塔河缝洞型超稠油油藏二氧化碳驱实验研究

蒲万芬，孙波帅，李一波，郭 臣，刘元爽

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.西南石油大学，四川 成都 610500；3.中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011；4.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)



塔河缝洞型超稠油油藏二氧化碳驱实验研究

蒲万芬1，2，孙波帅1，2，李一波1，2，郭 臣3，刘元爽4

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.西南石油大学，四川 成都 610500；3.中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011；4.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

塔河油田YQ区块是典型的碳酸盐岩缝洞型超稠油油藏，其溶洞分布的随机性和裂缝尺度的多样性使常规开采方式无法取得理想的效果。由于CO2特殊的物理和化学性质，使注CO2成为一种新型开采缝洞型超稠油油藏方法。结合YQ区块油藏特点制作了缝洞岩心模型，开展了不同注入压力和注入量的CO2驱油物理模拟实验，并对气窜后原油和产出气进行气相色谱分析。实验结果表明：注气压力过高或过低都会导致原油采收率降低；注气压力为53MPa，注气量为6.5倍孔隙体积时最为经济合理；气窜后CO2对该区块超稠油抽提作用主要是抽提组分C20—C31。依据气油比和原油采收率曲线图，建议现场注气时，当油井气油比超过2 700时关闭该油井。

缝洞型油藏；超稠油；CO2驱油；塔河油田

0 引 言

塔河油田YQ区块是典型的碳酸盐岩缝洞型油藏，在构造上隶属于阿克库勒凸起西北斜坡带[1]。油藏处于油气运移聚集的有利地区，埋藏深度为5 300～5 800m[2]。储集空间主要由岩溶作用发育而成的溶蚀孔洞、大型洞穴、溶蚀裂缝等[3-4]组成。该油藏温度为120 ℃，地层压力为40MPa，地面原油密度为1.036 6g/cm3，地层温度条件下原油黏度为6 628.00mPa·s；但在井筒垂直流动过程中，随着井筒压力和温度的降低，原油黏度急剧增大，当温度降至55 ℃时，原油黏度上升至1.91×105mPa·s，由此可知该区块原油为超稠油[5]。

该区块复杂的溶洞和裂缝分布情况、较深的油藏埋藏和极大的原油黏度，使常规开采方式无法取得理想的效果，而注气技术作为一种新型开采超稠油技术在现场应用越来越广泛，注气效果也越来越显著[6]。现场注气应用效果最好的是注CO2气体。注入的CO2气体通过分子扩散作用进入基岩，在重力作用下使气体沿裂缝进入顶部形成气顶，从而能够大大降低气窜发生的可能性[7]，同时这些有利因素能够大幅提高原油采收率。比如，土耳其BatiRaman油田作为典型的缝洞型油藏，由于原油黏度大，采用常规开采方式时其产量下降快，在进行各种注气先导试验后，1986年年底开始进行注CO2开采，注气使油层压力增加，原油性质得到改善，注气后5a内日产油水平是注气前的10倍[8]。目前国内部分稀油油藏开展了CO2驱，并取得了初步的成功，但针对缝洞型稠油油藏的CO2驱研究很少。为了寻求合适的注气开发缝洞型稠油方式，急需针对塔河YQ区块缝洞型稠油油藏开展注CO2气体室内物模实验，探讨注气压力和注气量对原油采收率的影响，并分析气窜后原油组分和产出气组成，优化注气方案。

1 实验流程

1.1 实验准备

实验温度为120 ℃，出口回压为40MPa，实验中所用原油为塔河YQ区块原油，气体为工业CO2气体。实验所用设备：多功能岩心驱替装置、岩心夹持器、恒流恒压泵、中间容器、压力表、量筒、气体计量计、黏度计、烧杯、气体流量计等。

1.2 缝洞型岩心制作

根据塔河缝洞型油藏实际情况和实验室条件，依据模型储集性与实际油田宏观上相似、连通关系具有可借鉴性的原则，设计了一种适用于塔河油田缝洞型油藏的岩心模型[9]。先将直径3.7cm的致密碳酸盐岩剖分为两半，然后在切开的两半岩心上分别刻出对称的缝洞，岩心模型见图1。采用SY/T5336—2006岩心分析方法中液体饱和法测量岩心的缝洞体积。

图1 岩心模型剖面图

1.3 实验步骤

实验步骤包括：①将实验设备按照实验流程图连好，并将回压加至地层压力40MPa；②将岩心夹持器入口端打开进行排空，以泵速为0.2mL/min饱和原油，待出口端出油速度与泵速相同时，认为饱和充分；③将岩心夹持器出口端关闭，将岩心中原油压力加至40MPa，再将气体阀门和气体流量计打开，进行注气实验，每隔一段时间记录压力、注气量、阶段产油量，计算采收率；④对气窜后产出液相和气相进行组分分析，分析注入气体开采缝洞型超稠油机理；⑤改变注气压力和累计注气量，重复上述实验过程，研究注入压力和注气量对原油采收率的影响并分析其机理。

2 实验结果与分析

CO2的临界温度为31 ℃，与其对应的临界压力为7.495MPa[10]。CO2气体注入到缝洞稠油油藏，在地层条件下迅速溶入到原油中，可大幅度降低原油黏度，降黏率达90%以上，原油充分溶解CO2后其体积膨胀10%～40%，从而增加原油的动能，减小毛管阻力和流动阻力[11]。当发生气窜后，岩心的入口注入压力降低，注入的CO2溶解形成溶解气驱。此外，由于CO2特殊的物理化学性质，可抽提原油中的轻质组分。

2.1 不同注气压力实验

不同注气压力和注气量是影响原油采收率的主要因素。注气压力过低，CO2气体在原油中不能充分溶解，注入压力过高又会过早发生气窜。为了优选出合适的注入压力，共设计了50、53、55MPa3组注入压力实验，驱至岩心出口端基本不再产油为止。图2为不同注入压力下CO2驱采收率及见气注气量。

图2 不同注入压力下CO2驱采收率及见气注气量

由图2可知，注入压力为50MPa，采收率为66.67%，而注入压力升至53MPa，采收率迅速提高到70.18%，这是由于注入压力越高，CO2在稠油中的溶解度越高，原油黏度降低更多，体积膨胀更大。当注入压力进一步升至55MPa，采收率降至62.93%，这是由于该注入压力下气窜较早，注入气降黏、补充地层能量和原油膨胀等作用都无法充分发挥，因而采收率突然降低。

CO2气体除了可使原油体积膨胀和降低原油黏度外，其对原油还有一定的抽提作用。在实验中发生气窜现象后，溶到原油中的CO2气体可与原油中的不同组分轻质烃类进行气化萃取，从而提高原油采收率。当注入压力为50、53MPa时，由于注入压力较低，没有过早发生气窜现象，原油中溶入大量的CO2气体，使原油黏度大大降低。这导致在发生气窜后高速气流可携带一部分原油与抽提原油混合，混合原油颜色较深。当注入压力为55MPa时，由于过早发生气窜现象，气窜后采出原油颜色较浅。

对这3个压力点下气窜后原油进行气相色谱分析，结果见表1。随着压力从50MPa升至53MPa，产油组分含C25以下的比例下降，从58.709%降至45.392%，产油组分含C25以上的比例上升，这说明随着压力的升高，CO2能够抽提原油中更重的组分。当注入压力为55MPa时，产油组分含C25以下的比例高达65.143%，这是因为该压力下过早气窜，气窜后期注入气不能再携带出岩心中的剩余油，此时产出油全为CO2气体抽提出的组分，且此时产油组分含C20—C31的比例为73.499%，由以上分析数据可知，CO2开采YQ缝洞油藏稠油的抽提作用主要是抽提组分C20—C31。

表1 不同注入压力下气窜后期产油组分

对这3个压力点下气窜后产出的气体进行气相色谱分析，结果见表2。随着注入压力升高，产出气中烃类气含量增加。当注入压力为50MPa时，产出气中烃类气含量为14.10%；当注入压力升高到53MPa时，烃类气含量增加到16.70%；当注入压力进一步升高到55MPa时，产出气中烃类气含量迅速升高到20.06%。同时，当注入压力从50MPa升至53MPa，产出气中C1—C3含量增加幅度较小，但C4—C6含量增加幅度较大，这说明压力升高有利于CO2抽提原油中的较重组分；当注入压力为55MPa时，C1—C3含量显著增加，而C4—C6含量却没有显著增加，这主要是因为该压力条件下，CO2气体过早气窜，岩心中剩余大量未被驱替出的原油，因此，CO2能够抽提更多的轻质组分。由以上分析可知，随着注入压力的升高，CO2对超稠油的抽提作用增强。

表2 不同注入压力下 CO2驱产出气组分

2.2 不同注气量实验

注气量对提高原油采收率同样起着重要的作用，注入较多的气体可使气体与原油充分互溶，从而降低原油黏度，发生体积膨胀。但并非注入越多的气体越合理，因为随着注入量不断增多，生产气油比将不断增大，原油采收率将逐渐趋于平缓，因此，为现场开采效益最大化找到一个合适的注气量至关重要。实验设计注入速度为0.2mL/min，记录不同注入孔隙体积倍数下出油量及产气量，计算采收率和生产气油比。图3为不同注入孔隙体积倍数下CO2驱采收率、换油率及气油比。

图3 不同注入孔隙体积倍数下CO2驱采收率及气油比

由图3可知，随着注气量的不断增加，采收率不断升高。在注气初期，采收率上升较缓慢，这与高压下临界CO2大量溶解到原油中有关；当出口端见气，采收率迅速上升，这是由于原油溶解了CO2，黏度大大降低，且在高温下发生膨胀，从而大量原油被驱替出来。当注气量达到5.7倍孔隙体积后，采收率上升变缓，此时生产气油比非常高，说明气窜通道已经发育成熟，此时仅能靠CO2抽提岩心中的剩余油；当注入量达到5.0倍孔隙体积时，气油比开始迅速上升，说明此时气窜，但气窜初期，CO2气体依然能携带出部分原油，故而采收率仍上升较快；当注入量达到5.7倍孔隙体积后，气窜通道发育成熟，气油比上升进一步变快。气窜中期(注入5.5倍孔隙体积CO2后)和气窜晚期(注入6.5倍孔隙体积CO2后)对产出原油进行气相色谱分析，结果见表3。

表3 气窜不同时期抽提原油组分分布

由表3可知，气窜后CO2气体抽提出的原油组分越来越重，含C20以下组分的比例显著降低，由67.187%降至53.578%，且在气窜后期抽提油中出现了C32+组分。这是因为在气窜后期，CO2气体只能抽提岩心中的剩余油，而这些剩余油中的较轻组分在此前已经被抽提过，故而抽提出更多的重质组分。

现场经过多轮注水开发后，油井含水率高达90%以上，此时注入CO2主要提高溶洞和基质中原油采收率，此外，注CO2还可以降低油井含水率。依据图2、3，建议在现场注气时，为了提高原油采收率和保护油井设备安全，注入压力不宜超过53MPa；考虑注入气体的成本，当生产井气油比超过2 700时，建议关闭该井。

3 结论及建议

(1)CO2气体驱替超稠油机理较为复杂，在未发生气窜之前，驱替机理主要为原油降黏和体积膨胀；气窜之后，其驱替机理主要为气体高速流动携带和抽提作用，且该区块超稠油发生抽提作用组分主要是C20—C31。

(2) 缝洞型油藏气驱时注气压力和注气量对采收率影响较大，存在最佳的注气量和注气压力。实验显示，注气压力为53MPa，注气量为6.5倍孔隙体积时采油的经济效益最大，建议现场注气时考虑该标准。

(3) 缝洞型超稠油油藏现场进行注CO2时，应选择溶洞发育的单井作为生产井，裂缝发育的单井作为注气井。这样既可以起到扩大注入的CO2气体在地层中波及体积作用，又可以在一定程度上减少气窜现象的发生。

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编辑 王 昱

20151229；改回日期：20160315

国家“973”计划项目“提高致密油储层采收率机理与方法研究”部分内容(2015CB250904 )

蒲万芬(1961-)，女，教授，1983年毕业于西南石油学院油田化学专业，现从事高压注气、化学驱、调剖堵水工作，现为中国石油协会会员，出版专著3部。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.04.029

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