交替驱可以大幅度提高采收率，相比于水驱可提高28.75%。CO2驱矿场先导试验表明，CO2驱油能显著提高超低渗透油藏油井产能，改善油井开发效果，能满足超低渗透油藏开发的需要，具有广阔的应用前景。

超低渗透油藏 CO2驱 最小混相压力 提高采收率

鄂尔多斯盆地南部原油储量丰富，开发潜力巨大，但是储层渗透性低，油层孔喉小,目前主要以衰竭式开发为主，注水开发存在注水困难或水窜等问题，无法投入正常开发或有效动用。CO2具有较好的驱油特性，同时具有低黏度和低渗流阻力的优点，而且利用CO2可以减轻温室效应，起到CO2埋存的作用[1-3]。因此，针对鄂尔多斯盆地南部红河油田超低渗油藏，开展了注CO2提高采收率的室内实验研究，并在此基础上开展了现场试验，以获得对该类超低渗透油藏进行CO2驱油的先期认识。

1 油藏概况

红河油田位于鄂尔多斯盆地的南西部，天环坳陷南部，北西向倾斜，局部发育小型低幅度鼻状隆起，总体为北东高、西南低的平缓单斜，平均坡降6～8 m/km，地层倾角0.3～0.6°。红河油田主要开发层位为三叠系延长组长8层，油层原始地层压力18.84～20.61 MPa，压力系数平均0.91，地层温度71.73 ℃，温度梯度2.65 ℃/100 m，为正常温压系统。

1.1 储层物性

物性分析统计结果，长8储层孔隙度主要分布在6.2%～17.2%，平均孔隙度为11.5%，渗透率主要分布在0.02×10-3～5.43×10-3μm2，平均渗透率为0.45×10-3μm2，储层孔隙半径在19.8～46.57 μm，平均孔隙半径33.09 μm，喉道中值半径0.21 μm，属于低孔超低渗透储层。

1.2 流体物性

地层水分析结果表明长8油层地层水呈弱酸性，水型为CaCl2型，其中Cl-质量浓度平均为34 996.3 mg/L，Ca2+和Mg2+等二价离子质量浓度平均为6 408.5 mg/L，地层水矿化度平均为53 108.4 mg/L。地面原油分析结果表明长8油层原油为含硫低、轻质常规原油，凝固点23 ℃，硫、蜡和沥青质的质量分数分别为0.07%～0.08%，12.74%～17.9%和 9.53%～14.55%；地层原油密度0.799 g/cm3，地层原油黏度3.2 mPa·s，气油比39.9 m3/m3，属于典型的轻质油油藏。

2 最小混相压力测定

2.1 实验条件

实验所用细管模型长度18 m，内径6 mm，内填120目的胶结石英砂，实验油样用红河油田长8油层脱气原油和采出气配制，所用水样为红河油田长8油层产出水，实验温度为72 ℃。

2.2 实验步骤

(1)确定孔隙度：岩心抽空饱和水，称重法确定孔隙度；

(2)饱和油造束缚水，恒温下老化24 h；

(3)将CO2以一定的流量(0.2 mL/min)泵入细管，至残余油状态时停止驱替。记录不同时间下累积出油量及细管岩心两端的压差，计算气驱采收率；

(4)岩心重新饱和地层油，改变回压重复步骤(3)，测定不同回压下气驱采收率；

根据实验结果绘出气驱采收率与压力的关系曲线，气驱采收率达到90%所对应的最小压力为最小混相压力(MMP)，见图1。

图1 不同回压下CO2驱的采出程度

从实验结果可以看出，CO2驱过程中回压为7.02 MPa时原油的采出程度就可以达到63.29%，并且随回压的增加采出程度不断变大，在回压20.2 MPa时采出程度达到90%，因此CO2驱最小混相压力为20.2 MPa[4-5]。红河油田长8油层原始地层压力18.84～20.61 MPa，与最小混相压力相近，因此采用CO2驱油可以实现近混相驱，甚至是混相驱。

3 CO2提高采收率实验

3.1 实验仪器及材料

实验用油、水、气分别为地层油、地层水以及CO2，实验主要使用长岩心驱替系统完成，该套系统主要包括驱替装置，恒温装置，长岩心夹持器，回压控制装置，油气计量装置等。长岩心采用油藏岩心拼接而成，总长32.9 cm，直径2.53 cm，气测渗透率0.69×10-3μm2，孔隙度10.3%。

3.2 实验步骤

(1)岩心分别抽空饱和地层水，按照由入口至出口渗透率依次减小的顺序装入长岩心夹持器，恒温4 h后，水驱测渗透率。

(2)设置岩心出口端回压为21 MPa，油驱造束缚水。

(3)四种不同注入方式，分别为纯CO2混相驱、纯CO2非混相驱、完全水驱后进行CO2混相驱和CO2/水交替驱，驱替速度0.1mL/min，实验中记录驱替时间、驱替介质、入口压力、出口压力、累积产油、气、水量，计算累积注入量与产出气油比、采收率的关系。

3.3 实验结果分析

3.3.1 不同回压CO2驱油效率

细管实验表明，CO2与红河油田长8油藏原油混相压力为20.2 MPa，设定CO2混相驱回压为21 MPa，CO2非混相驱回压为8 MPa。根据实验数据做CO2混相驱和非混相驱驱油效率曲线，见图2。

图2 不同回压下CO2驱油效率曲线

从实验数据可以看出，在CO2混相驱中，开始注CO2后，入口压力持续升高，产油量也持续增加，当CO2注入的PV数为2.3 时，注入压力达到最大，之后由于气体突破，注入压力降低，气油比缓慢增加，产油量仍然快速增加。当CO2注入的PV数为3.5后，气油比迅速增加，产油速度迅速降低，驱替压力稳定在2.2 MPa，原油采收率最终达到83.98%。

在CO2非混相驱中，开始注CO2后，入口压力持续升高，产油速度也持续增加，当CO2注入PV数为1.8时，注入压力达到最大，之后由于气体突破，注入压力降低，气油比缓慢增加，产油速度明显降低。当CO2注入PV数为3.3后，气油比迅速增加，至PV数3.6后产油速度迅速降低，驱替压力稳定在3.4 MPa，原油最终采收率最终达到57.77%。

由此可知，相比于CO2非混相驱，混相驱具有较高的驱油效率和较低的驱替压力，这是由于混相后原油界面张力降低，降低了驱替压力梯度；同时相比于非混相驱，CO2突破时混相驱的注入体积要高于非混相驱。这是由于CO2与原油达到混相后，原油黏度降低的幅度大于非混相驱，起到改善流度比和减缓CO2指进的作用，在一定程度上延缓了CO2的气窜。

3.3.2 不用驱替方式CO2驱油效率

设定岩心出口回压为21 MPa，各容器压力事先顶替至20 MPa，分别进行水驱加CO2混相驱以及CO2/水交替驱，以恒定的速度交替注入PV数0.1的水和0.1的CO2。实验过程中分别记录了各段塞注入完成后的驱替压力差、产出油、气、水量，见图3。

图3 不同驱替方式下CO2驱油效率曲线

由完全水驱加CO2驱实验结果看出，岩心在刚开始水驱时，驱油效率迅速增大，随着水驱的继续，驱油效率增幅明显减小，当水驱量达到约1.37 PV后，水驱采收率不再升高，此时产出液大多为地层水，形成优势渗流通道，水驱结束时驱油效率为40.6%；转注CO2气体，驱油效率增大明显，比水驱增加22.8%，且驱替压力较水驱明显降低，说明CO2驱替有利于提高驱油效率，且流动阻力比水要低；随着注入孔隙体积倍数的不断增加，累计注入CO2的PV数为4.95后驱油效率不再增加，最终驱油效率达到63.4%。

对于CO2/水交替注入来说，随CO2与水注入倍数的增加，驱替压差迅速增加，在累积注入PV数约为1.3后，驱替压差达到最大值20.46 MPa；累积注入的PV数在0.4时，岩心开始产油，注入的PV数在0.6～2.2产油速度较快，累积注入PV数为2.7后气体才开始突破，之后气油比迅速增加，采收率增加幅度逐渐变缓，在累积注入PV数为2.8后采收率达到最大69.35%。

对比完全水驱加CO2驱、气水交替两种驱替方式下的实验结果，完全水驱的驱油效率为40.6%，后续CO2混相驱可以提高采收率22.8%，气水交替驱油效率大于单独水驱，驱油效率为69.35%，提高28.75%，并且消耗的CO2量要低于完全水驱加CO2混相驱。这是由于CO2/水交替驱改善了CO2的流度，提高了CO2的体积波及系数和利用率，能更好地控制窜流，提高原油采收率[6]。因此，交替注入方式是经济有效的注CO2提高采收率的工艺方法。

4 CO2驱油作用机理

CO2驱油机理极其复杂，与油藏压力、油藏温度、流体性质密切相关。结合室内实验以及国内外CO2现场应用效果研究结果，认为红河油田采用CO2驱提高采收率的主要机理有以下几个方面。

4.1 降低原油黏度

长8储层溶解气油比为39.9 m3/m3，原油黏度为3.2 mPa·s。室内高压物性(PVT)实验结果表明，注入CO2使油中溶解的CO2量为39.9 m3/m3，地层油黏度为2.8 mPa·s，原油黏度降低了12.8%。原油黏度的降低，促使原油流动性提高，同时CO2溶于水后水的黏度将会升高，油和水的流度趋向靠近，所以它能改善油水流度比，从而扩大波及面积[7]。

4.2 原油体积膨胀

室内PVT实验结果表明，当原油中CO2溶解气油比达到39.9 m3/m3时，原油体积系数由1.169增大至1.318，原油密度由0.799 g/cm3降低至0.714 g/cm3。溶解CO2后体积膨胀，促使充满油的孔隙体积也增大，为油在孔隙介质中流动提供了有利条件，同时膨胀的油滴将水挤出孔隙空间，使水湿系统形成一种排水而不是吸水过程，发生相渗透率转换，可形成一种在任何饱和度条件下都适合油流动的有利环境[8]。

4.3 降低残余油饱和度

室内测定红河油田长8油藏油水相渗曲线和油气相渗曲线可以发现，水驱时原油残余油饱和度为25.21%，CO2驱时残余油饱和度为23.10%，CO2驱比水驱能将残余油饱和度降低2.11%。残余油饱和度的降低，使两相渗流区域增大，有利于提高原油的采收率[9]。

4.4 提高渗透率

通过室内岩心流动实验测定红河油田长8油藏同一块岩心在地层水和饱和CO2后地层水下的渗透率，同时测定不同时间内产出液中钙镁离子含量可以发现，在注入流量一定的情况下，用地层水测试的渗透率为0.007 5×10-3μm2，而饱和CO2后的地层水测试的渗透率为0.054×10-3μm2；同时饱和CO2后的地层水驱出液中钙的质量浓度为5 272.3 mg/L，较单独地层水驱时Ca2+质量浓度增加了1 075 mg/L，增加幅度为20.4%，Mg2+较地层水增加243.4 mg/L，增加幅度为30.0%。

从驱出液中Ca2+和Mg2+质量浓度变化情况以及驱替过程进、出口压力变化趋势看，在饱和CO2地层水驱出液中Ca2+和Mg2+质量浓度明显高于地层水，说明饱和CO2的地层水在注入岩心后，对岩心中的方解石(CaCO3)和胶结物进行了溶蚀，从而引起驱出液中的Ca2+和Mg2+质量浓度升高。岩心被溶蚀后，渗流孔道有所增加，因此提高了岩心渗透率[10]。

4.5 溶解气驱作用

大量的CO2溶于原油中具有溶解气驱的作用。在开采过程中随着压力下降，CO2从液体中逸出，液体内产生气体驱动力，提高了驱油效果。另外，一部分CO2驱替原油后，占据了一定的孔隙空间成为束缚气，也可以使原油增产[11]。

4.6 降低界面张力

CO2在油和水中都有一定的溶解度，使由分子间作用力产生的界面张力有所降低，同时CO2与原油混相后，甚至能消除界面张力。这样使油水相对渗透率发生改变，即油相相对渗透率提高，水相相对渗透率降低，从而减少残余油饱和度，使更多的油被采出[12]。

4.7 萃取和汽化原油中的轻烃

CO2首先萃取和汽化原油中轻质烃，随后较重质烃被汽化产出，最后达到稳定。同时CO2与原油混相后，还能形成CO2与轻质烃混合的油带。油带移动是最有效的驱油过程，它可以使采收率达到90%以上。

5 CO2驱矿场试验

5.1 实验井组概况

2013年6月开始在红河油田长8油藏红河156井组开始注CO2提高采收率先导试验。红河156井组位于红河油田红河12井区北部，采用直注平采、一注四采的不规则注采井网。直井红河156井为注入井，4口水平井采油井注气前均已投产，滞后注气8个月。

5.2 矿场试验情况

注气实验采用同步注采、CO2/水交替注入的段塞组合方式。截至2014年12月18日，累计注气1 272 t，累计注泡沫液3 067 m3。

5.2.1 井组产量分析

从整个实验井组采油井注气前后的生产曲线(图4和图5)可以看出，注CO2后井组油井日产液、日产油递减趋势有所减缓，产量平稳，相比天然能量开发井组月递减率降低10%以上，累计增油超过734 t，注入每吨CO2的换油率达到0.535。注CO2能大幅度提高超低渗透油藏油井产能，改善油井开发效果。

5.2.2 产出液物性分析

对应油井产出液物性变化曲线见图6。对比注CO2前后油井产出水中二价离子含量可以看出，在注入CO2后，油井产出液中Ca2+和Mg2+质量浓度明显升高，表明注入的CO2对储层进行了溶蚀，从而引起驱出液中的Ca2+和Mg2+质量浓度升高，从对应的两口油井产出油黏度分析、精馏曲线和全烃分析结果可知，注CO2后原油中的轻质组分明显增加，特别是10%馏程所对应的温度有较大幅度的下降，分别降低51 ℃和55 ℃，导致产出油的黏度发生大幅度降低，分别降低20.8%和31.7%，表现出较为明显的轻烃萃取效果。

图4 红河156试验井组生产曲线

图5 红河156试验井组月度生产曲线

图6 对应油井产出液物性变化

6 结 论

(1)实验确定红河油田长8油藏原油与CO2最小混相压力为20.2 MPa，红河油田长8油藏CO2驱可以实现近混相驱甚至是混相驱，CO2提高原油采收率的机理主要为降低原油黏度、原油体积膨胀、降低残余油饱和度、溶蚀作用提高渗透率、溶解气驱作用以及混相驱引起的降低界面张力和萃取汽化作用。

(2)从红河油田超低渗长岩心室内实验得到，CO2的驱替压力小于水驱，CO2/水交替驱可以大幅度提高采收率，相比于水驱可提高28.75%，红河油田长8油藏适合采用CO2/水交替驱。

(3)矿场CO2驱油先导试验表明，CO2驱油能显著改善油井开发效果，相比天然能量开发，井

组月递减率降低10%以上，累计增油超过734 t，注入每吨CO2的换油率达到0.535 t油/tCO2。

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(编辑 寇岱清)

Research on CO2Flooding to Increase Oil Recovery in Ultra-low Permeability Oil Reservoir and Application

LuoYi

(SINOPECNorthChinaOil&GasCompany,Zhengzhou450006，China)

To further increase the oil recovery of ultra-low permeability reservoir,the CO2flooding process was evaluated by indoor core physical simulation based on the mechanisms of CO2flooding on Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield.The minimum miscibility pressure of CO2and crude oil of Chang 8 oil reservoir was determined to be 20.2 MPa,which means that the CO2miscible flooding could be achieved in Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield.The indoor long core laboratory experiments showed that the displacing pressure of CO2miscible flooding was less than that of water flooding.Compared to water flooding,water alternating CO2flooding could increase oil recovery greatly.The CO2flooding pilot test showed that CO2flooding could significantly increase the oil production capacity of ultra-low permeability reservoir and improve the development effect.CO2flooding could meet the development requirements of ultra-low permeability reservoir and had broad application prospect.

ultra-low permeability oil reservoir,CO2flooding,minimum miscibility pressure,enhance oil recovery

2015-10-20；修改稿收到日期：2016-01-28。

罗懿(1968-)，高级工程师,1990年毕业于江汉石油学院采油工程专业，获硕士学位，主要从事采油气工程研究与技术管理工作。E-mail：luoyi009@163.com

十三五国家重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”(2016ZX05048)