CO2在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油中的溶解性研究

高敬善 但顺华 杨 涛 张小红 岳红星 于 岐

（ 1中国石油新疆油田公司准东采油厂；2克拉玛依华信能源技术服务有限公司 ）

准噶尔盆地昌吉油田吉7井区梧桐沟组发育特深层稠油油藏，上报了7200×104t的探明石油地质储量[1]。但由于地层原油黏度大、埋藏深，热采技术作为稠油油藏的主流开采技术，在研究区特深层稠油油藏的开发中并不适用，具体表现在向油藏中注入热流体时，井筒热损失严重[2-4]。室内研究和现场试验结果表明：当采用普通油管时，井深超过1000m之后，井口注入不同温度的热水在井底剩余温度基本一致。大量文献调研结果表明，由于稠油油藏天然能量较弱，弹性采收率一般为2%～4%，注冷水开发稠油油藏会出现严重的水窜，因此注冷水开发采收率较低，一般为10%～20%，实际采收率高低受原油黏度的影响稍有差别[5-9]。国内外研究和现场实践表明，CO2在稀油中具有良好的混相能力，可以大幅度降低原油黏度和界面张力，CO2混相驱在低渗透稀油油藏中取得了巨大成功[10-21]。但由于稠油和稀油组分差别较大，CO2在稠油中的溶解性难以借鉴稀油生产和实验结论，所以CO2在稠油中的溶解性及CO2驱油技术在稠油油藏中的适用性难以确定[22-24]。本文通过PVT相态特征实验、稠油注CO2膨胀实验以及细管驱替实验，研究了CO2在稠油中的溶解特性，分析了原油黏度、膨胀系数、地层原油密度、饱和压力、泡点压力下原油体积系数以及溶解气油比等参数的变化规律，论证了CO2驱油技术在研究区特深层稠油油藏开发中的可行性。本文旨在通过室内原油注CO2实验和细管驱替等实验研究CO2在吉7井区稠油中的溶解特性，为论证CO2驱油技术在特深层稠油油藏开发中的适用性提供依据。

1 地质概况

昌吉油田吉7井区行政上隶属于新疆维吾尔自治区吉木萨尔县，在吉木萨尔县城北约14km；构造上位于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡，临近古西凸起（图1），面积约为50km2[25-26]。研究区自上而下钻遇地层依次为第四系，新近系，古近系，侏罗系头屯河组、西山窑组、三工河组、八道湾组，三叠系韭菜园组，二叠系梧桐沟组、芦草沟组、井井子沟组，石炭系巴塔玛依内山组；缺失白垩系吐谷鲁群，三叠系郝家沟组、黄山街组、克拉玛依组、烧房沟组。目的层梧桐沟组稠油油藏中部埋深为1600m，油层压力为16.41MPa，地层温度为52.3oC，储层孔隙度为6.3%～29.8%，渗透率为 0.08～2749mD。50oC 时地面脱气原油黏度为144～12000mPa·s；地层原油密度为0.9090g/cm3，溶解气油比为29.7m3/m3，属于特深层普通稠油油藏[27-28]。

2 注CO2膨胀实验

2.1 实验装置

实验装置为美国Ruska2370-601A型相态分析仪（图2），主要由注入泵系统、PVT筒、黏度仪、闪蒸分离器、地面分离器、密度仪、气量计和气相色谱仪组成。

图1 昌吉油田吉7井区区域构造位置

图2 Ruska2370—601A型相态分析仪流程图

2.2 样品配置

吉7井区原油性质南北差异较大，本次实验选取了具有代表性的J7井、J009井、J1404井以及J1010井等4口井的原油样品。根据SY/T 5542—92《地层原油物性分析方法无汞仪器分析法》规定，全面准确求取了油井当前生产数据，包括地层压力、生产气油比、测气条件、分离器温度和压力等数据。通过对取样情况进行分析，研究区地层原油样品采用溶解气油比配样，配样参数严格参照油藏实际参数（表1）。

表1 实验样品配制参数

原油样品配制后，开展了油气样品组成色谱分析及井流物组成计算，吉7井区4口取样井的井流物组成见表2。由表2可以看出：研究区4口取样井配置的原油样品C1含量在12.35%～14.98%之间，C2—C10含量为18.25%～27.25%，C11+含量在59.10%～66.72%之间，属于普通稠油的流体组成。

2.3 单次脱气实验

在地层温度为54℃、地层压力为18.57MPa的条件下，对吉7井区4口取样井进行了单次脱气测试。由测试结果（表3）可以看出，研究区单次脱气气油比范围为29～37m3/t，溶解气量较小，属较低气油比原油；泡点压力为5.1～6.8MPa，泡点压力较低；原始地层原油体积系数为1.0435～1.0575，体积系数较小；原油收缩率为4.17%～5.44%，其收缩性较弱；气体平均溶解系数较小，为3.72～4.56m3/（m3·MPa）。可见，原油气油比、泡点压力、体积系数、收缩率、气体平均溶解系数等特征是相匹配的。从密度来看，地层原油和地面油罐油的密度分别为0.8939～0.9056g/cm3和 0.9151～0.9331g/cm3，原油密度较大。原始地层压力为18.57MPa、地层温度为 54℃条件下，原油黏度为 312.7～881.2mPa·s，地层原油黏度较高。原油的压缩系数中等，地层温度条件下，压缩系数为 （0.9720～1.1987)×10-3MPa-1。地层压力条件下，在温度为54～69℃，原油的热膨胀系数为 （6.2342～6.6394)×10-4℃-1。

表2 吉7井区原油样品井流物组成

表3 单次脱气实验数据

2.4 注CO2膨胀实验过程及结果分析

实验前用石油醚对PVT仪的注入泵、管线、PVT筒、分离瓶、黏度仪和密度仪进行清洗，再用高压空气吹干。之后用实验温度和压力的120%对设备进行试温试压，再用标准黏度油和密度油对黏度仪和密度仪进行校正，并对注入泵、压力表、PVT筒、温度计进行校正，实验过程是分别将不同比例的CO2气注入到实验样品中，并进行PV关系测试、黏度测试、泡点压力测试，研究膨胀系数和溶解气的大小。

2.4.1 原油黏度变化

随着CO2注入比例的不断增加，原油饱和压力条件下原油黏度不断降低（表4）。当注入气比例达到50mol/mol时，J7井原油黏度与未注入 CO2相比由 396.0mPa·s降低至 132.0mPa·s，下降66.7%；J009井原油黏度与未注入CO2相比由291.0mPa·s 降 低 至 117.0mPa·s， 下 降 59.8%；J1404井原油黏度与未注入CO2相比由306.7mPa·s降低至53.9mPa·s，下降82.4%；J1010井原油黏度与未注入 CO2相比由 880.0mPa·s降低至 289.0mPa·s，下降67.2%。综合统计，在饱和压力条件下，原油黏度下降幅度高达59.8%～82.4%，降黏效果较好。

表4 CO2注入量与原油黏度的关系

2.4.2 膨胀系数变化

CO2注入比例与原油膨胀系数的关系见表5，可以看出，随着CO2注入比例的不断增加，原油膨胀系数不断增大，当注入气比例达到50mol/mol时，J7井原油膨胀系数增大至1.2240；J009井原油膨胀系数增大至1.1934；J1404井原原油膨胀系数增大至1.1290；J1010井原油膨胀系数增大至1.2405。从表5还可以看出，随着CO2注入比例增大，原油膨胀系数增加的幅度越大。

表5 CO2注入量与原油膨胀系数的关系

2.4.3 原油密度变化

CO2注入比例与原油密度的关系见表6。注入CO2后，原油中轻质组分增加，重质组分相对减少，原油密度随着注入气量的增加及饱和压力的增加逐渐变小。由表6可以看出，随着CO2注入比例的不断增加，原油密度不断变小，当注入气比例达到 50mol/mol时，J7井原油密度由 0.9011g/cm3减小至 0.8428g/cm3，减小约 6.5%；J007 井原油密度由 0.9056g/cm3减小至 0.8507g/cm3，减小约6.0%；J1404井原油密度由 0.9268g/m3减小至0.8695g/cm3，减小约 6.2%；J1010井原油密度由0.8939g/cm3减小至 0.8445g/cm3，减小约 5.5%。

表6 CO2注入量与原油密度的关系

2.4.4 饱和压力变化

注入CO2后，吉7井区原油饱和压力升高，饱和压力随CO2注入量的变化见表7。注入CO2后，原油饱和压力逐渐上升，当CO2注入量达到50mol/mol时，J7井原油饱和压力由6.20MPa上升至25.20MPa，升高306%；J009井原油饱和压力由6.80MPa上升至 20.50MPa，升高 201%；J1404井原油饱和压力由6.50MPa上升至17.10MPa，升高163%；J1010井原油饱和压力由5.10MPa上升至12.25MPa，升高140%。虽然饱和压力上升幅度较大，但均未达到临界点状态，即吉7井区地层原油注CO2的最小混相压力高于25.20MPa，当接触压力低于该值时，无法达到混相。

表7 CO2注入量与原油饱和压力的关系

2.4.5 泡点压力下原油体积系数变化

原油注入CO2后，原油体积不断膨胀，原油体积系数不断增大。由表8可以看出，当CO2注入量达到50mol/mol时，J7井原油体积系数由1.0435上升至1.2509，升高19.9%；J009井原油体积系数由 1.0478上升至 1.2504，升高 19.3%；J1404井原油体积系数由1.0512上升至1.2412，升高18.1%；J1010井原油体积系数由1.0575上升至1.2526，升高 18.4%。

表8 CO2注入量与原油体积系数的关系

2.4.6 溶解气油比变化

CO2注入量与原油溶解气油比的关系见表9，可以看出，随着注入气比例增加，原油溶解气油比逐渐增大。当CO2注入量达到50mol/mol时，J7井原油溶解气油比由26m3/m3上升至246m3/m3，增加8.5 倍；J009井原油溶解气油比由27m3/m3上升至242m3/m3，增加8.0倍；J1404井原油溶解气油比由28m3/m3上升至233m3/m3，增加7.3倍；J1010井原油溶解气油比由34m3/m3上升至248m3/m3，增加6.3倍。

表9 CO2注入量与原油溶解气油比的关系

3 细管驱替实验

3.1 实验装置及材料

本次细管驱替实验装置如图3所示，主要由驱替泵、细管、观察窗、回压阀、分离器、气量计以及恒温空气浴等部分组成。实验所用地层原油样品为吉7井区J7井、J009井、J1404井以及J1010井等4口井的实验室复配油样，其体积系数、气油比、原油密度及泡点压力等参数见表3。

3.2 实验过程

实验前用石油醚对细管进行清洗后，用高压氮气将其吹干，并在实验所需温度下烘干、抽成真空。之后将细管在地层温度为54℃、地层压力为18.57MPa的条件下用死油饱和，然后再用活油置换死油，再将驱替用气体充满中间容器，使用回压阀和驱替泵调节实验设计的压力进行驱替。本次实验共选取4个压力点用于确定最小混相压力（MMP），混相压力以上（满足采收率90%以上）和以下分别应有两个点，针对本次实验测试选取了18.57MPa、25MPa、35MPa、45MPa 4个注入压力进行细管测试。在驱替过程中，气体注入0.4PV以前驱替速度为0.2mL/min，在注入0.4PV气体后，驱替速度提高至0.4mL/min。当注入气体积达到1.2PV时，结束驱替过程。

图3 细管驱替实验装置图

3.3 实验结果分析

本次细管驱替实验获得了注CO2最小混相压力测试的综合数据，包括4个压力点（18.57MPa、25MPa、35MPa、45MPa）测试的驱替动态数据、气油比和采收率。由图4可以看出，随着注入压力的提高，地层原油采收率不断增大，在45MPa的注入压力下，地层原油采收率为46.68%，表现出非混相驱特征，表明研究区CO2与稠油达到混相的压力高于45MPa，由于混相压力较高，综合考虑地面、地下实际情况以及施工技术要求，认为CO2非混相驱更适合研究区。

图4 采出程度随注气量变化关系

4 结论

（1）吉7井区稠油注入CO2时，当CO2注入量为50mol/mol时，地层原油黏度下降59.8%～82.4%，膨胀系数增至1.1290～1.2405，地层原油密度下降5.5%～6.5%，饱和压力升高140%～306%，泡点压力下原油体积系数升高18.1%～19.9%，溶解气油比增加 6.3～8.5 倍。

（2）随着注入压力的提高，地层原油采收率不断增加，气体突破较晚，当注入压力为45MPa时，地层原油采收率为46.68%，表现为非混相驱特征，说明研究区更适合采用CO2非混相驱油的方式。

（3）注CO2对于吉7井区稠油具有很好的降黏和膨胀作用，表明CO2驱油技术在研究区特深层稠油油藏开发中具有可行性。通过在J1021井开展CO2吞吐先导试验，生产结果表明原油黏度降低约40%，日产油量由1t增加至5t，也证明了CO2驱油技术在研究区的适用性和上述实验结论的正确性。