致密油储集层CO2吞吐效果及影响因素分析——以新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

马铨峥，杨胜来，陈浩，王璐，钱坤，孟展，雷浩，王智林

中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249

0 引言

新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏储量丰富，但由于储集层渗透率特低、孔隙度小、孔隙结构复杂、裂缝不发育、原油黏度较高，导致原油渗流阻力较大，常规方式开采困难。该致密油储集层地层压力系数为1.2，属于异常高压油藏，原始地层压力达到43 MPa，弹性能量丰富。采用衰竭方式开采时，初期产量高，但递减快、稳产期短、采收率低，储集层剩余油含量高。为了将更多的剩余油采出，提高采收率，在衰竭开采结束后，应采取合理的增产方式。

由于该致密油储集层岩石物性较差，且具有中等偏强的水敏性，为了避免注水对地层造成不可逆的伤害，应考虑其他增产方式。CO2溶解于原油后，能显著改善原油物性、降低原油黏度、提高原油流动能力，在常规低渗、特低渗等油藏增产方式中，CO2吞吐受到广泛关注，已形成比较成熟的技术。因此，可以考虑将CO2吞吐技术用于提高致密油藏采收率。

赵明国等人对大庆芳48低渗透断块油区进行室内CO2吞吐实验研究发现，该区块CO2吞吐效果较好，具有良好的可行性[1]。刘伟等人对苏北低渗透复杂断块进行CO2吞吐物理模拟实验研究，形成了适合该地区CO2单井吞吐的提高采收率技术，并在现场取得了较好的效果[2]。徐永成等人对葡萄花油田进行室内CO2吞吐实验，确定了影响CO2吞吐效果的主要因素是原油中饱和烃含量[3]。黄小亮等人通过室内长岩心CO2吞吐实验研究了注气量、焖井时间、压力衰竭速度等参数对长庆低渗透油田开发效果的影响，发现适当降低注气速度能较好地克服油藏非均质性的影响[4]。此外，国内外学者针对不同类型油藏也进行了大量CO2吞吐提高油田采收率研究。霍刚、张红梅等人通过室内CO2吞吐物理模拟实验和数值模拟，分析了稠油开采过程中影响吞吐效果的相关因素，确定了相关参数值[5-9]。周正平、吴有文等人通过一系列室内物理模拟实验，研究了CO2注入量、注入速度、注入压力、吞吐周期以及焖井时间等对低渗透油田CO2吞吐效果的影响，为低渗透油藏CO2吞吐开发方案的制定提供理论支撑[10-13]。Jianlei Sun、Cheng Chen等人通过实验研究了CO2吞吐提高断块油田、裂缝性油田以及页岩油田采收率的可行性，并对相关机理进行了分析[14-20]。

虽然前人对CO2吞吐提高油田采收率进行了大量研究，但对致密油藏研究较少，且以美国巴肯致密油藏为主，对新疆致密油藏CO2吞吐提高采收率的研究十分匮乏[21-23]。针对上述问题，文章对新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储集层天然岩心，进行室内CO2吞吐实验，对该致密油储集层CO2吞吐效果及影响因素进行分析；同时在微观上通过核磁共振测试确定了不同吞吐周期主力产油区对应的孔隙半径。

1 实验部分

1.1 原油组分分析

原油组分决定了原油的性质，对CO2与原油的最小混相压力也有一定影响，原油重质组分含量越高，最小混相压力也越高。为了获得原油组分组成，对新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组某油井地面脱气原油组分进行色谱分析，结果如表1所示。

由表1可知，新疆吉木萨尔芦草沟组地面脱气原油轻质组分摩尔含量较少，重质组分摩尔含量较高，其中C9～C35的摩尔含量为48.74%，C36+组分摩尔含量为51.26%。

表1 原油组分Table 1 Composition of the crude oil

1.2 高压物性分析

为了研究注入的CO2对地层流体的影响，在地层温度81 ℃、地层压力43 MPa条件下，将高纯CO2溶解到定量的模拟油(地面脱气原油与煤油1:1配制)中，进行相关物性参数测试，结果如图1和图2所示。

(1)膨胀系数

从图1可以看出，随着注入压力的增大，原油膨胀系数近似线性增大。当注入压力达到20 MPa时，原油体积膨胀系数增大为初始值的1.45倍。因此，可以采用提高注入压力的方法，增大CO2在原油中的溶解度，增大原油膨胀体积，提高采收率。

(2)黏度变化

从图2可以，看出随着CO2注入量的增加，原油黏度近似呈线性递减。当注入量达到0.5 mol/mol时，原油黏度降低了36.5%。表明CO2溶解于原油后能有效降低原油黏度，改善原油流度，增强原油流动性，提高采收率。

1.3 最小混相压力

最小混相压力是油田注CO2增产方式的重要参数之一，当CO2与原油达到混相后，不仅可以消除界面张力的影响，还能萃取和汽化原油中的轻质烃，形成CO2和轻质烃混合油带，进而大幅度降低原油渗流阻力，提高驱油效率，对油田注气提高采收率具有重要作用。

为了确定新疆致密油储集层CO2与原油的最小混相压力，实验严格按照SY/T6573-2003执行。在地层温度81 ℃、压力高于饱和压力的条件下，进行室内细管模拟实验，结果如图3所示。

由图3可知，随着驱替压力增大，采收率逐渐增加。当驱替压力小于18.7 MPa时，采收率增加较快；当驱替压力大于18.7 MPa时，采收率增加变缓。曲线在18.7 MPa发生转折，驱替逐渐呈现混相特征。根据图3曲线并结合最小混相压力测定标准，得到新疆致密油储集层CO2与原油的最小混相压力为18.7 MPa。

图1 原油膨胀系数随注入压力的变化关系曲线Fig. 1 Relationship between oil expansion coefficient and injection pressure

图2 原油黏度随CO2注入量的变化关系曲线Fig. 2 Variation of crude oil viscosity with CO2 injection

1.4 CO2吞吐实验

(1)实验器材与流程

致密油储集层CO2吞吐提高采收率实验装置主要由ISCO高精度驱替泵(最高压力7500 psi)、回压泵、围压泵、中间容器、压力传感器、恒温箱、温度传感器、高压夹持器、气液分离装置、气体流量计和气体收集器等组成(图4)。

实验用油为新疆地面脱气原油与煤油按照一定比例配制的模拟油，模拟油的标准密度约为0.862 g/cm3，地层温度下黏度为4.82 mPa·s。

实验岩样采用取自新疆吉木萨尔芦草沟组致密油储集层、井深3600～4000 m的天然岩心，基本物性参数如表2所示。

图3 采收率随驱替压力的变化关系曲线Fig. 3 The relationship between oil recovery and displacement pressure

(2)实验条件与方法

为了使实验结果尽可能符合实际情况，实验初始压力设为原始地层压力43 MPa，围压比原始地层压力高2～3 MPa，温度为原始地层温度81 ℃，回压43 MPa。由于测得CO2与原油的最小混相压力为18.7 MPa，为了使CO2与模拟油达到混相状态，消除界面张力的影响，提高吞吐效率，同时结合油田实际情况，实验生产压力设定为20 MPa和30 MPa。同时为了对比弹性采收率与吞吐采收率，评价吞吐效果，在衰竭实验结束后，以43 MPa恒压向系统注入高纯CO2，使系统压力恢复到原始地层压力，确保每个吞吐周期初始生产压力相同。

图4 CO2吞吐实验流程图Fig. 4 The experimental fl ow chart of CO2 huff and puff

表2 实验岩样基本物性参数Table 2 The basic physical parameters of rock samples

实验步骤：①清洗岩心、烘干、称量干重。抽真空、饱和模拟油，称量饱和前后岩样的质量。②将饱和模拟油的岩样装入高压夹持器内，加回压，设定注入泵压为原始地层压力，进行憋压，当系统压力达到平衡时，停泵。③衰竭实验。当系统压力衰竭到设定生产压力20 MPa(或30 MPa)后，以恒定压力43 MPa注入高纯CO2。④当系统压力恢复到原始地层压力时，停泵，焖井12 h后进行吞吐，并记录时间、岩心两端压力、产油量和产气量等数据。⑤更换岩样，重复步骤③～④。⑥改变生产压力，重复步骤③～④。⑦根据实验结果分析吞吐周期、生产压力以及渗透率对CO2吞吐提高采收率的影响，同时与弹性采收率进行对比分析，评价CO2吞吐提高致密油储层采收率的可行性。

2 实验结果分析

2.1 CO2吞吐结果分析

在上述实验条件下对渗透率、孔隙度等物性参数不同的岩样(表2)进行CO2吞吐实验，结果如表3和图5～图10所示。

表3 吞吐实验结果Table 3 The result of the huff-puff tests

图5 周期采收率与吞吐周期的关系Fig. 5 Relationship between cycle oil recovery and huff and puff cycle

(1)吞吐周期

由图5可知，在生产压力为30 MPa的条件下，随着吞吐周期增加，周期采收率呈对数形式降低。其中，第1吞吐周期采收率提高幅度最大，采收率提高均在5%之上。经过8个吞吐周期，3块样品累计采收率分别提高16.519%，23.909%，27.599%。前5周期贡献较大，约占总提高采收率的83%～92%。在弹性衰竭开采后，地层压力降低、剩余油含量高，CO2的注入一方面可以补充地层能量，增大原油膨胀系数，将部分剩余油驱出。另一方面由于实验压力高于最小混相压力，CO2溶于模拟油后，二者处于混相状态，使界面张力消除，原油黏度降低、流动性增强，使剩余油更容易采出。但是随着吞吐周期的增加，剩余油含量和CO2气体利用率逐渐降低，吞吐效果变差，周期采收率逐渐降低。

由图6可知，在生产压力为30 MPa的条件下，随着吞吐周期增加，生产气油比呈指数形式增大。表明注入CO2利用率逐渐降低，吞吐效果变差。因为CO2对轻质组分萃取能力较强，随着吞吐周期增加，剩余中轻质组分含量减少，萃取效果变差，周期产油量逐渐降，而周期注气量逐渐增加，导致换油率降低，生产气油比增大。前3～5周期生产气油比低、CO2利用率较高，吞吐效果较好。从第6周期开始生产气油比迅速增大，CO2利用率急剧降低，吞吐效果较差。因此，在油田采取CO2吞吐增产时，吞吐周期应控制在5个以内。

(2)生产压力

由图7可知，生产压力越低，累计采收率越高，随着吞吐周期增加，累计采收率呈对数形式增大。当生产压力较低时，系统压力恢复到地层压力所需CO2的注气量较多，混合流体膨胀系数较大，生产时，模拟油中溶解的CO2气体因膨胀效应释放的弹性能较多，产油量较大，累计采收率较高。因此，在油田开发允许范围内，应尽可能的降低生产压力，提高CO2吞吐采收率。

(3) 渗透率

在生产压力为30 MPa的条件下，由周期采收率与渗透率的关系(图8)可知，随着渗透率的增高，周期采收率呈对数形式增大，吞吐效果变好。一方面，储集层渗透率越高，平均孔吼半径越大，在相同条件下，边界层厚度占用率越低(如图9所示)，可动流体饱和度越高(如图10所示)，注气吞吐时采出原油的量越多。另一方面，储集层渗透率越高，流体渗流阻力越小，因CO2注入增加的地层能量用于驱油的比例越大，采收率提高越多。因此在储集层渗透率较低时，应采取压裂、酸化等措施改善储集层渗透率，提高吞吐效果。

图6 生产气油比与吞吐周期的关系Fig. 6 Relationship between gas oil ratio and huff and puff cycle

图7 累计采收率随吞吐周期变化关系曲线Fig. 7 Relationship between cumulative oil recovery and huff and puff cycle

2.2 CO2吞吐可行性评价

为了分析CO2吞吐效果的优劣，评价致密油储集层CO2吞吐的可行性，对致密油储集层弹性采收率与CO2吞吐累计提高采收率结果进行对比分析。

由图11可知，不同渗透率的岩样弹性采收率约为3.5%～5.0%，在弹性衰竭实验的基础上，经过8个CO2吞吐周期，采收率累计提高可达16.5%～33.5%，约为弹性采收率的5～8倍，且衰竭生产压力越低，采收率提高倍数越大，吞吐效果越好，因此注CO2吞吐对提高致密油储集层采收率具有良好的可行性。

图8 周期采收率随渗透率的变化关系曲线Fig. 8 Relationship between cycle oil recovery and permeability

图9 边界层厚度占用率与渗透率的变化关系曲线Fig. 9 The relationship between the thickness occupancy rate of the boundary layer and the permeability

2.3 核磁共振分析

通过室内CO2吞吐实验，我们可以获得不同吞吐周期采收率的提高程度，但是无法判断不同尺寸孔隙的贡献。由于储集层岩石孔隙大小与核磁共振T2谱中弛豫时间成正比，T2弛豫时间越长对应的孔隙半径越大，T2弛豫时间越小对应的孔隙半径越小[24-30]。因此，通过对比分析不同CO2吞吐周期剩余油分布的核磁共振T2谱图，可以获得不同尺寸孔隙对采收率的贡献。在不同吞吐周期，对岩样1、岩样2、岩样3进行核磁共振T2谱图测试，结果如图12所示。3个岩样的渗透率分别为：(a)岩样 1K=0.47×10-3μm2；(b)岩样2K=0.29×10-3μm2；(c)岩样 3K=0.0295×10-3μm2。

图10 可动流体随孔喉半径变化图示Fig. 10 The change of the movable fl uid with the pore throat

图11 弹性采收率与CO2吞吐累计采收率对比Fig. 11 Comparison of depletion recovery and accumulation recovery of CO2 huff and puff

由图12可知，当渗透率较大时，T2谱图曲线有两个波峰，且左侧波峰高于右侧波峰，表明储集层岩石主要两种尺寸孔隙组成。渗透率越高，右波峰对应累计幅度越大，大孔道所占比例越高，如图12(a)和(b)所示。随着渗透率降低，T2谱图曲线变为单波峰，如图12(c)所示，表明储集层岩石主要由一种尺寸孔隙组成。

随着吞吐周期增加，T2谱图曲线逐渐向左下方偏移。在吞吐周期较少时，大于50 ms对应的孔道的产出原油占主导地位；吞吐周期增加，大孔道采出的原油逐渐减少，小孔道产出的原油逐渐增多，10～50 ms、1～10 ms对应的孔道逐渐变为产油主力区。这是因为当驱替压差较大时，注入的CO2先进入大孔道后进入小孔道，吞吐时大孔道的原油较小孔道先采出。随着吞吐周期增加，大孔道中的原油已被采出，在浓度差与分子扩散的作用下，小孔道中的原油先进入大孔道，然后在吞吐过程中被采出。

不同T2谱图区间对应孔道的产油量占总产油量的百分比如表4所示。

图12 不同CO2吞吐周期剩余油状核磁共振T2谱图曲线Fig. 12 NMR T2 spectrum of cores under different CO2 huff and puff cycles to residual state

表4 不同T2谱图区间对应孔隙半径产油量百分比Table 4 Percentage of oil production with corresponding pore radius in different T2 intervals

3 结论

本文针对新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储集层天然岩心，进行室内CO2吞吐物理模拟实验，对CO2吞吐效果及影响因素进行分析；同时采用核磁共振T2谱分析方法，对不同吞吐周期主力产油区孔隙半径范围进行研究，得到如下结论：

(1)CO2吞吐实验结果分析表明，吞吐周期增加，周期采收率呈对数形式递减，经过8个吞吐周期，采收率累计增加16.5%～34.0%，采收率提高幅度约为弹性采收率的5～8倍，其中前5周期采收率提高程度约占总提高采收率的83.0%～91.7%，注气利用率高，吞吐效果好，具有良好的可行性。

(2)CO2吞吐影响因素分析表明，生产压力越低、渗透率越高，采收率提高幅度和气体利用率越高，吞吐效果越好。

(3)核磁共振T2谱图分析表明，吞吐时大孔道中的原油先采出，小孔道中的原油后采出。在第1吞吐周期，大孔道中产出的原油占主导，约占产油量的49.00%～73.66%，孔吼半径对应的T2谱图区间大于50 ms。随吞吐周期增加，大孔道中产油量所占比例逐渐降低，10～50 ms、1～10 ms对应的孔道产油量逐渐增大。