低渗挥发性油藏CO2驱注入时机室内实验研究

董炳阳

（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南濮阳 457001）

低渗挥发性油藏不同于普通油藏，其气油比高、体积系数小、黏度低且收缩性小，这就注定了其开采特征和开发方式不同于普通油藏[1]。针对这一问题，国内外学者开展了大量的实验室相态及动态模拟研究[2–4]。研究发现，为防止地层压力下降时出现气相而造成原油采收率的大幅度下降，低渗挥发性油藏常见的开采方式是注气保压开采[5–8]。目前，学者们对气驱提高采收率做了深入地研究[9–12]，但针对注入时机的研究几乎没有，为此，需要深入研究如何经济有效地实施气驱来提高低渗挥发性油藏的采收率。

胡96 块沙三中9–11 砂组油层组埋藏深度为 4 200～4 400 m，测井解释油层孔隙度为11.3%～22.2%，平均15.3%，平均渗透率4.85×10–3μm2，属于低孔低渗型储层。根据胡109 井地层流体PVT 分析资料，该井在地层温度148 ℃和地层压力75.70 MPa 条件下，原始气油比510.30 cm3/g，脱气油密度0.804 6 g/cm3，饱和压力38.27 MPa，属于低渗挥发性油藏。本文以胡109 井CO2驱为研究对象，以长岩心实验为主要研究手段，探索合理的CO2注入时机， 为经济有效地实施CO2驱提高原油采收率提供实验依据。

1 实验准备

1.1 实验装置

注气时机的确定采用长岩心实验来开展研究。长岩心驱替实验整个流程可分成三部分：注入部分、岩心部分和采出部分，见图1。

图1 长岩心驱替实验装置

1.2 实验材料

实验岩心：取40 块直径为25.0 mm，长度为29.0～60.0 mm 的岩心，总长度为1 859.9 mm 的岩心渗透率调和平均值为16.4×10-3μm2，孔隙体积为168.2 cm3。

原始地层流体：配制的地层流体饱和压力为37.94 MPa，在地层温度148 ℃和地层压力75.70 MPa 条件下，地层原油单次脱气气油比为504.46 cm3/g，地层原油体积系数为2.229 1 m3/m3，溶解系数为10.606 m3/（m3·MPa）。

地层水：在实验室配制的地层水用滤膜过滤8次，其总矿化度为340 200 mg/L，水型为CaCl2。

实验用气：采用CO2作为注入气。

2 实验过程及结果分析

为确保所有实验的顺利进行，对所涉及的仪器设备用石油醚和无水乙醇进行清洗。

2.1 实验过程

将实验温度控制在地层温度，在不同的设计压力下，进行6 组长岩心动态物理模拟实验，每一组实验按顺序操作，具体步骤为：①按岩心排序装好岩心，抽空岩心系统，随后注地层水饱和岩心，在实验温度和压力条件下稳定一段时间，使岩心得到充分饱和后，记下饱和量；②用脱气死油驱替岩心中的水，直到不出水为止，稳定12 h 后，继续驱替岩心至不出水，记录驱出水量；③用配制的油样驱替岩心中的死油，直到入口端、出口端原油气油比一致，稳定12 h 后，继续驱替岩心，至入口端、出口端的原油气油比一致；④在地层温度和不同的设计压力下进行驱替实验，记录好泵读数、注入压力、注入速度等参数，监测采出气油比和分离出的油量、气量和水量；⑤每组实验结束后清洗岩心，接着用氮气吹洗，并烘干岩心系统。

2.2 结果分析

通过6 组长岩心动态物理模拟实验，得到了不同注入压力下的采出程度和生产气油比。

2.2.1 衰竭开采实验

在实验温度148 ℃下，岩心压力由42.33 MPa 弹性开采至38.84 MPa 时，采出程度为2.10%，气油比没有太大变化；岩心压力由38.84 MPa 衰竭开采至25.99 MPa 时，采出程度为25.77%，气油比降到最低值277.50 cm3/g。随着岩心压力的降低，气油比又缓慢上升，当岩心压力降至19.80 MPa 时，气油比上升速度变化较快，说明游离气已经岩心流出；当岩心压力继续降至5.32 MPa 时，气油比达到最高值8 508.90 cm3/g，此时主要有游离天然气产出；岩心压力衰竭至2.17 MPa 时，最终采出程度为40.82%（图2）。

图2 生产气油比和采出程度与衰竭压力的关系

2.2.2 原始地层条件下连续注CO2驱油实验

在岩心出口压力为42.20 MPa 的情况下，注入0.96 PV 的CO2时，采出程度达88.59%，生产气油比突然上升至707.5 cm3/g。注入1.25 PV CO2时，生产气油比上升至16 628.00 cm3/g，产出物为油气过渡带，此时采出程度为95.96%；当注入1.44 PV CO2时，生产气油比上升很快，最终采出程度达96.24%。

2.2.3 衰竭开采至地层压力34.16 MPa 时连续注CO2驱油

实验温度148 ℃，岩心压力由42.10 MPa 衰竭至34.16 MPa 时，采出程度为7.03%，此时气油比为451.20 cm3/g。当岩心出口压力为34.16 MPa，注0.48 PV CO2时，气油比由371.00 cm3/g 突然上升至529.00 cm3/g，气油比突然上升，说明有游离气产生。继续注气，当注入1.24 PV 的CO2时，气油比由1 290.00 cm3/g 左右上升至2 904.00 cm3/g，此时采出程度为94.41%。当注入1.56 PV CO2后结束注气，最终采出程度为96.44%。

2.2.4 衰竭开采至地层压力28.58 MPa 下连续注CO2驱油

实验温度148 ℃，岩心压力由42.35 MPa 衰竭至28.58 MPa 时，采出程度为18.06%，此时气油比为316.70 cm3/g。岩心出口压力为28.58 MPa，注入0.31 PV CO2时，气油比由280.00 cm3/g 突然上升至617.00 cm3/g，气油比的突然增加，说明发生了气窜。继续注气，当注入0.90 PV 时，气油比由1 170.00 cm3/g 上升至 1 327.00 cm3/g，此时采出程度为60.76%。在注入0.90～1.22 PV CO2阶段，生产气油比是缓慢上升的，主要表现为CO2的驱扫和抽提作用，这一阶段采出程度增加了12.40%。当注入2.32 PV CO2后，结束注气，最终采出程度为81.02%。

2.2.5 衰竭开采至地层压力20.17 MPa 时连续注CO2驱油

实验温度148 ℃，岩心压力由42.29 MPa 衰竭至20.17 MPa 时，采出程度为30.27%，此时气油比为1 905.80 cm3/g。岩心出口压力为20.17 MPa，注0.24 PV CO2时，气油比由1 836.00 cm3/g 突然上升至7 662.00 cm3/g，气油比的突然增加，说明发生了气窜。继续注气，生产气油比呈下降的趋势，当注入1.05 PV CO2时，气油比下降至最低值837.00 cm3/g，此时采出程度为49.24%，随后生产气油比又升高。这是由于CO2具有溶解膨胀、驱扫、抽提和携带原油能力强的特点，其突破后，仍然可以大幅度提高采出程度。当注入2.43 PVCO2后，最终采出程度为72.05%。

2.2.6 衰竭开采至地层压力14.87 MPa 时连续注CO2驱油

实验温度148 ℃，岩心压力由42.24 MPa 衰竭至14.87 MPa 时，采出程度为32.85%，此时气油比为4 699.60 cm3/g。当岩心出口压力为14.87 MPa，注入CO2为0.28 PV 时，气油比由5 747.00 cm3/g 突然上升至10 975.00 cm3/g。继续注气，生产气油比呈波动状态，当注入CO2为1.15 PV 时，生产气油比由15 202.00 cm3/g 突然上升至29 288.00 cm3/g，此时采出程度为34.83%；随后生产气油比又大幅度下降，说明CO2驱出原油。当注入CO2为1.41 PV 时，生产气油比下降至最低值1 019.00 cm3/g，此时采出程度为38.24%，随后生产气油比又升高。这是由于CO2具有极强的溶解膨胀、增容作用，促使部分游离气重新溶解到油相并进入小孔道起到增油的作用。CO2突破前（注入量为1.51 PV），采出程度由33.1%增加至40.7%。当注入2.68 PV CO2后，结束注气，最终采出程度为49.77%。

不同压力下连续注CO2驱油，采出程度与注入烃孔隙体积关系和生产气油比与注入烃孔隙体积关系分别如图3 和图4 所示。

图3 采出程度与注入烃孔隙体积关系

图4 生产气油比与注入烃孔隙体积关系

在不同压力下注入相同倍数（1.41 PV）的CO2，衰竭至地层压力为34.10 MPa（原始饱和压力的90%）时，注气采出程度达到96.0%，与原始地层条件下注气采出程度（95.9%）相当。此外，从最终采出程度来看，衰竭至34.10 MPa（原始饱和压力的90%）时，注气最终采出程度达到96.44%，与原始地层条件下注气最终采出程度（96.24%）相当（图5）。

因此，针对低渗挥发性油藏，衰竭开采至地层压力为34.10 MPa（原始饱和压力的90%）时实施CO2驱，能将溶解气驱和混相驱的效果有机结合起来，驱油效果良好。

3 结论

图5 注入压力对驱油效果的影响

岩心动态物理模拟实验表明，当注入相同倍数的CO2，衰竭开采至地层压力为34.10 MPa 时（原始饱和压力的90%），注气采出程度与原始条件下注入效果相当，注气最终采出程度达到96.44%，与原始地层条件下注气最终采出程度（96.24%）相当，地层压力衰竭至34.10 MPa 时为该井的最佳注气时机。