低渗透油藏CO2非混相驱气窜影响因素试验

2021-07-16孔凡群

中国石油大学学报(自然科学版) 2021年3期

孔凡群

(中国石化胜利油田分公司,山东东营 257000)

气驱采油可以大幅度提高低渗透油藏的采收率,且具有不存在储层敏感性影响的优势。混相驱和非混相驱是气驱采油的两种主要方式。随着温室效应加重,越来越多的人开始研究如何减少CO2的排放,以及有效的收集利用CO2[1-7]。因此将CO2用于气驱采油就是一种十分有益的减少温室效应的手段,而且CO2驱油也具有很好的提高采收率的效果[8]。溶解了CO2的原油,原油的黏度和油-水界面张力都有了明显降低,这是CO2用于气驱采油的一个重要优势也是实现增产的主要原因。当温度大于 31.1 ℃,压力大于 7.38 MPa后,CO2便处于超临界状态[9]。因此在多数油藏条件下,CO2都处在超临界状态下。由于超临界状态下的CO2黏度低且扩散性强,因此油田利用CO2进行驱油时,窜流现象很容易发生,这对于提高采收率实现增产不利。如何实现更有效的CO2减排以及如何利用CO2进行油田增产是近年来国内外的研究热点,CO2驱也因此得到了国内外专家更多的关注[10-13]。相较于CO2混相驱,CO2非混相驱由于低黏度和重力分异作用,很容易出现窜流。这使CO2非混相驱波及系数较低,提高采收率的效果不太理想[14-19]。针对上述问题,笔者通过试验研究CO2非混相驱过程中压力、温度、注气速度和渗透率级差对气窜现象的影响。

1 试验

1.1 试验材料

主要试验材料:试验用油为胜利油田某低渗区块原油,其密度为0.833 g/cm3,25和50 ℃黏度分别为10.3和3.1 mPa·s,该区块初始油藏压力为23.5 MPa,油藏温度为87.2 ℃;试验用水为胜利油田某区块同矿化度模拟地层水,其中NaCl质量分数为2.9%,CaCl2质量分数为0.3%,密度为 1.06 g/cm3,25和50 ℃黏度分别为1.01和0.55 mPa·s;试验用气为纯度99.9%的CO2,青岛天源气体制造有限公司生产。试验采用方型均质人工压制岩心及双层方型非均质人工压制岩心,岩心具体数据见表1和2。

表1 方型均质岩心参数

1.2 试验设备

利用TRACKER-H型界面流变仪(温度和压力上限分别为150 ℃和35 MPa),通过悬滴法测量CO2与原油的界面张力。其测量原理基于毛细管前端的圆球形液珠的形变与密度以及界面张力的关系,即圆球形液珠的形变在重力场中随着液体密度增大而增大,随着液珠界面张力增大而减小。因此只需要知道液体的密度和重力,并精确测得小液珠的形状就可以计算得出界面张力[20]。

表2 方型双层非均质岩心参数

将岩心放置于岩心夹持器中,抽真空后用ISCO泵将水注入到夹持器中,在岩心饱和水之后,利用ISCO泵向岩心中饱和原油,饱和之后,利用气瓶中CO2进行驱替试验,通过回压阀控制试验过程中的回压,利用压力变送器检测试验过程中的压力,将驱替出的油、气、水利用计量装置分开计量。试验装置流程见图1所示。

图1 试验装置

1.3 试验步骤

1.3.1 界面张力试验

在地层温度下利用TRACKER-H型界面流变仪测量CO2与原油的界面张力,试验步骤为:

(1)将界面流变仪中的高温高压容器和针管清洗干净,检验界面流变仪的密封性能。

(2)将针管装满试验用的原油,并安装在高温高压容器中。

(3)将高温高压容器中的空气利用CO2排净。

(4)将CO2气体进行加压,随后注入到高温高压容器中,加热2 h。

(5)在温度和压力保持稳定之后,启动界面流变仪,在针管尖端上形成一个小液珠;测量小液珠形状、体积、界面张力以及扩张模量,重复测量3～5次。

(6)对试验数据进行整理分析[8]。

1.3.2 岩心驱替试验

研究压力影响因素的驱替试验采用均质岩心,其余影响因素下的驱替试验均采用非均质岩心,试验步骤如下:

(1)烘干人工岩心,称重。

(2)将岩心抽真空,在饱和水之后称量其湿重。

(3)计算岩心孔隙体积和孔隙度。

(4)在岩心夹持器中放入岩心,检测装置的气密性。

(5)以0.5 mL/min的速度饱和原油,计算含油饱和度[21]。

(6)在温度为80 ℃、注气速度为2 mL/min下,分别使用岩心1-1、1-2、1-3进行压力为12.5、24.8、32.2 MPa的CO2驱替试验,试验时回压阀压力始终小于注入压力约1 MPa,记录产油量、产气量、气窜时间,待产油量基本不变时停止试验。

(7)在岩心渗透率级差为3、压力为10 MPa、注气速度为2 mL/min下,分别使用岩心3-1、3-2进行温度为80和120 ℃的CO2驱替试验,记录产油量、产气量、气窜时间,当产油量基本不变时停止试验。

(8)在岩心渗透率级差为3、压力为10 MPa、温度为80 ℃下,分别使用岩心3-3、3-4、3-5、3-6进行注气速度为1、2、4、8 mL/min的驱替试验,记录产油量、产气量、气窜时间,当产油量基本不变时停止试验。

(9)在压力为10 MPa、温度为80 ℃、注气速度为2 mL/min下,分别使用岩心3-4、5-1、10-1进行渗透率级差为3、5、10的驱替试验,记录产油量、产气量、气窜时间,当产油量基本不变时停止试验。

2 试验结果分析

2.1 悬滴法测混相压力

图2为利用悬滴法在模拟地层温度条件下测定的CO2与地层原油间的界面张力。从图2中可以看出,随着压力升高,界面张力在不断下降,这是由于随着压力升高,CO2的密度升高,与原油的密度差异不断减小,原油与CO2之间的界面张力也不断减小。在压力约为17 MPa时出现了拐点,拐点前后分别做切线与压力坐标轴相交，交点对应着最小混相压力和最大混相压力。最小混相压力即多次接触混相压力,CO2不断从原油中抽提轻组分,降低了两相组分差异,进而降低了混相压力,最大混相压力为一次接触混相压力,混相压力较高。根据界面张力与压力的变化关系,从图2中得出原油和CO2最小混相压力为23.2 MPa,最大混相压力为31.1 MPa。该油藏注入井压力大于最小混相压力,生产井周围压力小于最小混相压力,处于非混相驱状态。

图2 CO2与原油界面张力

2.2 压力对CO2气窜的影响

结合试验结果发现,可以将整个CO2非混相驱替试验以气窜时间为节点分成前后两个阶段。第一阶段为气窜现象出现以前的阶段,这一阶段CO2尚未突破。试验开始初期,注入的CO2较少,在注入压力以及CO2本身物理性质的影响下,CO2在岩心中运移扩散,同时也有部分CO2溶解进入原油中,一定程度上降低了原油的黏度。这一阶段CO2驱替前缘还没有到达出口端,因此出口端没有气体出现,产出液的油水组成基本不变,生产气油比也基本为0。采收率在这一阶段增加最多,是产油的主要阶段。随着注入气量的不断增加,CO2驱替前缘不断前移,当驱替前缘到达出口端时,CO2突破,气窜现象出现,驱替试验进入第二个阶段。出口端随着CO2的突破,由油水两相流动转变为油、气、水三相流动。在形成窜流通道后,CO2的驱替效果变得很差,采收率增长缓慢,但产气量和生产气油比迅速升高。

图3为不同压力下CO2驱替过程中采收率与CO2注入量的关系。从图3中可以看出，非混相驱采收率(65%)明显低于混相驱采收率(87.3%)。3条曲线均存在一段突增阶段,但是非混相驱突增阶段明显短于混相驱,并且增加幅度也小于混相驱。这主要是因为与非混相驱相比,混相驱过程中CO2与原油间的界面张力较低,有利于CO2驱动原油并利于CO2不断与原油形成混相,增加多次接触混相的机会,从而有利于形成混相带,避免CO2在岩心中形成指进现象,有利于阻止气窜现象的发生,使动用程度加大,采收率增幅变高。

图3 不同压力下CO2驱采收率

图4为不同压力下生产气油比随CO2注入量的变化曲线。由图4可以看出,在注入气量小于0.4VP(VP为孔隙体积)时3个压力下的生产气油比均为0,即这时产出端没有气体产出。随着注入气量的增加,生产气油比开始不为0,在生产气油比超过500时,即可判断试验出现气窜现象。从图4中可以看出压力越高气窜现象出现的越晚,即混相驱气窜时间要晚于非混相驱,这也证明了CO2与原油混相后,CO2在岩心中的均匀推进增大了其波及面积,使驱油效果变好。

图4 不同压力下CO2驱生产气油比

2.3 注气速度对CO2气窜的影响

图5为不同注气速度下CO2驱替过程中采收率与CO2注入量的关系。从图5中可以看出,气窜出现之前的阶段贡献了最主要的产能,在气窜出现之后采收率增加很少,小于5%。在注气速度分别为1、2、4、8 mL/min时,气窜时注入气量分别为0.45VP、0.43VP、0.39VP和0.35VP。通过对比发现,随着注气速度的增大气窜时间提前,气窜前CO2采出程度也随之降低。这是由于随着注气速度的增大,CO2将油水两相更快速地推向出口端,同时CO2在孔隙中与原油接触的时间缩短,溶解进原油的CO2量减少,加重了黏性指进现象。但是不同注气速度下气窜发生后的采收率增加相差很小。这是由于气窜发生后,采收率的增加主要依靠CO2的窜流携带出原油,因此在形成稳定的气窜通道之后,增大注气速度对于提高采收率贡献不大。

图5 不同注气速度下CO2驱采收率

不同注气速度下生产气油比与CO2注入量的关系如图6所示。从图6可以看出,非混相条件下随着注气速度的变大,气窜时间逐渐前移,这主要是因为当注气速度变大时,气体在岩心中推进速度变快,而CO2在同等条件下扩散系数不变,推进速度变快,CO2溶解进原油中的量减少,在水及原油中的扩散时间也变短,使CO2气体来不及扩散便被后续注入气体向出口端推进。同时由于扩散时间变短,导致CO2波及面积变小,在原油中的溶解量变小,导致注入较少量CO2时便发生气窜。另外,注气速度较大时,CO2在岩心中发生的扩散作用以对流扩散作用占主导地位,然而其对流扩散方向是沿注入方向,当注气速度较慢时,CO2的自然扩散作用才能够发挥出一定效应,而自然扩散的方向是从高质量分数向低质量分数的方向,因此利于CO2发生重力超覆作用,使部分CO2进入低渗层,推迟气窜的发生。

图6 不同注气速度下CO2驱生产气油比

2.4 温度对CO2气窜的影响

通过驱替试验测试了相同压力下温度对CO2气窜的影响,试验结果如图7所示。两组试验压力均为10 MPa,温度分别为80和120 ℃,气窜时注入气量分别为0.43VP和0.37VP。由试验结果可以看出,随着温度的增加CO2的突破时间提前,120 ℃下的气窜现象出现时间要早于80 ℃的。从图7中可以看出,在气窜现象出现之前两组试验的采收率相差不大,这是因为两组试验的温度都比较高且试验所用的原油黏度较低,所以气窜以前两者采收率基本一致。但是随着岩心温度的提高,CO2在原油中的溶解度降低,CO2驱替气窜时机提前,因此120 ℃下驱替试验最终采收率低于80 ℃的最终采收率。

图7 不同温度下CO2驱采收率和生产气油比

2.5 渗透率级差对CO2气窜的影响

不同渗透率级差条件下CO2气窜时累积注气量的变化如图8所示。在渗透率级差为3、5、10时,气窜时注入气量分别为0.43VP、0.38VP、0.30VP,通过对比分析可知,同一注气速度条件下,随着渗透率级差的增大,气窜时间逐渐前移。由于试验使用的岩心低渗层渗透率相同,因此渗透率级差越大,平均渗透率越高,CO2驱替过程中也就越容易形成窜流通道。另外,由于压力、温度等条件基本一致,使CO2在岩心中的扩散性基本相同,但是渗透率级差变大时,CO2扩散进入低渗层的机会变小,在自身扩散性的驱使下沿轴向方向扩散占主导,即窜流通道沿着高渗透层形成,进而导致气窜过早发生。由于CO2气窜时间随着渗透率级差的升高而提前,累积采收率降低。