南华201区块注CO2最小混相压力预测

路盼盼，徐 敏，杨昌华，薛龙龙，王佳俊

西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065

随着南华201 区块油田的不断开发，油品中的含水率上升，注气开发已成为一种重要手段，CO2驱成为提高采收率的首选方法［1-2］。CO2驱从机制上可分为混相驱和非混相驱，研究表明，CO2混相驱的驱油效果好，而确定目标区块是否能够进行混相驱的重要指标是CO2与原油的最小混相压力［3］。最小混相压力的确定有很多实验方法，比如细管实验法、气泡上升仪法、重力稳定的驱替实验法、界面张力消失法、气相密度测定法等，其中细管实验法是目前世界上使用最为普遍和标准的方法［4-5］。

细管模型是一维模型，是在对油层进行最大限度简化后形成的，作用是给油藏原油和注入气提供一个环境，使其在多孔介质中连续接触，并最大程度地排除流度比、黏性指进、重力分离、岩性的非均质等带来的不利影响［6］。细管模型的孔隙度、渗透率与油藏条件不会完全相同，因此得到的驱油效率与油藏混相驱开采的原油驱油效率也有一定的差异，但得出的最小混相压力可以较准确地反映所测定的油气系统真实情况［7-8］。

本文主要通过细管实验，研究不同压力下注入CO2的采收率、气油比随注入CO2孔隙体积的变化规律，以确定南华201区块CO2注入的最小混相压力。

1 实验装置与方法

1.1 实验装置

本研究所采用的细管模型装置是从海安石油科技仪器有限公司定制，模型的主要参数：最高温度180 ℃，最高压力40 MPa，尺寸大小10 m×4.00 mm×6.34 mm，填充物为187.5 和125 μm 玻璃微珠各一半，孔隙体积65 cm3，液测渗透率＜20.0 μm2，细管试验装置见图1。

图1 细管试验装置流程

1.2 实验方法

1.2.1 最小混相压力预测

根据原油成分和油藏温度，利用模拟软件Eclipse 对样品的最小混相压力进行预测，再根据预测最小混相压力值，在混相压力上下各设置2～3 个适当的驱替压力点，进行细管混相压力实验，得到最小混相压力。

1.2.2 实验准备

在每次细管实验之前，都必须注入一定的石油醚对细管进行清洗，并用N2吹干。

1.2.3 实验过程

根据南华201 区块采用数值模拟得到的最小混相压力，选取5 个驱替压力点进行细管试验，具体为16.2、18.3、23.1、25.7和28.0 MPa。

待地层体系平衡后进行实验，注入CO2进行驱替，气体注入速度为0.15 mL/min，并且在驱替过程中，计量产出原油的体积，当注入气体达到1.2倍的孔隙体积后停止注气，实验结束。分析不同驱替压力条件下原油的采收率，确定注入CO2最小混相压力。

2 细管驱替实验结果及分析

2.1 实验结果

通过细管实验得出最小混相压力试验的综合数据，对比研究5 次不同混相压力下注入倍数与气油比和采出程度的关系，得出不同压力下注入CO2的采收率、气油比随注入CO2孔隙体积的变化规律，结果见图2和图3。

图2 CO2注入倍数与采收率的关系

图3 CO2注入倍数与气油比的关系

2.2 结果与分析

混相驱油是在地层高压条件下，油中的轻质烃类分子被CO2提取到气相中，形成富含烃类的气相和溶解了CO2的原油的液相两种状态。随着气体注入倍数的增加，气油比在气体突破后迅速增大，采收率增加明显。由图2～3可得，在注入压力为25.7 MPa 和28.0 MPa 时，表现出混相驱的特征，是混相驱。

非混相驱油即为单纯的CO2驱替产油，其主要采油机制是通过CO2驱替降低原油的黏度，使原油体积膨胀，界面张力减小，从而达到驱油增产的目的。与混相驱相比，随着气体注入倍数的增加，非混相驱中气油比在气体突破后增加幅度不大，在相同压力的气体注入量下，采收率较低。由图2～3 可知：在注入压力为16.2、18.3和23.1 MPa 时，表现出非混相的特征，是非混相驱。

2.2.1 混相驱

在5 次细管驱替试验中，第4 次和第5 次注入压力分别为25.7和28.0 MPa。由图2和图3可知：两次试验注入气体的突破时间都相对较晚，都在注入0.95 PV（即0.95 倍孔隙体积的CO2）后突破，采收率大于92%，观察窗显示的井流物也表现出混相驱替特征［9］。

由图3 可知：在注入气体未突破时，气油比不发生变化，一直是注入初期时的气油比。当注入气体突破以后，气油比迅速上升，与非混相驱相比，其气油比在第一和第二阶段分不出来，基本上保持不变，第三阶段则明显上升。由此可见，注入气的整个过程是经过多次接触并不断使注入CO2更加富化的过程。

2.2.2 非混相驱

在5 次细管驱替试验中，第1～3 次驱替所用注入压力分别为16.2、18.3和23.1 MPa。由图2和图3 可知：在这3 次驱替试验中，气体突破的时间都比较早，分别在注入0.70、0.76 和0.83 PV 时突破，其采收率分别为62.375%、74.746% 和84.177%，观察窗显示的井流物也表现为非混相驱替特征。

由图3 可知：注入孔隙体积与气油比大致可以分为3 个不同的变化阶段。第一、二阶段气油比变化幅度小，不明显；第三阶段上升幅度较大。这说明，气油比在气体突破前基本不变，只有在气体突破后才有所增加，但随着油气混合带的建立，又出现一个明显的台阶，在稳定一段时间后，气油比才迅速增大，而且注入压力越大，相应的台阶就越低，越趋近于混相驱替时的气油比曲线。由此可见，出现这样的情况与注入气体的压力有密切关系。

2.2.3 确定最小混相压力

根据测得的驱替压力与采出油量的关系，计算得出采收率与驱替压力的关系数据，结果见表1和图4。

表1 不同驱替压力下原油采出程度

图4 驱替压力与采收率的关系

由表1 可知：随着驱替压力的增大，原油采收率不断增加，但增加的幅度有差异。当驱替压力高于25.7 MPa 时，采收率增加幅度明显减小；驱替压力从25.7 MPa 增至28.0 MPa 时，采收率从93.07%增至94.63%，仅增加1.56%。

由图4 可知：采收率在压力为23.7 MPa 处出现拐点，在驱替压力低于23.7 MPa 时，采收率随着驱替压力的增大而增大；当驱替压力高于23.7 MPa 之后，采收率只有很小幅度的增加。根据细管实验判断准则［6］，可以确定南华201 区块注CO2最小混相压力为23.7 MPa。

3 结论

1）非混相驱时，采出程度与注入孔隙体积呈正相关。当注入气体突破后，采出程度增加幅度不明显，曲线出现明显的平台期。

2）混相驱时，气油比在注入气体突破后迅速上升。由此可见，注入气的整个过程是经过多次接触并不断使注入CO2更加富化的过程。

3）与非混相驱对比，混相驱的采出程度趋势相同但增加幅度大，采油效果更好。采出程度变化情况与注入压力相关，注入压力不同，采出程度也不相同。

4）南华201 区块注CO2最小混相压力为23.7 MPa。