注CO2对延长化子坪原油物性的影响*

张忠林，王 伟，2，赵习森，2，王世玉，2，黄春霞，2，姚振杰，2

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司，陕西西安710065；2.陕西省二氧化碳封存与提高采收率重点实验室，陕西西安710065）

0 前言

近年来随着国内外社会对温室气体减排的重视［1-2］，CO2捕集、利用与封存（CCUS）技术得到了快速发展［3-6］。鄂尔多斯盆地开展CO2驱油与封存具有封存场地稳定、碳源成本低等优势［7-8］。延长石油地处鄂尔多斯盆地，已在靖边乔家洼和吴起油沟建立了两个CO2驱油与封存先导试验区，取得了显著的效果［9］。为了进一步推广应用CCUS 技术，延长石油计划在“十三五”期间将项目规模扩大至10 万吨/年。延长化子坪油区位于陕西省安塞县化子坪镇西侧，与安塞油田相邻。主力开发层位长6 储层为低渗透油藏，构造简单，埋深1100数1400 m，上部发育70数90 m 厚的长4+5 泥岩盖层。结合油藏现状、封存安全和气源成本等，初步被选定为扩大试验区。

虽然前人在CO2对原油物性影响方面开展了大量工作［10-12］，但不同区块由于流体类型的不同，注CO2后原油物性参数变化也有所不同。本文通过开展PVT、细管实验和相态模拟，研究注CO2对延长化子坪长6 储层原油物性的影响规律，明确CO2驱在目标油藏的适应性和驱油机理，为化子坪油区开展CO2驱油与封存技术研究及矿场应用奠定基础。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

油样为化子坪油区井口取样原油；气样则根据油区开发初期地层原油分析报告进行气体复配；CO2为工业纯CO2气体，CO2含量＞99%。

JEFRI 全观测无汞高温高压PVT 仪，加拿大DBR 公司；HP7890A 气相色谱仪，美国安捷伦科技有限公司；高温高压落球黏度计，西南石油大学；细管装置（长15 m，内径3.8 mm）、真空泵、配样器、高压计量泵、活塞式高压中间容器等。

1.2 实验方法

1.2.1 地层原油配制

将油样打入配样器中，加热至地层温度（43℃），然后将气样在地层原油饱和压力（5.3 MPa）下打入配样器，搅拌加压至原始地层压力（8.9 MPa），测定模拟油饱和压力及溶解气油比。不断调整配样器中油的溶解气量，直到测定的饱和压力、溶解气油比与开发初期地层原油饱和压力（5.3 MPa）、溶解气油比（68 m3/m3）相同为止。

1.2.2 原油物性测试

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5542—2009《油气藏流体物性分析方法》测定原油的物性。

1.2.3 加气膨胀实验

参考文献［13］中加气膨胀实验的步骤，将配制好的地层原油高于饱和压力保持单相转入PVT仪，恒温8 h后升至地层压力，然后注入一定量的CO2搅拌均匀后，降低或升高压力测试CO2-地层原油体系的泡点压力、体积膨胀系数等参数；最后将PVT 仪中的CO2-地层原油体系保持单相转入高温高压落球黏度计，测试黏度，完成一组实验。之后清洗PVT仪，依次增加CO2加气量，重复上述实验；直至CO2在原油中摩尔分数超过60%停止实验。

1.2.4 最小混相压力测试

按中国石油天然气行业标准SY/T 6573—2016《最低混相压力实验测定方法—细管法》规定，测定CO2与化子坪原油的最小混相压力。

2 结果及讨论

2.1 原油相态特征分析

结合化子坪油区开发初期地层原油分析报告和配制好的地层原油色谱分析结果，地层原油组分构成见表1。可以发现，化子坪原油中CO2+N2+C1摩尔含量为15.15%，中间组分C2数C6摩尔含量为30.53%，C7+摩尔含量为54.32%；其中C7+的密度为0.82 g/cm3，平均相对分子质量为172.9790。地层原油单次闪蒸脱气和等组分PV实验数据和模拟结果见表2，单次闪蒸脱气实验显示，油藏原油泡点压力为5.3 MPa，低于地层压力（8.9 MPa），为欠饱和油藏，且地饱压差较小；原油气油比为68 m3/m3，溶解气量较小，属低气油比原油；地面脱气原油密度为0.8628 g/cm3，为轻质原油；等组成的PV实验也发现在地层压力降低到泡点压力之前地层原油弹性膨胀能力很弱，降低至饱和压力时的体积膨胀系数仅为0.869 sm3/m3。流体拟合相图（图1）也显示，泡点压力Pb位于两相共存最高压力的左边，属典型欠饱和普通黑油油藏相图。

通过化子坪油区原油相态特征可以看出，该地区油藏原油降压至泡点压力之前的液体弹性膨胀能量较弱；继续将压力降至低于泡点压力之下，原油脱出气量也较少，可见此油藏仅仅依靠弹性能量和溶解气等天然能量开采的效果较差。建议采用注水/气等开发方式，即可补充地层原油弹性膨胀能量，又可防止原油过早脱气后在地层中两相渗流的阻力过大。

表1 化子坪地层原油组分构成

表2 化子坪地层原油单次脱气实验测试结果

图1 化子坪油区地层原油拟合P-T相图

2.2 注CO2对原油物性的影响

注入不同量CO2后，化子坪油区原油泡点压力、饱和油膨胀系数及黏度、降压脱气后密度和气油比等物性参数见表3。从表3可以看出，原油溶解CO2后的泡点压力随着CO2注入量的增加而不断升高，溶解CO2量高于52.23 mol%（即压力10.93 MPa）后泡点压力上升速度增快。不同饱和压力下CO2在化子坪油区原油中的溶解量如图2所示。原油溶解CO2后的泡点压力的变化也反映了CO2在原油中的溶解能力。随着压力的升高，CO2在原油中的溶解量先随压力的升高快速上升，之后趋于平缓。整体而言，CO2在化子坪原油的溶解能力较强，在地层原始地层压力8.9 MPa下的溶解量为34.17 mol%。从表3还可以看出，CO2大量溶解于原油，不仅可使原油体积发生明显膨胀，补充地层能量；而且还能有效降低原油黏度，使原油在多孔介质中的渗流阻力减弱，提高微观驱油效率。图3为原油注CO2饱和后再降压后的液量体积变化规律。从图3及表3可以看出，注入的CO2量越大，降压脱气后剩余的原油液态体积越小，脱气原油的密度也就越大。分析原因主要是：降压后，溶解CO2降压析出过程中因CO2的萃取作用将原油中的轻质组分提抽出来，导致剩余原油量减少，且以重质组分为主，所以密度也有所上升。压力越高，溶解CO2量越大，降压析出过程中CO2对原油的提抽作用越强。以CO2注入30 mol%为例，泡点压力接近地层压力，压力降至常压后的液相体积缩小比例超过了80%，密度相比未注气上升了0.94%，说明CO2降压提抽作用对化子坪储层CO2驱油具有显著效果。同时，CO2注入量越大，压力下降后气油比越高，在注入量为30 mol%时气油比为163.64 m3/m3，相比原始气油比仅有68 m3/m3的未注CO2原油，能显著发挥溶解气驱的作用。

由此可见，CO2注入化子坪油区长6 储层后，通过CO2的大量溶解可使原油体积膨胀、黏度降低，提升原油在低渗透储层的渗流能力；同时，由于CO2对原油的萃取能力较强，可将原油提抽溶解于CO2而携带出储层；另外，大量溶解CO2的原油，降压后还可发挥溶解气驱的作用。

表3 CO2注入量对原油物性的影响

图2 不同饱和压力下化子坪原油溶解的CO2量

图3 注不同量CO2的原油降压释放过程的液体体积变化

2.3 注CO2对原油相态的影响

2.3.1 CO2-原油一次接触最小混相压力相态模拟

一次接触混相是指注入气体与地层原油任意比例混合都可立刻达到完全互溶混相的状态，达到这一状态的最小压力称之为一次接触最小混相压力。在P-X 相图中，临界点指的是气液共存的极限条件，这个点对应的左侧包络线即体系的饱和压力线（泡点线），当压力高于临界点压力时，可认为体系处于单相状态，即互溶混相状态，所以该临界点压力对应的就是一次接触最小混相压力。图4是基于注CO2对原油物性影响实验，运用相态模拟软件Winprop绘制的地层原油注CO2的P-X相图。从图4可以看出，在地层温度条件下CO2与化子坪地层原油一次接触混相的压力为33.31 MPa，其值远高于原始地层压力（8.9 MPa），因此化子坪储层CO2驱油难以实现一次接触混相驱。

图4 化子坪原油注CO2的P-X相图

2.3.2 CO2-原油多次接触最小混相压力细管测试

化子坪原油与CO2细管实验测试的多次接触最小混相压力结果见图5。细管实验是目前世界上公认的多次接触最小混相压力测试方法，其是将油层进行最大限度简化后形成的一维模型，给原油和注入气体提供一个在多孔介质中连续接触的环境，并能尽可能排除不利的流度比、黏性指进、重力分离、岩性的非均质等因素带来的影响。从细管测试结果可以看出，CO2与化子坪原油的多次接触最小混相压力为14.27 MPa，也远高于化子坪油区的原始地层压力，CO2驱油也难以实现多次接触混相。

图5 细管实验测试化子坪原油-CO2的最小混相压力

可见，化子坪油藏开展CO2驱油为非混相驱，其储层原油与CO2无法混成单相。而CO2非混相驱更易受流体黏性指进和储层非均质的影响，导致气体过早窜流［13-14］。因此化子坪油区实施CO2非混相驱，应提前做好气窜的防控措施，避免气体过早窜流，才能充分发挥CO2非混相驱的溶解降黏和萃取提抽作用，取得较好驱替效果。

3 结论

化子坪长6储层原油属于欠饱和普通黑油油藏地层流体，在地层原始温度、压力条件下原油以单相形式存在，压缩系数较小，气油比低。对于此类原始地层能量较弱油藏建议尽早开展注水/气等方式补充地层能量开采。

在原始地层压力附近，化子坪原油溶解CO2量将超过30 mol%，饱和油体积膨胀高于15%，黏度下降近50%，说明CO2在化子坪原油中具有较强的溶解能力，且注CO2可增溶、膨胀、降黏来提高驱油效率。压力越高，注入CO2原油降压脱气后的剩余液态体积越小，脱出的气体体积越大。说明CO2对化子坪原油有较强的萃取提抽作用，且气体析出后能显著发挥溶解气驱的作用。

CO2与化子坪原油的一次接触最小混相压力为33.31 MPa，CO2与化子坪原油的多次接触最小混相压力为14.27 MPa，混相压力均大于原始地层压力，说明化子坪长6 油藏CO2驱为非混相驱。对于CO2非混相油藏，建议在实施过程中加强防窜控制。