特高含水油藏CO2微观驱油机制

崔茂蕾, 王 锐, 吕成远, 伦增珉,赵淑霞, 王友启, 唐永强

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京 100083; 2.中国石化海相油气藏开发重点实验室,北京 100083; 3.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083)

CO2驱[1-4]可以在水驱的基础之上提高采收率10%～20%[5-7],在低渗透油藏提高采收率方面的应用也很有前景[8-11]。向油藏中注CO2不仅能够驱替地下原油,而且还能起到有效埋存CO2的效果[12]。中国大多数油藏已经进入高含水甚至特高含水阶段,化学驱技术是水驱开发后期稳产的主要技术手段。虽然耐温抗盐聚合物驱体系不断涌现,但在高温高盐油藏中并未得到广泛应用[13]。包括CO2驱在内的气驱技术在高温高盐油藏中具有较好的适应性。目前在大庆油田、吉林油田、草舍油田和中原油田都开展了CO2驱矿场试验[14-17]。笔者针对中原油田濮城沙一下特高含水油藏开展的CO2混相驱矿场试验,结合特高含水阶段微观剩余油分布特点,揭示特高含水条件下CO2驱微观驱油机制。

1 实验原理

图2 CO2驱过程中的油水气接触Fig.2 Process of oil-water-CO2 interaction

特高含水期微观剩余油主要呈不连续网络状分布,多位于小孔喉部位和孔隙内壁[18](图1),由于岩石孔喉结构的复杂性,水驱后形成了不同类型的剩余油。在CO2注入过程中,水的存在使CO2与剩余油接触过程变化更加复杂[7](图2)。在已有对剩余油特征描述的基础上,建立特高含水条件下CO2微观驱油机制实验研究方法,开展水驱后CO2驱微观可视化实验研究。认清CO2-油-水间复杂的接触和溶解过程,分析水对CO2与原油接触过程和溶解规律的影响。

2 实验步骤

2.1 实验装置

实验采用自主研发的高温高压微观可视化装置,主要由注采系统、带有蓝宝石视窗的高温高压加持系统和图像采集及分析系统3部分组成。注采系统包括控制模型围压和回压的ISCO和Quizix高精度流量泵以及流量控制精度为0.01 mL/min的微流量回压阀。高温高压加持系统的工作温度为0～300 ℃,最高工作压力为70 MPa。图像采集及分析系统包括Phantom Miro M320S数字高速摄像机和图像分析软件,拍摄精度达到1 320帧/s,能够捕捉CO2与剩余油瞬间的接触方式和整个接触过程;利用图像识别技术计算阶段原油采收率。图3和图4分别给出了微观实验流程示意图和可视化实验装置图。

图3 微观模拟实验流程Fig.3 Microscopic simulation process

图4 高温高压可视化装置Fig.4 Device of HPHT for CO2 displacement

2.2 模 型

目前常见的描述水驱剩余油类型包括盲端剩余油、孤岛状剩余油、膜状剩余油、簇状或柱状剩余油等。根据剩余油形成机制及其赋存状态抽提出3种理想模型,利用铸体薄片和激光刻蚀技术制作成玻璃刻蚀模型。图5给出了3种理想剩余油模型(盲端剩余油、孤岛状剩余油以及簇状剩余油)和多孔介质模型。

图5 特高含水期微观剩余油类型Fig.5 Type of residual oil at super water cut stage

2.3 实验步骤

(1)模型抽真空和饱和。将模型水平置于加持系统中,对模型抽真空后饱和煤油,将模型的温度和压力逐步升至原始地层条件,再向模型饱和目标油藏的含气原油(活油)。其中,油层温度为82.5 ℃,矿化度为240 g/L,地层水黏度为0.5 mPa·s,渗透率为0.69 μm2, 地下原油黏度为1.74 mPa·s,CO2-原油最小混相压力为18～20 MPa,综合含水率为98.2%,地层压力为20.2 MPa。

(2)水驱过程。设定模型出口处的回压阀压力,利用ISCO泵恒压模式向模型注入端注水,保证注入量在0.05 mL/min。水驱至模型的采出端不含油气为止。

(3)CO2注入过程。相同的注入方式向模型注入端注入CO2,捕捉并记录CO2与油、水的微观作用时间和剩余油变化。

(4)不同压力注入CO2。重复(1)～(3),改变注入端压力和回压,分别捕捉并记录CO2与油水的微观作用时间和剩余油变化。

(5)数据处理。通过捕捉不同时刻CO2与油水接触瞬间,研究接触时间与剩余油的变化规律,分析水对CO2与原油接触过程的影响。结合图像分析软件,计算不同驱替阶段的原油采收率。

3 结果分析

3.1 不同剩余油类型微观驱油机制

图6为注入压力大于最小混相压力(18～20 MPa)情况下,不同驱替阶段结束后3种理想模型剩余油分布规律。可以看出,簇状模型中水驱剩余油以旁通、孤立油滴以及油膜的形式赋存于小、大孔喉中,CO2注入后首先发挥驱替作用,将大、小孔喉中的旁通和孤立油滴驱替出来,随后CO2逐渐溶解于孔壁处的油膜中,并将轻质组分抽提出来,在不断的溶解和抽提作用下达到混相状态。孤岛模型中水驱形成水流通道,剩余油以孤岛的形式赋存在扩径角隅处;CO2注入后首先将水驱替出去,驱替过程中会携带部分剩余油,随后CO2会透过水膜进入原油中,在CO2的溶解和抽提作用下,剩余油逐渐被驱替出来。盲端模型中剩余油被一段水膜封闭在盲端内部,在扩散作用下CO2能够透过水膜溶解于原油中,使原油体积膨胀,剩余油厚度不断增加,水膜厚度逐渐降低,最终CO2与剩余油直接接触。在抽提作用下CO2逐渐将盲端剩余油驱替出来,在此过程中CO2的溶解和抽提作用发挥了主要作用。

3.2 压力对微观作用过程的影响

图7给出了不同注入压力下CO2与盲端剩余油微观混相作用过程。由图可知,注入压力越高,CO2溶解抽提能力越强,盲端剩余油颜色越深、组分越重。当注入压力(25 MPa)大于混相压力时,注气11 min后盲端剩余油几乎全部被驱替出来,即CO2与原油达到了混相状态。当注入压力(20 MPa)在混相压力附近时,注气36 min后盲端剩余油几乎全部被驱替出来,与25 MPa的注入压力相比,虽然20 MPa同样能够达到混相状态,但达到混相状态的时间明显延长,说明当注入压力大于最小混相压力时,混相压力越高越容易达到混相,并以溶解抽提作用机制为主。当注入压力(15 MPa)小于最小混相压力时,无论驱替多长时间CO2都不能完全驱替出盲端剩余油,即不能达到混相状态。通过逐渐加压至约18.4 MPa时,盲端剩余油逐渐被驱替出来,说明当注入压力小于最小混相压力时,溶解抽提作用效果减弱。因此,在特高含水油藏开展CO2驱过程中,适当增加注气压力能够提高CO2混相驱油效果。

图6 不同剩余油类型特高含水期CO2与原油微观作用过程Fig.6 Process of interaction between oil and CO2 at super water cut stage

图7 不同注入压力CO2与盲端剩余油的混相作用Fig.7 Process of displacement in different pressure

3.3 含水对微观作用过程的影响

3.3.1 水膜对驱油效果的影响

图8和图9分别为注入压力(大于最小混相压力),在有水膜和没有水膜的条件下CO2与盲端剩余油的微观作用过程。在没有水膜的情况下,整个驱替过程包括3个阶段:①溶解过程。随着CO2的不断注入,越来越多的CO2逐渐溶解于原油中,直至饱和状态;②抽提过程。饱和状态下CO2逐渐抽提盲端剩余油中的轻质组分,并被驱替出来;③混相过程。CO2与剩余油如此反复的溶解和抽提过程,最终达到混相状态,并被完全驱替出来。

当存在水膜时,整个驱替过程包括4个阶段:①溶解过程,与上述过程不同的是,CO2首先与水膜接触,并溶解于水膜中;随着CO2的不断注入,溶解于水膜中的CO2逐渐增加,并穿透水膜溶解于原油中,随着CO2注入量的不断增加,溶解于原油中的CO2越来越多;②原油膨胀过程。随着剩余油中溶解的CO2量越来越多,原油体积不断膨胀,水膜逐渐变薄,最终CO2突破水膜与剩余油直接接触;③CO2抽提原油过程,CO2与剩余油直接接触后,CO2溶解于原油中,原油中的轻质组分不断抽提到CO2中,CO2与原油很快达到混相状态,并逐渐抽提原油中的轻质组分,剩余组分颜色逐渐变深,组分逐渐变重;④凝析过程。当抽提出的轻质组分在采出过程中遇到水膜时,在水膜表面发生凝析现象,但随后与后续的CO2再一次达到混相,最终被驱替出来。整个驱替过程中,CO2与原油发生了反复的溶解、抽提、凝析过程,并最终达到混相驱替效果。水膜的存在不仅延缓了CO2与剩余油的微观接触,而且使二者的接触过程更加复杂化。

图8 无水膜条件下CO2与原油作用过程Fig.8 Process of interaction between CO2 and oil without water film

3.3.2 水膜厚度对驱油效果的影响

为了量化研究水膜对驱油效果的影响,开展不同水膜厚度对CO2与原油微观作用过程的影响研究。图10为不同水膜厚度条件下CO2与原油的微观作用过程。

图9 有水膜条件下CO2与原油作用过程Fig.9 Process of interaction between CO2 and oil with water film

图10 不同水膜厚度CO2与原油微观作用过程Fig.10 Process of interaction between CO2 and oil with different water film

左侧水膜附着在盲端外部(出口)的壁面,厚度较小(无法测量)。由左侧的CO2与原油接触过程可知,当水膜以壁面附着的形式存在时,CO2与原油接触过程包括溶解、抽提、凝析并最终达到混相,从溶解到混相的时间为106 min。图10中右侧水膜以柱状的形式存在,水膜的厚度为300 μm,与左侧相比,CO2与原油接触过程更加复杂,接触过程经历了溶解、膨胀、抽提、凝析并最终达到混相,从溶解到混相的时间为388 min,其中CO2穿透水膜的时间为155 min。虽然不同水膜厚度CO2与原油最终都达到了混相状态,但水膜存在还是明显的延缓了二者的混相过程,而且水膜厚度越大混相时间越长。

水对混相过程的延缓作用可以分为2个方面:

一是水膜对CO2的屏蔽作用,表现在CO2进入剩余油前穿透水膜的时间(155 min);另一个是水膜对富化CO2的凝析作用,表现在CO2在反复溶解和抽提原油后遇到水膜而发生凝析的现象,这两方面的作用延长了CO2与原油的混相过程。在CO2注入过程中,建议采用低速的注入方式:一方面在发生气窜前增加CO2与原油的接触时间,保证更多的CO2能够透过水膜进入原油中,提高注入CO2的有效利用率;另一方面有利于延缓气窜,扩大气驱波及体积。

在特高含水油藏开展CO2驱过程中,为了充分发挥CO2混相驱效果,实施高压低速的注入方式能够有效提高CO2混相驱采收率。

3.4 多孔介质微观驱油效果评价

在多孔介质仿真模型中分别开展水驱、水驱后CO2驱微观实验。利用图像分析软件对微观模型中的剩余油进行识别并定量计算。由图11可知,水驱后模型分布大量的剩余油,计算的水驱采收率为38%;水驱后开展低于最小混相压力的CO2驱,气驱结束后采收率提高了16%;随后提高注气压力至25 MPa(大于混相压力),升压气驱结束后,气驱采收率进一步提高了40%,最终采收率为94%。说明特高含水油藏开展CO2混相驱能够进一步提高原油采收率。

图11 不同驱替过程剩余油分布及识别Fig.11 Distribution and calculation of residual oil after water or CO2 flooding

4 CO2穿透水膜理论计算

实验表明,特高含水条件下CO2能够透过水膜与剩余油接触。根据费克第二定律,假设水膜一侧为单组分,另一侧该组分浓度为0,推导得到该组分通过扩散作用穿透水膜的时间,Tamimi等[19]修正了油藏条件下CO2在地层水中扩散系数的计算公式:

(1)

(2)

式中,Lw为水膜厚度,m;Dw为CO2在水中的扩散系数,m2/s;SPw为CO2在水中的溶解度,m3/m3;μw为地层水的黏度,mPa·s;T为油藏温度,K。

经过计算,在油藏条件下CO2在水中的扩散系数约为0.04×10-9m2/s;侯大力等[20]提出了高温高压下CO2在水中溶解度的理论模型,计算出油藏条件下CO2在水中的溶解度约为25 m3/m3。将参数带入式(1),水膜厚度为300 μm,计算CO2穿透水膜的时间约为150 min与实验结果一致。

针对CO2穿透水膜进入油相使原油体积膨胀,水膜变薄后油气接触的实际情况,绘制了CO2与油水接触示意图,见图12。根据费克第一定律、CO2在原油中的溶解膨胀性质和质量守恒方程,得到表征该机制的方程组:

(3)

式中,Co(t)为CO2在油中的浓度,mol/m2;Cg(t)为驱替介质中的CO2浓度,mol/m2。

图12 CO2-油水接触示意图Fig.12 Diagram of CO2-oil-water

图13为油、水膜厚度随时间的变化曲线，计算出的油膜和水膜厚度变化规律与实验测得的结果基本一致。

图13 油-水膜厚度随时间的变化曲线Fig.13 Thickness change of water-oil film with time

5 结 论

(1)特高含水油藏CO2微观驱油机制实验研究方法首次采用基于不同类型水驱剩余油特点的微观玻璃刻蚀模型,应用自主研发的高温高压微观可视化实验装置,保证了耐温(300 ℃)、耐压(70 MPa)、高精度视频捕捉能力(1 320 帧/s)的实验要求,观察并研究了CO2注入过程中与水驱剩余油瞬间的接触方式和过程。

(2)盲端剩余油驱油机制以溶解抽提为主,驱替为辅;孤岛剩余油和簇状剩余油驱油机制以驱替为主,溶解抽提为辅。

(3)在特高含水条件下,水膜延缓了CO2与原油的接触过程,增大了混相难度,使得驱油过程延长,水膜厚度越大,达到混相的时间越长。通过建立的CO2穿透水膜时间模型和CO2作用过程中油水膜厚度变化模型,计算出时间和厚度变化规律与实验结果保持一致。

(4)在特高含水油藏实施CO2驱过程中,采用高压低速注气方式,不仅能够提高CO2与原油的混相程度,而且在气体突破前保证更多的CO2溶解于原油中,从而提高水驱后CO2驱油效果。

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