低渗透油藏岩心注CO2驱油效率物理模拟

王世璐，王玉霞，贾凯锋

(西北大学地质学系，陕西西安 710069)

国内低渗透油藏在开发中暴露了很多像自然产能低、地层能量不足和地质条件受限等导致采收率降低的问题[1]。CO2提高采收率技术是近年来发展起来的有效地提高低渗透油藏的采收率技术之一，并取得了良好的经济效益[2]。CO2提高采收率可结合CO2封存，提高原油产量，保护全球生态环境，为提高石油资源开发效益、保证可持续发展提供理论及实践依据[3]。

CO2岩心驱替试验是评价不同的CO2注入方案并确定最优注入方案组合的有效试验途径。与细管试验相比，重力分层、黏性指进、湿润性及非均质性等会对岩心驱替试验结果造成一定程度的影响，但它更接近于地层的实际情况。岩心尺度上驱油效率的测定是评价CO2驱油效果的基本方法。影响驱油效率因素的研究主要集中在岩石固有性质、流动介质和动力条件等方面，具体参数有：渗透率、压力、注入速度、注入方式等。

有非混相驱、近混相驱[4]及混相驱为CO2气驱驱替的主要类型。CO2非混相驱主要通过溶解于原油中的CO2使原油体积膨胀，降低原油黏度，在一定压力下可抽提原油中的轻质组分或使其汽化减小界面张力，从而提高驱油效率[5-7]。CO2混相驱过程中主要利用在等于或高于最小混相压力条件下的CO2的抽提作用，通过降低界面张力来实现混相，进而提高驱油效率。混相驱由于其较高的驱油效率备受青睐，且对水驱效果较差的低渗透油藏开发来说，具有明显优势[8-10]。

李剑等[11]通过岩心物理模拟试验，研究了储层非均质性、注入方式、注入时机等对水驱后注CO2采出程度的影响。本文则采用CO2气体连续驱替的岩心物理模拟试验探讨不同因素(包括渗透率、注入速度、注入压力)对最终驱油效率的影响，并通过敏感性分析判断不同因素对驱油效率的影响程度。

1 岩心驱替试验

1.1 试验流体与岩心

试验用流体主要包括地层水、原油、CO2。试验用地层水为模拟地层水，矿化度为80 063 mg/L(表1)；试验用油样为复配原油，模拟地层原油的组分见表2，由于研究区原油黏度、密度等物性在含气和脱气状态下的变化幅度较小，试验均采用脱气油；试验用CO2为纯度99.99%的气体。试验所用岩心的参数见表3。

1.2 温度、压力及最小混相压力

试验在60 ℃下进行，地层压力为12.6 MPa。依据细管驱替试验数据并结合最小混相压力确定方法[12]，得知CO2与试验区地层原油的最小混相压力为17.8 MPa。

表1 地层水矿物组成Table 1 Mineral composition of formation water

表2 模拟地层原油组分Table 2 Components of simulated formation crude oil

表3 岩心参数Table 3 Core parameters

1.3 试验设备

恒温箱1个，驱替泵1个，环压自动跟踪泵1个，1 000 mL哈氏合金高压容器3个，六通阀1个，哈氏合金岩心夹持器1个，回压泵1个，油气水自动计量装置1个，压力监测及控制系统1个，传感器及计算机设备，管线若干，试验装置如图1所示。

1.4 试验步骤

(1)保证储液容器、各种泵内液体充足，避免驱替试验中断。

图1 试验装置示意Fig.1 Schematic diagram of the experimental device

(2)抽真空48 h，随后饱和地层水。

(3)加环压密封岩样。打开环压泵开关，加环压至3 MPa，并在后续试验中始终保持环压与进口压力的压差为3 MPa。

(4)升温至地层温度。打开恒温箱加热开关，升温至60 ℃。

(5)地层水驱替，确保岩心被地层水饱和。

(6)油驱水建立束缚水饱和度。施加回压的情况下，注入原油，至出口处无地层水进入油气水自动计量系统，出口处原油连续不间断达到4～5 PV，关闭六通阀入口端阀门，进行岩心老化12 h。

(7)CO2驱油。进行不同渗透率、不同压力和不同注入速度下的CO2驱油试验，记录各个时刻的压力、产气、产油量，直至试验结束。

(8)数据整理及结果处理。油气水自动计量系统在大气条件下运行，需要按一定原则将其修正到岩心压力下，利用修正的数据对结果进行分析研究。

2 CO2驱油试验结果及敏感性分析

2.1 CO2驱油试验结果

试验使用编号1～9岩心(表3)，进行了不同渗透率(5 mD、1.5 mD、0.5 mD)、不同压力(10 MPa、18 MPa、20 MPa)、不同注入速度(0.5 mL/min、0.8 mL/min、1 mL/min)的三因素三水平9组CO2驱油试验。试验动态变化如图2所示，试验结果见表4。

由试验1～9的动态变化曲线可知，注入CO2后随着试验时间的推移，原油开始被驱替出来，产油量及产出油气比大幅度上升，随后逐渐趋于稳定，进入平稳阶段，在此过程中采出程度随试验时间的推移逐渐上升。在平稳阶段，产油量可能会产生一定波动(试验1、4、7、8现象较明显)，是因为CO2逐渐进入细小孔隙，使细小孔隙中不易被驱替的原油黏度降低，从而孔隙对其阻力减小；当原油流动动力大于孔隙对其阻力时，原油便会从孔隙中被驱替出来，此时便会使产油量有一定幅度的上升，因此产油量在平稳阶段可能会有一定波动。平稳阶段末期，产油量及产出油气比急剧下降，此时表示CO2气体发生突破，还会有少量原油被气体携带而出，因此在产油量急剧下降后，在整个驱油过程末期产油量会缓慢趋近于0，此过程中采出程度随试验时间的推移增长缓慢，逐渐趋近于最大值，即最终驱油效率(采出程度)。具体数值见表4。

表4 K、p、v对驱油效率的影响正交试验结果Table 4 Orthogonal experimental results of the effects of K, p and v on oil displacement efficiency

注：渗透率括号内表示实际岩心的渗透率数值，括号外的数字表示试验需要的渗透率数值。

2.2 试验数据敏感性分析

敏感性分析中S1、S2、S3与渗透率对应的参数分别为5 mD、1.5 mD、0.5 mD，与压力对应的参数分别为10 MPa、18 MPa、20 MPa，与注入速度对应的参数分别为0.5 mL/min、0.8 mL/min、1 mL/min。渗透率、压力、注入速度三因素敏感性分析结果见表5。

图2 CO2驱油试验动态变化曲线Fig.2 Dynamic curves of CO2 flooding experiment

注：S1、S2、S3所对应的渗透率、压力、注入速度的数值是由3个因素的某一设定水平参数对应的3组试验得到的驱油效率(表3)相加求和得到。即渗透率S1=试验1驱油效率+试验2驱油效率+试验3驱油效率，压力S1=试验1驱油效率+试验4驱油效率+试验7驱油效率，注入速度S1=试验1驱油效率+试验6驱油效率+试验8驱油效率。其他数值可同理求得。

通过分析可知，渗透率、压力、注气速度对应的极差分别是1.01、15.63、1.28。说明在设定的3个影响因素中，对驱油效率影响最大的是压力，其次依次为注入速度、渗透率。同时通过优水平分析，渗透率最优为0.5 mD，压力最优为20 MPa，注入速度为1 mL/min，此结果与上述正交试验结果分析得到的结论一致。

根据试验敏感性分析所得数据，可进一步分析渗透率、驱替压力、注入速度对驱油效率的影响，并讨论3种因素影响驱油效率的具体原因。

2.3 渗透率对驱油效率的影响

CO2驱油效率随渗透率的变化趋势如图3所示。结果显示，渗透率为5 mD、1.5 mD、0.5 mD时对应的驱油效率分别为71.19%、72.09%、72.20%。随渗透率的降低，CO2的驱油效率增加。造成此现象的因素主要有两个：流速和压差。低渗透率岩心中的低速流体一方面有利于CO2和原油充分接触，使原油有充足的时间溶解更多的CO2，以更好地改善原油物性并增加其膨胀系数，使原油黏度降低，更易流动，从而提高CO2的驱油效率；另一方面，低速流体可使CO2更易驱替细小孔隙中的原油，从而降低储层中的残余油饱和度并进一步提高驱油效率。驱替过程中，低渗透率岩心的驱替压差大于高渗透率岩心，因此在相同的回压条件下，低渗透率岩心具有较高的注入压力。高注入压力可在一定程度上提高原油中CO2的溶解度。此外，地层原油的物性得到了更好的改善。因此低渗透率岩心的CO2驱油效率更高。

图3 不同渗透率下的驱油效率变化曲线Fig.3 Curve of oil displacement efficiency at different permeability

2.4 压力对驱油效率的影响

图4 不同压力下的驱油效率变化曲线Fig.4 Curve of oil displacement efficiency at different pressures

CO2驱油效率因压力的变化会有较大差别。如图4所示，驱油效率随着压力保持水平增加而上升。这种趋势应该是由于压力增大，原油中可以溶解更多的CO2，增加了原油的膨胀系数和饱和压力，减小了原油黏度，原油更易流动，同时细小孔隙中的原油也可溶解更多的CO2，从而易于被驱替。由于原油可以溶解更多的CO2，油气性质越来越接近，两相之间的界面张力减小，原油中CO2的指进程度也将降低，因此减少了滞留在驱替前缘后面的原油含量。当系统压力保持在CO2和地层原油的最小混相压力水平之上时，油气两相之间的界面及界面张力完全消失并在驱替前沿形成混相带。由于在岩心混相带中的流体流动具有均质性，CO2驱替效率将会大大提升。研究区致密砂岩储层原油与CO2的最小混相压力为17.8 MPa，通过试验结果可知，驱油效率在压力保持为20 MPa水平 时可平均高达77.6%。另外，在CO2突破后，储层中部分滞留的原油会通过CO2的萃取作用被驱替出来，同时CO2的萃取能力会随系统压力的提高而增强。因此，压力保持水平越高，CO2的驱油效率也随之提高。

2.5 CO2注入速度对驱油效率的影响

图5 不同注入速度下的驱油效率变化曲线Fig.5 Curve of oil displacement efficiency at different injection speeds

通过试验结果可发现，CO2注入速度对驱油效率存在一定影响。如图5所示，在试验设定的速度变化范围内，注入速度的增加将在一定程度上提高CO2的驱油效率，但增长较小且驱油效率的增长幅度随注入速度的提升会有一定程度的降低。并且需要注意，此趋势并不代表在实际实施过程中应以过高的速度注入气体，因为驱替试验所用柱状岩心在一定程度上可以认为是均质的，并不能真实代表非均质性油藏，尤其是在气驱过程中，由于非均质性引起的气窜在实际油藏中是不可避免的，而过高的速度必然引起生产井过早突破并发生气窜。

3 结论

(1)通过不同渗透率、不同压力、不同注入速度的三因素三水平CO2驱油试验结果对比可知：①随着渗透率的增加，CO2驱油效率下降，但是驱油效率差别较小；②不同压力下，CO2驱油效率差异较大，随着压力保持水平的不断提高，驱油效率呈上升趋势；③同时，试验结果表明，CO2注入速度对驱油效率具有一定影响，CO2驱油效率随注入速度的增加而有所上升。但在实际油藏条件下，应选择适当的注入度，因为过高的CO2注入速度会导致生产井过早突破和气窜。

(2)通过分析渗透率、压力、注入速度的敏感性可知：①3种因素对驱油效率的影响程度排序为：压力>注入速度>渗透率；②在设定的渗透率、压力、注入速度的参数中，最优值分别为0.5 mD、20 MPa、1 mL/min。