低渗致密气藏注超临界CO2驱替机理

史云清，贾 英，潘伟义，严 谨，黄 磊

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.中国石化 海相油气藏开发重点实验室，北京 100083；3.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083)

低渗致密气藏注超临界CO2驱替机理

史云清1,2，贾 英1,2，潘伟义1,2，严 谨1,2，黄 磊3

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.中国石化 海相油气藏开发重点实验室，北京 100083；3.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083)

为了提高低渗致密气藏采收率，探索研究将CO2注入气藏中，实验与数模相结合论证超临界CO2驱替天然气的驱替机理。首先，通过超临界CO2-天然气相态实验研究CO2与天然气混合规律。平衡相行为实验定量测定了储层条件CO2与天然气的物性参数，结果表明CO2与天然气的物性差异有利于CO2驱替天然气提高采收率以及封存。超临界CO2-天然气扩散实验论证了CO2与天然气混合过程中驱替前沿的混合程度，结果表明CO2在天然气中的扩散度不高，可形成较窄的互溶混相带，实现CO2有效驱替。在分析了CO2与天然气混合特征的基础上，开展致密储层CO2驱替天然气长岩心驱替实验。实验结果表明，CO2提高天然气采收率12%，超临界CO2驱可有效提高致密气采收率。最后，以相态及驱替实验为基础，应用数值模拟方法，建立了长岩心模型，单注单采倾角机理模型及背斜模型，系统证实了超临界CO2驱替天然气的驱替机理。通过分析认为，CO2与天然气驱替前沿部分混溶，一方面保持了气藏压力，另一方面超临界CO2沉降在气藏圈闭下部形成“垫气”提高了天然气采收率。从实验及数值模拟两方面系统论证超临界CO2的驱替机理，为探索注CO2提高天然气采收率选区评价奠定了基础。

数值模拟；天然气；CO2驱；低渗致密气藏；提高采收率

由于人类对石化燃料(煤、石油、天然气)的过度依赖，工业和人类生活过程中产生的温室气体排放量日益增加，由此导致的空气污染和温室效应正在严重地威胁着人类赖以生存的环境。温室气体二氧化碳(CO2)使全球气候变暖，对人类的生存和社会经济的发展构成了严重的威胁。CO2的有效利用已成为了全球广泛关注的课题[1-5]。通过不断的发展及完善，在油藏中注入CO2成为较为成熟的技术，但在气藏中注入CO2相态和驱替机理与油藏完全不同，注CO2提高气藏采收率成为一项全新的课题。

1 CO2超临界特性

CO2提高气藏采收率的首要条件是：注入的CO2必须处于超临界状态。超临界CO2的基本条件为温度大于31.04 ℃，压力大于7.38 MPa；此时，超临界CO2密度与液体接近，大于天然气密度[6]。因此，理论上超临界CO2与天然气两者物理性质差别有利于注入的超临界CO2沉降在储层底部实现有效驱替及封存。

2 注CO2驱替天然气研究现状

在20世纪90年代中、后期，国外科研人员开始进行CO2提高气藏采收率(CO2EGR)研究；国内近两年初步开展室内理论研究[7-8]。但目前国内外仅开展实验及机理模拟，仍处于探索阶段，未进入大规模的现场试验，此项研究仍处于起步阶段。

在CO2提高采收率及封存机理研究方面，前期研究均将气藏天然气体系简化为CH4。Oldenburg等人[9]的研究表明，在地层温度、压力略高于CO2临界点的气藏中，由于CO2是超临界流体，使得超临界CO2在运移过程中倾向于驱替天然气，而不是与天然气大规模地混合。但是，Oldenburg等人仅从理论方面对该论点开展了论述。国内西南石油大学的杜志敏和孙扬等[10]给出了理想的超临界CO2驱替干气方式，将超临界CO2-天然气过渡带与其前面的纯天然气接触的部分定义为“驱替前缘”，而将超临界CO2埋存带与其前面的超临界CO2-天然气过渡带接触的部分定义为“埋存前缘”。目前，公布的实验研究并未直观证明超临界CO2在驱替天然气时的混合机理。

在CO2与天然气驱替实验方面，Marmora 及Seo[11]开展了CO2驱替碳酸盐岩长岩心实验，实验测定CO2突破时采收率达到73%～87%。 但该实验仅局限于碳酸盐岩岩心，未开展低渗致密砂岩岩心的CO2驱替封存实验。

在CO2与天然气驱替模拟方面，国内外均应用数值模拟软件开展了CO2提高采收率机理研究[12-14]。Oldenburg等人[15]应用TOUGH2软件开展多相多组分数值模拟，模拟结果表明底部注气有利于减少CO2向上锥进和延缓CO2与CH4混合，提高平面及垂向驱替效率。Torsten Clemens[16]以实例气田为例模拟CO2提高采收率驱替效率，模拟结果表明气藏开采到废弃阶段注入CO2能提高采收率9.4%。A.AL-Hashami[17]应用机理模型模拟底水气藏CO2驱替效率，通过数模研究表明CO2有助于提高气藏采收率，能增产8%～11%。目前，普遍采用商业数值模拟软件分析CO2提高采收率驱替封存效率，模型考虑因素较为简单， CO2驱气机理不明确，驱替机理论证不系统、不充分。

为了提高低渗致密气藏采收率，本文探索研究将CO2注入气藏中，实验与数模相结合系统论证CO2驱替致密气藏的驱替机理。实验分为两个部分。第一部分为超临界CO2-天然气相行为实验，通过测量储层条件下超临界CO2与天然气的物性数据，证明两者的物性有利于CO2驱替天然气提高采收率；通过超临界CO2-天然气扩散实验，证实CO2驱替天然气过程中只存在较窄的互溶混合带。第二部分为长岩心驱替实验，研究超临界CO2驱替天然气的流体渗流特征，评价超临界CO2驱替天然气提高采收率的可行性。在实验基础上，建立长岩心模型、单注单采机理模型及背斜模型，系统评价了CO2驱替天然气的驱替机理。

3 超临界CO2-天然气相行为实验

3.1 超临界CO2-天然气平衡相行为实验

本次实验在储层条件下，测试超临界CO2与天然气的物性差异。测试设备为法国ST公司生产的高温高压PVT仪。测试结果见图1。从图1中可以看出，储层条件(25 MPa，85 ℃)下，CO2密度为0.684 g/cm3，天然气密度为0.150 g/cm3；天然气粘度为0.020 2 mPa·s， 而CO2粘度为0.051 3 mPa·s。

通过超临界CO2与天然气高压物性的对比可以看出，超临界CO2密度远大于天然气，有利于CO2沉降在储层的底部实现有效封存；天然气与CO2粘度相近，流度相近，有利于CO2驱替天然气。两者的性质有利于开展CO2驱替天然气提高采收率以及CO2在天然气藏中的封存。

图1 超临界CO2-天然气平衡相行为实验结果Fig.1 Experiment results showing equilibrium phase behaviors of supercritical CO2 and natural gasa.天然气和CO2密度与压力的关系；b.天然气和CO2粘度与压力的关系

图2 超临界CO2-天然气扩散实验流程Fig.2 Flowchart for the supercritical CO2-natural gas diffusion experiment

3.2 超临界CO2-天然气扩散实验

扩散实验通过模拟不同压力条件下超临界CO2与天然气的混合过程，确定CO2的扩散系数。设计实验流程见图2。装置总体积为1 000 mL，分为两部分：上部为气体反应区，下部为压力控制区。实验气体反应区包括上、中、下3个取样点。实验中首先向气体反应区注入天然气，保持恒定压力；然后，依据实验比例从气体反应区下部取样点向容器中注入CO2，保证注气和取样过程中压力恒定为实验压力，这样体系中气体的运动仅为扩散作用。不同时间多次取样，每次取样从3个取样点取气体样品进行色谱分析，直至3个取样点所取气样组成一致，实验结束。

图3 超临界CO2-天然气扩散实验中各取样点CO2摩尔浓度随时间的变化(恒压25 MPa)Fig.3 CO2 molar concentration values changing with time at different sampling points during the supercritical CO2-natural gas diffusion experiment (constant pressure of 25 MPa)

考虑了25，20，15，10和5 MPa共5组不同实验压力，天然气与CO2体积比为3 ∶1开展实验。以25 MPa为例，实验结果如图3所示。从图中可以看出，当压力为25 MPa时，在1 000 mL容器中，CO2与天然气需经过210 h达到混合。通过计算，25 MPa时CO2在天然气中的扩散系数为2.74×10-4cm2/s。从测试结果看，随着压力的增加，扩散系数逐渐降低(图4)。

扩散实验表明，CO2在天然气中的扩散度不高，可形成较窄的互溶混相带，实现CO2有效驱替。

4 超临界CO2-天然气长岩心驱替

在超临界CO2-天然气混合相行为分析的基础上，运用长岩心驱替实验，研究超临界CO2驱替天然气过程的流体渗流特征以及对天然气的驱替效率，进一步评价超临界CO2驱替天然气提高采收率的可行性。实验采用法国ST公司生产的高温高压长岩心驱替系统。样品长度为1 m，从样品注入端至出口端共设置7个测压点，沿程监测体系压力变化。原始地层压力为25 MPa，束缚水饱和度为37.3%。首先开展衰竭实验模拟多级降压开采，降压间隔均为3 MPa，最终压力降至8 MPa，测得累积采收率47.6%。再采用CO2驱天然气，注入端压力为11 MPa，出口端回压为8 MPa，驱替压差3 MPa。实时记录出口端的产气量并对气体进行收集，定期采用色谱进行气体组分分析，监测CO2运移突破特征，同时计算CO2驱天然气的驱替效率，直至注入PV数大于1且出口端气体组分不含天然气为止。

图4 超临界CO2-天然气扩散实验中CO2在天然气中的扩散系数与压力的关系Fig.4 Diffusion coefficient of CO2 in natural gas as a function of pressure during the supercritical CO2-natural gas diffusion experiment

图5 超临界CO2-天然气长岩心驱替实验中CO2驱替天然气采收率与注入倍数的关系Fig.5 Gas recovery factor as a function of injection volume during the supercritical CO2-natural gas flooding experiment upon long core samples

实验结果见图5。可见，随着超临界CO2注入倍数的不断增加，采收率直线上升；当注入倍数达到0.8 PV以上时，采收率基本保持不变，最终采收率在衰竭开采的基础上提高了17.3%。当出口端CO2含量为10%(腐蚀较小)时，CO2提高长岩心采收率12%。结果表明，超临界CO2驱天然气效果显著，技术上是可行的。

5 超临界CO2-天然气驱替机理数值模拟

本文在实验的基础上，应用数值模拟方法，探讨注入超临界CO2与干气混合及重力分异垫气方面对最终采收率的影响。

5.1 部分互溶混相

5.1.1 长岩心数模

建立长岩心模型模拟实验尺度的CO2驱替过程。模型横向上有20个网格，纵向上划分为1层。纵向上每层的厚度为5 cm。横向上第1个网格处设CO2注气端，第20个网格处设采出端。平均渗透率0.652×10-3μm2，孔隙度设为9.9%，压力为25 MPa，初始束缚水饱和度为37.3%。

通过长岩心驱替实验，获得气体注入量与天然气采收率对应关系数据。根据实验数据，在相态拟合的基础上，计算在长岩心中CO2驱替天然气的驱替效率，从获得的组分变化规律分析CO2与天然气互溶混合特征。从图6可以看出，注入初期[0.01 HCPV(烃类孔隙体积)]，在注入端(第1个网格)CO2未混相，流体呈现超临界特征；第10个网格为驱替前沿；第2个网格至第10个网格随着岩心长度的增加，CO2浓度减小，呈现部分互溶混合特征。

随着CO2的注入，CO2驱替前沿不断往前推进。从各网格CO2摩尔分数和密度(图7a,b)看，注入端CO2呈现近临界特征，密度达0.6 g/cm3。随着与天然气的不断混合，混合带密度逐渐降低，驱替前沿密度接近气体，进一步证实注入超临界CO2时， CO2不与天然气大规模混合，而只是呈现部分混合特征。

5.1.2 单注单采倾角模型

为了进一步研究CO2驱替过程中CO2与天然气的混合过程，建立了单注单采倾角模型。模型横向上有80个网格，纵向上划分为10层，网格数量为80×10=800个。纵向上每层的厚度为1 m。横向上第1个网格处设1口注气井，第80个网格处设1口生产井。生产井和注气井相距800 m。纵向上渗透率设为0.1×10-3μm2，孔隙度设为8%，束缚水饱和度为35%。

图6 超临界CO2-天然气长岩心驱替数值模拟中注气初期各网格各组分摩尔分数的变化规律Fig.6 Molar concentration changes of CO2 and natural gas in every grid at an initial injection stage(long core flooding model)

图7 超临界CO2-天然气长岩心驱替数值模拟中各网格CO2摩尔分数和密度随着与天然气混合程度的变化规律Fig.7 Molar concentration and density changes of CO2 with varying mixture degree between natural gas and CO2 in every grid of numerical simulation of long corea.各网格CO2摩尔分数变化；b.各网格CO2密度变化

图8 超临界CO2-天然气驱替带倾角单注单采模型中各网格CO2密度和粘度随着与天然气混合程度的变化规律Fig.8 Density and viscosity changes of CO2 with varying mixture degree between natural gas and CO2 in every grid of numerical simulation of single injector-single producer with dip anglea.各网格密度变化；b.各网格粘度变化

从模拟结果看，注入CO2后，CO2在注气井附近浓度最高；与天然气接触过程中，CO2浓度逐渐降低。从纵向不同层(分别用k=1～10表示，1表示上部第1层，10表示第10层)不同网格密度和粘度图(图8a,b)可以看出，注气端附近第3至第10网格CO2呈现超临界特性，注气端混合物流体特性为超临界CO2特性，驱替前沿为气体性质。

综上，通过模拟长岩心CO2驱替及带倾角单注单采机理模型，从各网格的密度变化规律及粘度变化规律可以看出，CO2驱替天然气过程中，水平波及区内存在3个区域：CO2驱替前沿的天然气带、CO2-天然气互溶混合带及注气后缘的超临界CO2带。

图9 超临界CO2-天然气驱替背斜模型中CO2分布Fig.9 CO2 distribution in anticline model during supercritical CO2-natural gas flooding

5.2 保持压力

图10 超临界CO2-天然气驱替与衰竭式开采生产井井底流压对比Fig.10 Flowing bottomhole pressure comparison between supercritical CO2 flooding and natural depletion

为了进一步研究CO2驱替过程中压力的变化规律，建立了背斜模型(图9)。生产井位于高部位，注气井位于储层低部位，从底部注CO2。模型横向上有53个网格，纵向上划分为50层。纵向上每层的厚度为20 cm。生产井和注入井相距800 m。纵向上渗透率设为0.1×10-3μm2，孔隙度设为8%，束缚水饱和度为35%。

图11 超临界CO2-天然气驱替垫气机理Fig.11 Mechanism of replacement “pad” of supercritical CO2-natural gas

从模拟结果看，注入CO2后，CO2从储层底部推动天然气向高部位运移(图9)，整个气藏压力上升。

对比衰竭式开采，从生产井井底流压对比图(图10)可以看出，注CO2能起到保压生产的目的。背斜模型注入井10a后开始注气；15a后，井底压力恢复到原始地层压力。

5.3 垫气机理

应用5.2建立的背斜模型，分析垂向上CO2驱替天然气的分布规律。从CO2流动模拟图(图11)可以看出，从气藏底部注入超临界CO2，垂向波及区内，由于重力分异的作用，较轻的天然气会聚集在气藏圈闭的上部，而超临界CO2则沉降在气藏圈闭下部形成埋存。随着超临界CO2的持续注入，沉降在气藏圈闭下部的超临界CO2“垫气”逐渐增厚，将地层剩余天然气驱替至气藏圈闭的上部进行开采，提高天然气采收率(图11)。

应用相同的物性参数和储量建立平面模型，与平面模型相比，背斜模型储层压力增加2 MPa(图12a)；天然气产量提高3.9%(图12b)。

6 结论

相态实验研究表明：

1) 超临界CO2不会与天然气迅速混合成为一相，有利于开展CO2驱提高采收率。

2) 超临界CO2密度远大于天然气，有利于CO2沉降在储层的底部实现有效封存；天然气与CO2粘度相近、流度相近，有利于CO2驱替天然气。

图12 超临界CO2-天然气驱替垫气机理对储层压力和天然气产量的影响Fig.12 Impact of gas “pad” upon reservoir pressure and gas production during the supercritical CO2-natural gasa.垫气机理对生产井井底压力的影响；b.垫气机理对提高采收率的影响

3) CO2在天然气中的扩散度不高，可形成较窄的不容混相带，实现CO2有效驱替。

长岩心实验表明，当出口端CO2含量为10%时，CO2提高长岩心采收率12%，最终采收率在衰竭开采的基础上提高了17.3%。超临界CO2驱天然气效果显著，技术上是可行的。

在实验分析的基础上，建立了长岩心模型、单注单采机理模型及背斜模型，系统分析了CO2驱替天然气的驱替机理。数值模拟认识到注CO2能提高天然气采收率，并具有以下3种主要驱替机理：①不易与天然气互溶混相；②保持压力；③垫气机理。

综上，实验及数模均证实超临界CO2能提高致密气藏采收率，为探索注CO2提高天然气采收率选区评价奠定了基础。

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(编辑 李 军)

Mechanism of supercritical CO2flooding in low-permeability tight gas reservoirs

Shi Yunqing1,2,Jia Ying1,2,Pan Weiyi1,2,Yan Jin1,2, Huang Lei3

(1.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC，Beijing100083,China;2.SINOPECKeyLaboratoryofMarineOilandGasReservoirs,Beijing100083,China;3.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China)

The mechanism of supercritical CO2flooding in gas reservoirs was studied through both laboratory and numerical simulations to explore ways to increase recovery of low-permeability tight gas reservoirs.Behaviors of mixing supercri-tical CO2with natural gas were observed first to reveal the mixing patterns of the two phases.A laboratory quantitative measurement was carried out for an equilibrium phase behaviors to define the in-situ physical properties of both carbon dioxide and natural gas.The results show that the differences between the properties of the two gases are favorable for CO2-based flooding and storage in gas reservoirs.A supercritical CO2-natural gas diffusion test offered opportunities for observing behaviors of mixed gas front during flooding process.The result indicates that CO2does not diffuse much in na-tural gas and can form only a narrow mixing phase belt,which is good for an effective CO2displacement.Based on an analysis of CO2and natural gas mixing behaviors,we carried out a CO2displacement experiment on a long core from tight gas reservoirs.The results show that gas recovery rate can be increased by 12% after supercritical CO2flooding.Finally,based on the experiments,we used numerical simulation method to establish long core model,single injector-single producer dip mechanism model as well as anticline model.These models were then used to systematically verify the mechanism of supercritical CO2displacing natural gas.It suggests that a higher gas recovery is possible because of a partial mixing of natural gas with CO2at the flooding fronts helping maintain gas reservoir pressure and of a supercritical CO2“pad” formed at the lower part of gas traps favorable for gas recovery.The displacement mechanisms expounded through both laboratory works and numerical simulations provide a basis for selecting potential CO2flooding target in tight gas reservoirs.

numerical simulation，natural gas，CO2flooding，low-permeability tight gas reservoir，EOR

2016-08-02;

2017-03-07。

史云清(1962—)，博士、教授级高级工程师，特殊气田开发与管理。E-mail:syq.syky@sinopec.com。

国家科技重大专项(2016ZX05048003-004)；中国石油化工股份有限公司科技部项目(P15031)；中国石油化工股份有限公司科技部基础前瞻项目(G5800-14-ZS-KJB033-5)。

0253-9985(2017)03-0610-07

10.11743/ogg20170321

TE37

A