注CO2解堵后注干气提高采收率技术研究<br/>——以中原油田某区块凝析气藏为例

注CO2解堵后注干气提高采收率技术研究
——以中原油田某区块凝析气藏为例

2020-07-06杨雪

油气藏评价与开发 2020年3期

杨雪

（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南濮阳457000）

凝析气藏是流体相态变化极为复杂的特殊气藏，开发难度很大。开发过程中，随着压力的降低，将会有凝析液析出来黏附于岩石表面，束缚水也开始参与流动形成油水乳化物，导致气相渗透率急剧下降，而对于低孔低渗的凝析气藏，一旦产生了堵塞伤害，较难为气相留出足够的通道，难以建立有效的产能，从而造成气井突然停产的现象[1]。凝析气藏的开采价值与凝析油含量具有直接的相关性，但是对于确定的凝析气藏而言，凝析油的含量已经确定，面临的难题是如何将凝析油有效地采出[2]。中原油田凝析气藏普遍采用衰竭式开发，地露压差小，已开发的凝析气藏的近井地带由于压力降低普遍发生了反凝析现象，形成污染造成产能迅速降低，注气是进一步提高凝析气藏采收率的一种重要途径。以相态研究为基础，物理模拟实验为手段，认清该区块凝析气藏近井地带油水乳化物堵塞现状，明确中原油田低渗致密凝析气藏注CO2解堵后注干气驱提高采收率的开发方式，为现场实施提供依据，对中原油田注气提高采收率的研究尤为重要。

1 储层特征

中原油田某区块沙三下凝析气藏位于东濮凹陷中央隆起带北部—濮城构造东区，储层岩性主要以褐色夹灰色泥页岩为主，砂、泥岩呈互层状，成阻性强，地层厚度约140 m。原始地层压力为40～45 MPa，凝析油含量243 g/m3，油藏温度115～125 ℃，平均孔隙度11.2 %，平均渗透率0.68×10-3μm2，凝析油密度0.778 2 g/cm3，凝析油黏度0.9～8.64 mPa·s，原始气油比2 951 m3/m3，露点压力38.202 MPa，束缚水饱和度38.96%，地层水总矿化度高达（20～25）×104mg/L，氯化钙型水型，储层物性差，属于低渗致密凝析气藏。

2 开发现状

该区块凝析气藏采用衰竭式开发，地露压差小，易发生反凝析污染，开发初期日产气0.260 18×104m3，日产油1.13 t。目前为止，凝析油采出程度约为4%，天然气采出程度3.7%。由于该区块低渗致密、束缚水饱和度（38.96%）较高且反凝析现象严重，导致近井筒附近易发生油水乳化堵塞近井地带，致使生产井基本全部停产，无法测量到油藏中部深层地层压力。在基于物质平衡和状态方程理论支撑的基础上，通过PVT相态和物模长岩心实验求出PVT理论和物模实验的凝析油采出程度，认清开发现状。实验温度均为地层温度115 ℃，原始地层压力为41.19 MPa，物模实验岩心为长度1.85 m 的天然岩心，岩心直径为25 mm，调和平均渗透率约为3.12 ×10-3μm2。根据状态方程PV=ZnRT[3]，推算出这2组实验的凝析油采出程度和压降的关系，并进行对比（表1）。

表1 该区块凝析气藏凝析油采出程度与压差对比Table 1 Contrast between condensate gas recovery degree and pressure difference of condensate gas reservoir in this block

实验研究结果表明，物模与PVT理论结果具有良好的一致性。我们根据目前的凝析油采出程度和原始地层压力，理论推算出目前地层压力在38 MPa 左右，即露点压力附近，近井地带堵塞压力为21.14 MPa。

3 注CO2解堵后注干气提高采收率物理模拟实验

气驱物理模拟实验是研究提高采收率的重要实验，尤其对于低渗致密、束缚水饱和度高且地露压差小的凝析气藏更需要注气解堵实验研究[4]。项目中的PVT分析和岩心物模实验过程中溶剂的注入由美国RUSKA 公司生产的数控平流注入泵来执行，实验中使用无破损岩心，经打磨、清洗、烘干，对岩心的基本物性参数测实后，依照布拉法则[5]进行排序、拼接，注入端、采出端和气体主体模型分别拼接为长度500 mm、500 mm、2 000 mm，直径25 mm的岩心。

3.1 设备和实验设计

实验设备主要包括抗硫耐酸岩心流动实验装置、全自动油水计量仪、长岩心夹持器、高温高压注入器、地层凝析气储样器、压力温度控制仪、回压阀、气量计、分离器等，实验流程详见图1。

图1 注CO2解除近井地带堵塞后注干气驱提高采收率流程Fig.1 Flowchart of EOR by dry gas injection after plugging removing by CO2 huff and puff

3.2 实验步骤

首先进行注入端和采出端近井地带堵塞解堵，然后进行解堵后注干气提高采收率实验。

实验温度为地层温度115 ℃，驱替速度6 mL/h，每一组实验进行如下。

1）按排列顺序装好岩心，用两台真空泵在岩心两端对岩心抽空，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，记下饱和量，温度稳定后，以6 mL/h的驱替速度测原始气相渗透率。

2）建立束缚水，用分离器气驱替地层水，使其岩心水呈束缚状态。

3）用配制的地层凝析气驱替分离器气，当岩心出口流出物的地层凝析气的气油比连续5次不变，且与所配制地层凝析气的气油比一致，可以认为地层凝析气已被饱和好。

4）断开一端近井地带模型与气层主体模型、地层凝析气源之间的连接，衰竭开采至近井地带堵塞压力，凝析气和地层水按一定比例注入（模拟地层开采过程中油水乳化），注入至岩心油、水、气均不出为止，可以认为岩心已经被束缚水与凝析油乳化物堵塞，然后设置岩心入口压力与气层主体模型相同，近井地带流体模型建好。

5）在实验温度115 ℃下，用速度为6 mL/h 的流量向岩心内注入CO2。在实验中，仔细观察实验温度、驱替压力、岩心末端压力、回压、环压，详细记录相关数据。

6）注入岩心原始地层压力后，停止注入气体。

7）焖井，认真观察相关实验数据，并详细记录。

8）解堵实验，连接凝析气源，保持压力，以1～2 MPa/h左右的速度衰竭，衰竭至堵塞压力，且产气速度低于堵塞前的1/5，第一次吞吐结束；第二次吞吐重复上述步骤，直至产气速度大于堵塞前的1/2，解堵结束。

9）解堵结束后，连接地层凝析气源，以6 mL/h的驱替速度测解堵后的气相渗透率。

10）另一端解堵同上述步骤。

11）将注干气驱用不到的设备拆卸，连接流程，建立好流体模型，以6 mL/h 的速度向岩心内注入干气。在实验中，仔细观察实验温度、驱替压力、岩心末端压力、回压、环压，详细记录相关数据，当不产油时停止注气，实验结束。

4 实验结果与分析

为了明确注CO2解堵后注干气驱效果，进行了注入端和采出端的注CO2解堵实验，将解堵后的渗透率与堵塞前的原始渗透率进行比较，发现解堵后渗透率恢复分别为60.44%、63.15%，表明了注CO2解堵效果良好。随后在这基础上开展注干气保压物模实验，分别进行了原始地层压力41.19 MPa下保压和衰竭至堵塞压力下保压开采，最终的凝析油采收率分别为91.41%、44.28%。渗透率恢复程度曲线、驱油效率曲线见图2、图3、图4。

4.1 注CO2解堵机理

CO2吞吐解除近井地带堵塞的每一种机理所起的作用依赖于油气藏和流体的特征及注采条件，这些机理主要有以下几方面[6]：①膨胀：凝析油中溶有CO2后，凝析油体积发生膨胀，膨胀越大,油藏中废弃的凝析油量就越少，凝析油占据的孔隙空间越小，当一定体积的CO2溶解于凝析油，可使其体积增加10～100%，同时还增加了液体内的动能，降低了凝析油聚集引起的堵塞作用，对解除或降低凝析油对地层的伤害有一定的作用；②降黏：注CO2使凝析油黏度降低有利于岩石孔隙的畅通性及凝析油的流动性，从而在一定程度上恢复了因反凝析作用降低的气相有效渗透率，减轻了井底聚集的凝析油对地层的伤害；③酸化解堵：CO2溶于水后，水的黏度上升，这样可改善油水黏度比，降低残余凝析油量，CO2、水的混合物略呈酸性并与地层基质相应地发生反应，碳酸稳定了黏土，生成的碳酸能溶解岩石中的某些胶结物，使地层渗透率得以改善；④界面张力：有溶解气的油—水体系，溶解气量的多少，对油—水两相间的界面张力起着决定性的作用。当系统加压小于饱和压力时，气体在油中的溶解度越大致使油水间的极性差变大，油水界面张力也随之增大，不利油水体系的稳定，易于破乳，破乳后油溶解降黏流动更加容易，水中溶解二氧化碳呈弱酸状态，发生溶蚀作用。吞吐返排过程中，溶蚀脱落颗粒被排出，改善了近井带储集空间和渗流条件[6]。

图2 注入端和采出端渗透率恢复程度曲线Fig.2 Permeability recovery curves at injection end and extraction end respectively

图3 注干气驱注入烃倍数与凝析油采收率关系曲线Fig.3 Curves for relation between HCPV and condensate oil recovery by dry gas injection flooding

图4 不同压力下保压开采凝析油采收率对比曲线Fig.4 Contrast of condensate oil recovery degree by pressure maintenance method under different pressure

4.2 注CO2解堵效果

注入端和采出端渗透率恢复程度由注入烃体积倍数与气相渗透率关系可见。在进行气相渗透率测定时，保持压力的地层凝析气的注入烃孔隙体积到达一定量后，气相渗透率趋于稳定，再继续增加注入烃体积倍数，渗透率依然不变，说明此时的气相渗透率已经稳定[7-9]。测定注入端和采出端未堵塞之前的原始气相渗透率分别为0.216 9×10-3μm2和0.207 2×10-3μm2，堵塞解堵后的气相渗透率分别为0.131 1×10-3μm2和0.131 6×10-3μm2。由于目前该区块因堵塞无生产井，无法进行生产开采，近乎于完全堵塞，那么根据室内注CO2吞吐解堵后渗透率测得可见解堵效果明显，气相渗透率的恢复程度分别为60.44%、63.51%。这表明，在室内物理模拟实验中，注CO2吞吐具有良好的效果，是后续注干气提高采收率的基础。

注CO2能够有效解除近井地带油水乳化堵塞的主要原因在于注入CO2后进行焖井。在焖井的过程中，其与凝析油之间发生组分传质作用，凝析油的黏度、密度和相态特征不断地发生变化[10]。解堵的主要机理是CO2溶解于原油，对油水乳化状态进行破坏，其破乳的根本原因是当地层中存在油、气、水三相时，且实验系统所加的压力低于石油完全溶解气时的压力（饱和压力），油水之间的界面张力主要取决于气体在油中的溶解度，压力越高，气体在油中的溶解度越大，致使油和水的极性差变大，油水界面的张力也随之增大，这样更利于对近井地带油水乳化物的破乳，提高气相渗透率，最终有利于采收率的提高（HOCOTT,1938）[11-13]。

4.3 注CO2解堵后注干气保压开采提高采收率效果

解堵后进行注干气保压开采，其基本原理是[14-16]：一方面弥补地下体积亏空，保持地层压力，使地层中的烃类几乎保持在单相气态下渗流，生产井能较长时间内以高的油气产量稳定生产；另一方面，注入剂的驱替作用，使更多的高含凝析油的凝析气得以采出，对于凝析油含量高的凝析气田，不保持压力开采，凝析油的损失可达原始储量的50%以上。原始地层压力下注干气保压开采和衰竭至近井地带堵塞压力下再注干气保压开采，采收率效果大不相同[17]，岩心长度分别为500 mm、500 mm、2 000 mm的3组岩心组成注入端—气层主体模型—采出端，由原始地层压力下注入烃体积倍数与凝析油采收率关系可见（图3），注干气驱替过程中，通过实验数据气油比及凝析油采收率可判断：气油比达到35 000 m3/t 左右时，有无限增大的趋势，说明大部分凝析油被采出，而最终凝析油的采收率可高达91.41%。

衰竭至近井地带堵塞压力下再注干气保压开采，由不同压力下保压开采凝析油采收率对比曲线（图4），衰竭至近井地带堵塞压力21.14 MPa后，再进行注干气保压开采凝析油采收率为44.28%，近井堵塞降低气相渗透率，凝析气藏衰竭开采，损失的凝析油量为注干气保持地层压力采收率的50%左右。

物模实验结果表明，在地层压力仍接近原始地层压力的情况下，注CO2解堵后进行保持地层压力开采，凝析油采出程度只达90%左右；衰竭开采至近井地带堵塞压力21.14 MPa 之后再进行注干气保压开采，凝析油采收率只达到44.28%左右，较解堵后保持地层压力开采的凝析油采收率，提高采收率效果明显下降，而衰竭开采效果不好的主要原因[18]是地露压差小，凝析油损失严重；束缚水饱和度高，衰竭过程中压力下降，造成井底积液等综合作用的结果。2种开发方式的岩心物理模拟实验，为该区块凝析气藏下步方案部署提供实验支撑。