龙虎泡油田高台子致密油层CO2驱实验研究

2018-10-23商琳琳

石油地质与工程 2018年5期

商琳琳

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

致密油层渗透率低，常规水驱注入难度大，波及效率低，因此，CO2气驱采油被广泛应用于低渗透油层的开采。CO2驱油机理比注水复杂得多[1-3]，CO2在原油中溶解后，原油黏度和密度降低，而体积增大，地层流体界面张力降低，驱替阻力减小。此外，CO2溶于原油中能发挥溶解气驱作用，溶于水生成的碳酸氢盐可以提高碳酸岩的渗透率和注入能力[4-7]。

1 高台子致密油层地质特征

大庆外围的龙虎泡油田高台子储层岩性以含泥粉砂岩为主，长石和岩屑含量高，石英含量较低，成分成熟度和结构成熟度均低[8-9]。储层砂岩的碎屑成分主要为石英、长石和岩屑，且含有一定量的碳酸盐颗粒，石英含量20%～37%，长石含量23%～41%，岩屑含量14%～35%。

高台子油层排替压力分布区间较大，一般为11.0～26.0 MPa，少数为1.0～3.0 MPa，反映低渗透储层注水开发时注水压力高。储层最大孔喉半径为1.176 μm ，孔隙中值半径平均0.073 7 μm。高台子储层属于差、较差储层，孔隙类型主要为粒间孔。储层孔隙度主要为9.35%～16.75%，平均11.87%；渗透率主要为（0.1～1.23）×10-3μm2，平均为 0.6×10-3μm2。储层原油黏度1.46 mPa·s，原油密度为0.755 g/cm3，体积系数1.233，原始气油比68，原始饱和压力8.9 MPa[10]。

2 室内实验

2.1 地层流体注CO2膨胀实验

利用高压配样器将脱气原油和天然气配制成地层油，使其高压物性参数与地层的原始参数相同。将配制的地层油从高压配样器内转至PVT釜内，并将油样的压力升高至地层压力，恒温至地层温度，向PVT釜内注入CO2，搅拌均匀后，测定PVT釜内原油高压物性参数。接着继续注入气体，重复原油高压物性参数的测定。

注入CO2后，原油的饱和压力升高。CO2注入量越大，则饱和压力上升的越高，原油中溶解气量也逐渐增大。随着 CO2注入量的增加，原油体积系数和膨胀系数变大，黏度下降较为明显（表1）。

随着 CO2含量的增加，原油密度逐渐减小，那么储层油流动性会增加；原油体积膨胀也有利于残余油饱和度降低，从而提高原油采收率。

2.2 最小混相压力测定

在实验温度和实验压力下，被驱出油的体积是由产出的分离液体体积乘以原油的体积系数计算出来的。采收率定义为采出油体积和饱和油体积之比，由此可计算注入1.2倍孔隙体积时的采收率。

改变CO2注入压力，逐渐增加CO2注入量，累计达到 1.2倍左右孔隙体积时采收率与 CO2注入量的关系见图1。可以看出，随着CO2注入量的增加，累计采收率也逐渐增加，而CO2注入量增加到一定量后，采收率提高幅度缓慢，气油比迅速上升（图2）。

表1 J27块模拟油注CO2膨胀实验结果

图1 不同注入压力下累积采收率与CO2注入量关系

图2 不同注入压力下气油比与CO2注入量关系

将不同注入压力下最终采收率与相应注入压力进行交汇，可见交汇曲线存在明显的转折点。根据最小混相压力（MMP）测定标准，结合交会图版，得到高台子油层注CO2驱油的最小混相压力为22.45 MPa，高于原始地层压力20.1 MPa（图3）。

图3 注气1.2 PV时采收率与压力关系

2.3 CO2驱油实验

实验岩心为大庆齐家南地区金 27井区天然岩心，具体参数见表2。

实验拼接岩样1和岩样2长度为24 cm左右的岩心得出在不同压力下的实验数据（表3）。

表2 岩样基础物性参数

表3 CO2混相和非混相驱油实验结果

由表3可以看出，当驱替压力低于21.5MPa时，岩样2的最终采收率较高，分析认为岩样1渗透率较低，孔隙及孔喉半径较小，在较低的驱替压力下波及系数小，采收率较低。当驱替压力高于21.5 MPa时，岩样1突破时采收率高于岩样2，分析认为主要原因是岩样1渗透率低、渗流阻力大，驱替压差更大，比高渗透岩心更容易达到混相。高压时CO2更充分地进入更微观的孔喉之中，CO2驱随着注入压力增加，换油率增加，即混相驱的换油率高于非混相驱。CO2注入能力随驱替压力提高而增加，当驱替压力超过混相压力以后， CO2注入能力快速提高，高渗透的岩心注入能力明显高于低渗透岩心。