基于人造岩心研究二氧化碳对高渗透油藏的驱油效果*

刘斌，潘颖，柳玉昕

（东北石油大学，黑龙江大庆163318）

油田化学

基于人造岩心研究二氧化碳对高渗透油藏的驱油效果*

刘斌，潘颖，柳玉昕

（东北石油大学，黑龙江大庆163318）

高渗透油藏具有典型的三高特征，即“高渗透率、高产能、高丰度”。我国的高渗透油气资源所占比例较低，但众多学者并没有放弃对高渗透油藏提高采收率的研究，其后期开采阶段的采收率有待进一步提高。本文基于人造高渗透岩心开展CO2驱油实验，观察注入压力和注入PV数对最终油气采收率的影响。最终优选出最佳注入压力为12.1MPa，最佳注入PV数为2.0PV。

高渗透油藏；人造岩心；采收率；注入压力；注入PV数

我国虽然地大物博，蕴含的自然资源非常丰富，但天然的CO2资源却十分稀有[1,2]。我国东部油田在缺乏天然CO2气源的艰苦条件下一直没有停止过对注CO2提高采收率技术的研究和现场先导试验[3]。如今，利用CO2驱油的项目也越来越多的应用在油田中，并且取得了显著的提高采收率效果。江苏、中原、大庆、胜利等多处油田已经成功的进行了现场试验，并且己经证实了CO2驱油可以明显提升水驱效果不好的透油藏和小段块油藏的采收[4]。CO2驱油相对于传统驱油方法具有诸多优势，比如：CO2流动性较好、可以降低原油粘度、降低油相界面张力、提高采收率的同时还可以减缓温室效应[5-7]。本文基于人造高渗透岩心开展CO2驱油实验，通过观察注入压力和注入PV数对油气采收率的影响，最终优选出最佳注入压力和最佳注入PV数。本文开展的CO2驱油实验不仅可以为高渗透油藏开展二氧化碳驱油提供理论经验，同时还能为CO2驱油的现场操作提供实践经验。

1 实验部分

1.1 实验器材

MA552注入泵（控制注入速度德国西门子公司）；F3025压力表（观察注入压力德国西门子公司）；EUROSTAR数显型压差表（精度0.01MPa德国哈克公司）；GHG-9240N压力调节器（控制范围0～50MPa杭州卓驰仪器公司）；TA2000/MDSC2910液量计（美国TA公司）。

1.2 实验方案

（1）将细管扭成螺旋形状，一端与含有注入CO2的注气管相连，另一端与人造高渗透率岩心相连，人造岩心用岩心夹持器固定。利用注入泵将CO2注入到细管中进行气驱油实验。

（2）CO2注入人造岩心之后会产生驱油效果，通过与油管出口端相连的观察窗来观察气驱产出物的状态及颜色。观察窗与压差表以及压力调节器相连接，便于及时通过压力阀来调节细管出口端压力。

（3）通过调节注入泵的功率可以调节注入压力和注入PV数，在注入PV数为定值的情况下，通过液量计记录不同注入压力下的采出油的体积，并且计算采收率。

（4）不同注入压力下CO2驱油的采收率记录完成后，在注入为定值的情况下，通过液量计记录不同注入PV数下的采出油的体积，并且计算采收率。

（5）对得到的实验数据进行归纳整理，通过观察实验数据来优选出CO2驱油的最佳注入压力和最佳注入PV数。

2 影响CO2碳驱油的因素及实验效果分析

2.1 决定CO2驱油效果的因素

CO2驱油效果主要受注入压力、、注入PV数、油藏本身的性质及原油组分影响，接下来一一列举这些因素是如何影响CO2驱油效果的。

2.1.1 注入压力注入压力越大，CO2越容易到达地层深处，越容易与原油混合而发生体积膨胀作用。所以注入压力与采收率呈正比关系。

2.1.2 注入PV数注入PV数越大，单位时间内注入地层的CO2体积数越大，CO2融入原油中的体积数越大，越容易混合而发生体积膨胀作用。所以注入PV数与采收率呈正比关系。

2.1.3 油藏本身的性质渗透率、孔隙度、埋深等油藏本身的性质都会影响采收率的大小，一般来说，渗透率高、孔隙度较大、埋深较浅的油藏在进行CO2驱油时得到的采收率较高。油藏本身的性质是决定采收率大小的内在因素，相比注入压力等外在因素更容易影响采收率的大小。

2.1.4 原油组分在原油中如甲烷等轻质组分会增加最小混相压力，硫化氢等中间组分会降低最小混相压力，而最小混相压力直接决定采收率的大小。因为最小混相压力越小，气液混合相越容易形成近混相驱替状态，越利于采收率的提高。因此，原油组分是影响提高采收率的重要因素。

综上所述，影响CO2进行驱油得到的采收率大小的影响因素既有注入压力和注入PV数等外在因素，也有油藏本身的性质和原油组分等外在因素。采收率的大小主要由内在因素决定，而内在因素属于油藏的先天性质，一时之间难以改变。而外在因素受人为控制，可以根据需求随时改变。接下来对注入压力和注入PV数这两个外在因素展开重点研究。

2.2 实验数据分析

2.2.1 优选最佳注入压力使用实验设备进行了7次长细管驱油实验，将实验数据归纳整理，注入压力与采收率的数据见表2。

表2 注入压力与采收率的数据表Tab.2Data sheet for injection pressure and recovery

由表2可知，开始，随着注入压力的提高，采收率有明显提高；注入压力达到一定数值之后，采收率提升幅度基本不再发生变化。刚开始注入CO2的时候，原油中的气体组分较少，在融合气体之后体积发生明显膨胀；随着注入压力的增大，气液混合相逐渐达到饱合状态，因此，后期的提升幅度较低。优选出最佳注入压力为12.1MPa，此注入压力下的采收率为84.2%，已经达到较为理想的状态，此后，注入压力提升之后采收率并没有明显提升。因此，考虑到节约成本这一因素，在最低成本条件下达到经济效益最大化，优选出12.1MPa做为最佳注入压力。

2.2.2 优选最佳注入PV数使用实验设备进行了10次长细管驱油实验，将实验数据归纳整理，注入PV数与采收率的数据见表3。

表3 注入PV数与采收率的数据表Tab.3Data sheets for PV number and recovery

由表3可知，开始，随着注入PV数的提高，采收率有明显提高；注入PV数达到一定数值之后，采收率提升幅度基本不再发生变化。刚开始注入CO2的时候，原油中的气体组分较少，在融合气体之后体积发生明显膨胀；随着CO2注入体积的增加，气液混合相逐渐达到饱合状态，因此，后期的提升幅度较低。优选出最佳注入PV数为2.0PV，此注入压力下的采收率为90.3%，已经达到较为理想的状态，此后，注入PV数提升之后采收率并没有明显提升。因此，考虑到节约成本这一因素，在最低成本条件下达到经济效益最大化，优选出2.0做为最佳注入PV数。

3 结论

（1）基于人造岩心研究注入压力和注入PV数对最终油气采收率的影响，最终优选出最佳注入压力为12.1MPa，最佳注入PV数为2.0PV。

（2）注入压力和注入PV数与油气采收率成正比关系，理论上来讲，注入压力和注入PV数越大，油气采收率提升幅度越大。但是考虑到成本因素，注入压力和注入PV数达到一定数值之后，油气采收率提升幅度不在有显著的提升。因此，注入压力和注入PV数还是存在最优数值的。

［1］李道品，等.低渗透油田概念及我国储量分布状［J］.低渗透油气田，1997（1）.

［2］何应付，高慧梅，周锡生.改善特低渗透油藏注二氧化碳驱油效果的方法［J］.断块油气田,2011,18（4）:512-515.

［3］毛振强，陈凤莲.CO2混相驱最小混相压力确定力法研究［J］.成都理工大学学报,2005,32（1）:61-64.

［4］张硕，单文文，张红丽，等.特低渗透油藏CO2近混相驱油［J］.高等学校化学学报,2009,28（1）:114-117.

［5］刘玉章，陈兴隆.低渗透油藏CO2驱油混相条件的探讨［J］.石油勘探与开发,2010,37（4）：466-470.

［6］由新权，赵继勇，何水宏，等.超低渗透油藏CO2驱混相范围确定新方法［J］.西南石油大学学报（自然科学版）,2011,33（5）：89-94.

［7］Kim berly K D，Farouq Ali S M,Puttagunat V R.New scaling criteria and their relative m erits for steam recovery experim ents［J］.Journal of Canadian Petroleum Technology,1998,27（4）:86-91.

Study on effect of carbon dioxide on oil displacement in high permeability reservoir based on artificial core*

LIU Bin，PAN Ying，LIU Yu-xin
（Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China）

High permeability reservoirs have three high characteristics,namely“high permeability,high productivity,high abundance”.China's high penetration of oil and gas resources accounted for a lower proportion of its post-stage recovery phase of the recovery rate to be further improved.In this paper,carbon dioxide flooding experiments were carried out on the basis of artificial high permeability cores to observe the effect of injection pressure and implantation PV on the final oil and gas recovery.Finally,the optimum injection pressure is 12.1MPa,and the optimum implantation number is 0.62PV.

high permeability reservoir;artificial core;oil recovery;injection pressure;injection of PV number

TE341

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170836

2017-04-19

国家自然基金项目（No.41602134）；黑龙江省自然科学基金面上项目（No.D2015007）

刘斌（1981-），男，山东人，博士后，教授，主要研究方向：CO2埋存、系统建模等。

潘颖（1988-），女，山东人，东北石油大学硕士研究生，主要研究方向：CO2埋存。