红河致密砂岩油藏注CO 2可行性室内评价研究

周思宾

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州450006）

镇泾红河油田位于甘肃省镇原县至泾川县，北东方向与西峰等油田相邻。构造位置处于鄂尔多斯盆地西缘天环向斜南段，地层平缓西倾，构造比较简单。镇泾区块处于南西-北东发育的辫状河三角洲沉积体系，与西峰油田主产层处于同一沉积相带。长8主要发育南西-北东向的辫状河三角洲沉积体系，红河36井区河道主体部分均为水下分流河道沉积，侧翼以分流间湾为主；砂体成条带状，河道宽1.7～3.1 km；砂厚在0～22.7 m，平均厚度15 m。属于典型的特低孔、超低渗透油藏，平均孔隙度11.62%，平均渗透率0.57 mD。常规注水开发难度较大。

CO2驱油技术是开发超低渗透油藏的有效手段之一[1]。陈兴隆、赵明国等[2-5]认为非混相驱中CO2注入油藏后可在原油中溶解，使原油体积膨胀，增加原油的动能，从而提高驱油效率，并且CO2在原油中溶解后使原油的黏度降低，导致流度增加；CO2在水中溶解后使水碳酸化，黏度增加，流度下降，综合作用的结果是改善了流度比，使水的驱油能力提高。李孟涛、刘玉章等[6-9]研究发现,混相中CO2和原油形成混相，通过降低CO2与原油之间的界面张力，降低流动阻力，提高驱油效率。自20世纪80年代以来，美国实施的CO2驱项目不断增加，已成为继蒸气驱之后的第二大提高采收率技术。加拿大注气项目在全体EOR项目中占75.5%，在阿尔伯达进行的混相驱，平均最终采收率达59%。我国CO2驱起步晚，且应用规模不大[10]。

为了实现红河油田的经济有效开发，采用室内物理模拟实验手段，从CO2与储层和地层原油的配伍性、注入能力等方面评价了红河油田注CO2的可行性，并结合非线性渗流规律和微观孔隙结构研究确定了红河油田注CO2的技术下限。

1 红河油田注CO 2配伍性分析

1.1 实验原料及器材

（1）地层水：自红河油田 HH 36P11、HH 37P21井口取油水混样，经过加热后油水分离，未加破乳剂，沉降分离，分离后的水样用孔径小于0.45μm的过滤膜过滤。

（2）原油：自红河HH 36P11井口取出油水混样，经过加热后油水分离，取上部较轻原油，分别装入高压容器待用。

（3）实验所用CO2为分析纯，质量分数大于99.9%。

（4）实验器材及装置。实验器材包括：CO2气瓶、中间容器、压力传感器、Quizix Q5000驱替泵（江苏海安石油化工有限公司）、Magnet2000型低磁场核磁共振岩样分析仪（中石油廊坊分院）、回压阀、岩心夹持器和手动泵（为岩芯提供围压）。实验中所用流体为模拟地层水、15 000 mg/L的MnCl2水溶液和现场原油，模拟地层水按地层水矿化度配制，原油为现场所取原油。实验装置如图1所示。

图1 CO 2配伍性实验装置Fig.1 CO2 compatibility experimental device

1.2 实验步骤与流程

（1）在岩心夹持器上装好岩心，测试管线的密封性，然后对岩心抽真空和饱和地层水，并进行核磁测量；

（2）用Mn2+质量浓度为15 000 mg/L的MnCl2溶液驱替模拟水，连续驱替直到将水信号量降到原始信号量的1%以下[11]；

（3）建立束缚水饱和度。用配好的油驱岩心中的水，直到不出水为止，记录驱出水量，计算束缚水饱和度；

（4）注入CO2流体开展驱替实验，记录实验过程中入口压力、环压和驱出的油量；

（5）用模拟地层水连续驱替岩心，直到不再出油为止，测试岩心渗透率。

1.3 实验结果及分析

红河油田不同渗透率级别的岩心基础资料及与地层水的配伍性实验结果列于表1。

表1 红河油田注CO2与地层水配伍性结果Table 1 compatibility r esults of CO 2 injection and for mation water in Honghe oilfield

从表1可以看出，损害指数在8.51%～17.07%，其中平均损害指数为13.20%，平均损害强度为弱，并且对于不同渗透率级别的岩心来说损害程度相差不大，说明不同渗透率级别注CO2流体对地层的伤害都比较小，其中CO2作为溶剂能溶解地层中部分碳酸盐胶结物，也会产生碳酸钙沉淀堵塞孔道。结合注入过程中渗透率变化曲线，注CO2流体过程中渗透率变化线性关系比较好，渗透率下降比较均匀.综合分析，注入CO2流体和红河地层水配伍性较好。

以HH170-6为例,研究注CO2与原油配伍性，结果如表2所示。由表2可知，对于相同渗透率级别的岩心进行注CO2与原油配伍性实验，可以发现红河油田在注CO2后对地层的渗透率伤害较小，属于中等偏弱。

表2 注CO2与原油配伍性结果Table 2 r esults of compatibility between CO 2 injection and cr ude oil

2 红河油田CO 2注入能力评价

2.1 实验原理及实验步骤

对注入介质在储层中注入能力大小进行衡量，现今的方法主要是通过实验压差来对比注入能力大小，而且这种方法实验过程较短，气体突破后很快就达到稳定，对比性不强。本文通过注入指数这一参数把注入能力量化，从而对比更加明显；然后在采出端利用回压控制阀来延长气体突破时间，使室内实验更接近现场。借鉴水驱油藏评价注水能力时，应用注入指数的概念来评价注气能力，注入指数是指单位生产压差下的日注气量，反应CO2注入能力的大小。

式中，Q 为注入流量，m3/d；pf为注入段压力，MPa；pw为采出端压力，MPa；K为注入指数，m3/(d·MPa)。

实验装置流程与图1相似，实验步骤如下：（1）测量岩心尺寸、干重及气测渗透率等数据；（2）将岩心饱和地层水，测量岩心湿重，计算岩心孔隙度；

（3）准备实验设备，调整好恒温箱温度；

（4）用原油驱替岩心，直到无水被驱出，计量岩心中的出水量；计算原始含油饱和度和束缚水饱和度；

（5）注入不同介质进行驱油实验，记录不同时刻的压力、出油量和出水量，直至出口端不再出油，实验结束。

2.2 实验结果及分析

通过开展活性水、N2、CO2和注水等4种不同注入介质注入能力对比实验，分析对比CO2的驱替效果，结果如图2及表3、4所示。

图2 注N 2驱和注CO2驱注入指数曲线Fig.2 Injection index laws of N 2 injection flooding and CO 2 injection flooding

从图2中可以观察到，注CO2驱是一个比较稳定的过程，随着注入PV数的增加，注入能力曲线是呈现先缓慢上升，2 PV时气体突破注入指数下降，从6 PV后开始保持稳定的趋势；而注N2驱则是呈现波浪反复状，在最初的0.6 PV时，注入指数速度增加，随即气体突破导致回压阀憋压，注入能力出现下降，当采出端压力高于回压阀控制压力后，即1.2 PV后，注入能力又出现新的增加，而后重复这种情况，而且注入指数整体呈逐渐减少的趋势。

表3 红河储层岩样注入压力与注入指数测试结果Table 3 Test results of injection pr essur e and injection index of Honghe r eser voir r ock samples

从表3可以看出，红河储层注气的平均注入指数要高于注水，注气所需要的注入压力相对注水也较低。相同渗透率下，注N2驱的注入指数约为注CO2驱的2.5倍，而注活性水的注入指数约为模拟地层水的2倍，平均注气指数约为注水指数的8倍。

红河储层注气突破时间对比如表4所示。由表4可以看出，随着气测渗透率的增加注气突破的时间也越来越短，当气测渗透率超过0.5 mD以后，突破的时间急剧下降，说明气体很容易沿着渗透率较高的通道突进，降低波及范围，会影响最终采出程度。分析认为,当气测渗透率超过0.5 mD，大于2 μm的喉道开始明显增多，注入CO2沿大的喉道突进，加速了注气突破的过程；同等渗透率条件下，注CO2驱相对注N2驱来说，突破的时间较长，更利于提高波及系数。

表4 不同渗透率级别注气突破时间对比Table 4 Gas-injection breakthrough time of different per meability levels min

3 红河油田注入CO 2下限确定

3.1 红河油田注CO 2非线性渗流规律

红河油田注CO2非线性渗流规律测试结果如图3和表5所示。

图3 启动压力梯度与渗透率的关系Fig.3 Relation between start-up pressure gradient and permeability

表5 红河储层岩样启动压力梯度测试结果Table 5 Start-up pressure gradient test results of Honghe reservoir rock samples

从表5可以看出，注CO2的最小启动压力梯度和拟启动压力梯度相比注水来说较小，与渗透率的相关性略差。渗透率越高，最小启动压力梯度和拟启动压力梯度越低；当渗透率小于0.2 mD时，驱动流体流动所需克服的阻力突然增大，最小启动压力梯度和拟启动压力梯度也就越大。

最小启动压力梯度、拟启动压力梯度和渗透率的关系如下：

其中，δps为拟启动压力梯度，MPa/m；δmin为最小启动压力梯度，MPa/m；K为气测渗透率，mD。红河储层实验岩心平均渗透率为0.48 mD，对应的注气最小启动压力梯度为0.016 4 MPa/m，拟启动压力梯度为0.084 5 MPa/m。

3.2 微观孔隙结构确定注入界限

致密储层中流动的重要空间是孔隙和喉道，而大量研究也表明，喉道大小以及分布是制约储层渗流能力的重要因素，直接影响油藏开发效果。从岩心喉道半径分布图（见图4）可以看出，当气测渗透率小于0.4 mD时，没有大于1μm的喉道；而当气测渗透率大于0.4 mD时，开始出现大于1μm的喉道。

通过开展启动压力梯度实验测试（见图5）可以看出，随着渗透率的降低，启动压力梯度上升，在同等气测渗透率条件下，注气启动压力梯度远小于注水启动压力梯度，也就是说注气较注水更易克服启动压力梯度。从图5可以看出，当气测渗透率小于0.08 mD，注气启动压力梯度急剧增加，对应的最小启动压力梯度大于0.1 MPa/m，注气难度也急剧增加。从而确定注气的气测渗透率下限为0.08 mD。

图4 不同气测渗透率岩心喉道半径分布Fig.4 Distribution of cor e thr oat r adius of different gas permeability cores

4 结 论

（1）红河油田储层注CO2与储层原油由于CO2萃取的作用导致重质组分在注入的过程中对喉道产生轻微堵塞，因此渗透率下降幅度较小，整体注CO2的配伍性较好。

（2）红河油田注CO2随着注入倍数的增加，注入能力逐渐减弱，注CO2注入能力不断增加，与注N2的突破时间上略有不同，但是整体上属于周期性变化。

（3）综合非线性渗流、恒速压汞实验技术，对注CO2的渗透率下限进行探索，发现当气测渗透率低于0.08 mD时，注CO2的压力梯度呈明显升高的趋势，认为0.08 mD是注CO2的技术下限。

图5 注CO2和注水最小启动压力梯度与拟启动压力梯度曲线对比Fig.5 Comparison between the minimum start-up pressure gradient of CO 2 injection and water injection and the pseudo-start-up pressure gradient