稠油油藏注CO2提高采收率影响因素研究

孙焕泉，王海涛，吴光焕，王一平

(1.中国石油化工股份有限公司，北京 100728；2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化 胜利油田分公司，山东 东营 257015)

将CO2注入油藏一方面可以提高油藏的采收率，另一方面也可以实现CO2的地质封存，一定程度上可以改善环境污染及气候变化。目前注CO2提高采收率技术主要应用于稀油油藏，主要发挥CO2与原油混相的优势，大幅度提高采收率；同时注CO2提高采收率技术也已应用到国内外许多稠油油藏[1-4]。与稀油油藏不同，CO2注入稠油油藏之后，并不能与稠油实现混相。近年来，笔者团队提出了热化学复合采油方法，通过在注蒸汽过程中辅助加入CO2，充分发挥CO2与蒸汽复合后的隔热、降黏、增能等协同作用，有效改善了稠油注蒸汽开发效果。为了进一步明确热化学复合采油过程中注入CO2对不同类型稠油油藏的适应性，需要考察不同影响因素对稠油油藏注CO2最终采收率的影响[5]，比如温度、压力、渗透率、原油黏度等。目前，国内外很多学者已经就各个因素对稠油注CO2开发效果的影响进行了单因素分析[6-10]，但当运用这种方法进行多因素全面实验时，工作量很大，且往往因实验条件的限制而难于实施，同时，单因素分析法不能反映各影响因素对开发效果的影响程度。为此，本文采用正交实验方法，分析了稠油注CO2过程中不同影响因素对最终采收率的影响，考察因素包括：原油黏度、温度、压力和岩心渗透率。

1 实验

1.1 实验材料与仪器

实验所用原油为胜利油田稠油，为了确保实验的代表性，选取了3种不同类型的稠油，实验所用CO2由北京华元气体有限公司生产，纯度为99.995%。实验所用岩心为天然露头岩心，岩心长度为7.6 cm，直径为2.54 cm。CO2驱替稠油实验采用岩心驱替实验流程，其中夹持器采用钛合金材料制作，在保证实验安全的条件下，尽可能减轻夹持器及其配套阀门和管线的总重，以保证装有岩心的夹持器称重时，内部流体准确计量。

1.2 正交实验设计

影响稠油注CO2采收率的因素主要包括：温度、压力、渗透率、油样类型(不同黏度)。为了研究4种因素对采收率的影响程度，设计了正交实验，找出其中的主要因素，获得稠油油藏注CO2提高采收率的最佳适用条件。表1为设计的正交实验数据表，此表为L9(3×4)四因素三水平正交实验表，通过9次实验获得稠油油藏注CO2提高采收率的最佳适用条件。

1.3 实验步骤

(1)将选定渗透率的岩心烘干，然后将其装入套筒，并固定在岩心夹持器内，加围压检验夹持器的密封性；

(2)将装有岩心的夹持器放入恒温箱内，待温度恒定后设定围压，然后通过真空泵将岩心抽真空24h，确保岩心抽空完全，关闭两端阀门，用天平对装有岩心的夹持器进行称重；

表1 稠油油藏注CO2提高采收率最佳适用条件的四因素正交实验数据Table 1 Four-factor orthogonal experiment data for the best conditions for CO2 injection in heavy oil reservoirs to enhance oil recovery

(3)将岩心出口端关闭，通过恒压法饱和原油，缓慢增大岩心入口压力，记录压力平衡时泵入原油的体积，计算饱和原油体积，饱和结束后称重。如果实验温度较低，原油黏度较大，流动困难，采用升高温度饱和、降低温度实验的方法，确保稠油饱和顺利完成；

(4)将CO2压力调整到驱替压力后，用恒速法将CO2注入到岩心中，进行驱油实验，驱替速度为0.1 mL/min，直至驱替到没有油流出为止。在此过程中记录驱替压差，计量驱出油和气体体积及累计注入气体体积，实验结束后对包含岩心的夹持器进行称重；

(5)用溶剂清洗整个驱替系统，夹持器内装入下一块岩心，重复上述步骤依次完成设计的实验。

1.4 数据计算与分析

实验结束后，采收率计算采用2种方法：(1)通过称重法计算采收率，利用驱替前后包含岩心的夹持器的质量变化，通过流体密度换算为体积，求出CO2驱替稠油采收率；(2)通过体积计量法计算采收率，利用驱替流程产出端收集原油的体积与饱和原油体积的比例，计算采收率。本文以称重法为主，辅以体积计量法，以确保实验结果的准确性。

2 实验结果与分析

2.1 油样物性分析

2.1.1 油样黏温关系

表2为3种类型稠油黏温关系表。40 ℃时，3种稠油黏度由大到小依次为：3#、2#、1#；随着温度的升高，3种类型稠油黏度大幅度下降，均表现出了极强的温度敏感性。

2.1.2 油样四组分分析

表3为3种类型稠油四组分分析表。胶质和沥青质含量由大到小依次为3#、2#、1#，3种油样的胶质和沥青质含量均超过了65%，其中3#稠油的胶质和沥青质含量达到了67.68%。3种油样中，随着黏度的增加，胶质和沥青质含量增加，饱和分和芳香分呈现无序变化，表明对于高含胶质和沥青质原油，其黏度控制主要取决于沥青质含量[11]。正是由于3种油样中的高胶质和沥青质含量，导致了3种类型稠油的高黏度。由于胶质和沥青质特殊的物理化学结构，使得胶质和沥青质对温度极其敏感；温度升高，会破坏其物理化学结构，所以3种类型稠油具有极强的温度敏感性。

表2 CO2驱替稠油实验中3种类型稠油黏度与温度的关系Table 2 Relationship between viscosity and temperature of three types of heavy oil in CO2 flooding experiment

表3 CO2驱替稠油实验中3种类型稠油四组分分析Table 3 Four-component analysis of three types of heavy oil in CO2 flooding experiment

2.1.3 油样红外光谱分析

图1为3种稠油的红外光谱图。3种稠油的胶质沥青质中含有可形成氢键的羟基、胺基、羧基、羰基等官能团，因此稠油中胶质分子之间、沥青质分子之间及二者相互之间有强烈的氢键作用，在红外谱图上，胶质、沥青质在3 000～4 000 cm-1之间均显示出土丘状峰，这是缔合状态(即形成了氢键的羟基或胺基)的吸收峰[12-13]，从红外谱图可以发现，3#油样处于缔合状态的胶质、沥青质分子的相对数量明显增加，而这正是导致该油样黏度高的主要原因。

2.2 实验压力变化曲线

按照正交实验的要求进行9次实验，在每次实验过程中，固定注入速度，实时记录驱替压差，可以获得注入量(PV)和驱替压差之间的关系。

从9组实验的驱替压差与注入PV数之间的关系(图2)可以看出：整个驱替过程压差变化分为3个阶段：压差快速上升阶段、压差快速下降阶段和压差稳定阶段。压差快速上升阶段为CO2与原油两相流动区域，由于毛管力和两相流动阻力，导致压差快速增加，当压差增加到一定值之后，出现了压差快速下降现象。导致这种现象的原因有2种：(1)CO2溶解于原油，造成压差缓慢下降[14]；(2)CO2突破，由于气相流动阻力远远小于油相流动阻力，使得压差快速下降。压差稳定阶段即气体完全突破，此时压差主要是来源于气相流动阻力，所以压差较小、较稳定[15-16]。与CO2驱替稀油相比，CO2驱替稠油压差变化更加剧烈，部分曲线呈现断崖式下降，这些特征给予了很好的启示：CO2突破之后，会形成CO2的窜流通道，由于稠油的黏度高，与CO2的流度差异大，CO2难以有效扩大波及系数，所以在进行油藏工程设计时，要充分考虑CO2与稠油的流度差异。

图1 CO2驱替稠油实验中3种类型稠油红外光谱图Fig.1 Infrared spectra of three types of heavy oilin CO2 flooding experiment

2.3 正交实验结果与分析

通过对CO2驱替前后的岩心夹持器在同等条件下称重，辅以饱和稠油和产出稠油体积计量，可以获得稠油注CO2驱油效率。按照正交实验结果分析方法，分别进行实验结果极差分析、绘制效应曲线图和进行实验结果方差分析。

2.3.1 实验结果极差分析

表4为实验结果极差分析。从结果分析可以看出：温度是对驱油效率影响最大的因素，其他因素由大到小依次为：渗透率、压力、油样类型，但从分析结果看，渗透率、压力和油样类型对驱油效率的影响差别较小。在本正交实验的条件下，渗透率为936×10-3μm2、温度为80 ℃、压力为12 MPa和1#油样时可以获得最高的驱油效率。

2.3.2 效应曲线

图3为渗透率、温度、压力、油样类型四因素对驱油效率影响的效应曲线图，从图中可以看出：(1)渗透率增加，驱油效率增加；(2)温度升高，驱油效率增加；(3)压力升高，驱油效率减小，这主要是因为高压条件下，CO2与稠油的相互作用导致稠油中沥青质组分析出，影响了稠油的有效流动[13]；(4)油样黏度增加，驱油效率减小。

图2 稠油注CO2驱替压差变化曲线Fig.2 Pressure difference variationof CO2 flooding in heavy oil

表4 正交实验结果极差分析Table 4 Range analysis of orthogonal experiment results

图3 不同因素对驱油效率影响的效应曲线Fig.3 Effect curves of different factorson oil displacement efficiency

2.3.3 实验结果方差分析

从实验结果分析可以看出，影响因素中温度显著，渗透率、压力、油样类型不显著，影响因素主次顺序为温度、渗透率、压力、油样类型(表5)。

2.3.4 正交实验结果讨论

与稀油油藏注CO2相似，稠油油藏注CO2的主要作用机理也包括降低界面张力、降低原油黏度，这些机理综合起来影响驱油效率。从正交实验极差分析和方差分析结果来看，温度是对CO2驱替稠油驱油效率影响最大的因素，这主要是因为稠油对温度非常敏感(表2)，随着温度的增加，稠油黏度大幅度下降，此时处于缔合状态的胶质、沥青质分子会分散、解聚，再加上CO2的溶解降黏、降低界面张力作用，导致稠油的流动性大幅度改善。较高温度和注入CO2有效解决了稠油“流得动、流得远和流得快”的问题。从驱油效率的结果来看，最高驱油效率为39.780%，最低驱油效率为6.265%，差别非常大，这就需要在稠油油藏注CO2油藏工程设计时要抓住温度这个主要因素，进行系统优化，优选目标区块。

表5 正交实验结果方差分析Table 5 Variance analysis of orthogonal experiment results

3 矿场应用

根据实验结论及认识，综合考虑地层温度、油藏渗透率等因素，在胜利油田筛选某区块开展了稠油油藏注CO2吞吐提高采收率现场试验，优选了区块内地层温度相对较高、油藏渗透率相对较高的7口井，实施注CO2吞吐开发，平均单井CO2注入量90 t，稠油油藏注CO2吞吐井相关参数见表6。从表中可以看出，实施注CO2吞吐开发后，单井产油由注CO2吞吐开发前的0.84 t/d提高至注CO2吞吐开发后的1.76 t/d，并且取得了较好的增油效果。

进一步分析不同影响因素对矿场注CO2吞吐增油效果的影响(图4)，随着油藏温度的增加，注CO2吞吐增油倍数逐渐增加；随着油藏渗透率的增加，注CO2吞吐增油倍数逐渐增加。从矿场实际生产结果来看，油藏温度增加以及油藏渗透率提高，能够增加稠油的流动性，有效提高了油井产量，都有利于注CO2吞吐开发，这些结果与室内实验结果一致，有效地验证了室内实验结论。

4 结论

(1)CO2驱替稠油实验中的3种稠油黏度均较高，同时表现出了极强的温度敏感性，这主要是由于3种油样的胶质和沥青质含量均超过了65%，而胶质和沥青质分子之间可以通过氢键形成缔合状态，这种缔合状态对温度非常敏感。温度升高，可以破坏该缔合状态，从而引起稠油黏度降低。

表6 稠油油藏注CO2吞吐井相关参数Table 6 Well parameters of CO2 huff and puff process in heavy oil reservoirs

图4 温度和渗透率对注CO2吞吐井增油倍数的影响Fig.4 Effect of temperature and permeability on oil increment multiple of CO2 huff and puff process

(2)稠油注CO2实验过程中，驱替压差变化过程可以分为3个阶段：压差快速上升阶段、压差快速下降阶段和压差稳定阶段；温度是对采收率影响最大的因素，其他因素由大到小依次为：渗透率、压力、油样类型。

(3)稠油油藏注CO2吞吐提高采收率矿场试验过程中，油藏温度增加以及油藏渗透率提高，能够增加稠油的流动性，有效提高油井产量，都有利于注CO2吞吐开发。进行稠油油藏注CO2选区、选井时，优先考虑蒸汽吞吐开发的稠油区块或井；或者在注蒸汽过程中添加CO2辅助热采，充分发挥CO2的作用，达到较好的开发效果。