致密砾岩油藏超临界CO2吞吐开发可行性

蒲万芬，汪洋松，李龙威，高海铭，单东柏，王文科

（1.西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083）

中国致密油资源十分丰富，但是针对致密砾岩油藏的勘探开发和相关研究仍处于探索阶段，总体认识和开发程度都相对较低[1-4]。玛湖油田玛18 井区下三叠统百口泉组油藏储集层为致密砾岩，非均质性强，孔隙结构复杂，渗透率为0.05～94.80 mD，平均为2.30 mD，渗透率极低。该油藏常规水驱效果并不理想，初期产量递减率为76.4%～92.2%，预测采收率仅为8%。由于储集层非均质性强，且存在裂缝，注气开发容易发生气窜，大幅降低了后续采收率[5-8]；衰竭式开发后，地层能量下降快，无法得到有效补充，亟需开展提高采收率可行性评价，确定玛湖油田玛18 井区下三叠统百口泉组油藏合理有效的提高采收率方式，为现场试验提供理论依据。因此，需要探索致密砾岩油藏的开发技术和思路，实现致密砾岩油藏采收率和经济效益的最大化。

CO2吞吐是一种可以有效提高致密油藏和低渗透油藏采收率的开发技术[9-10]。在一定温度压力下，CO2可以达到超临界状态，超临界CO2的密度大于气态CO2的密度，但黏度小于液态CO2的黏度，比水的流动性高，兼具气体和液体的性质[11]。由于储集层天然裂缝的存在，在吞吐过程中，裂缝可以增大油气接触面积，增加CO2波及体积，有利于CO2对原油降黏，有助于吞吐采油[12-14]。致密砾岩油藏开发在中国尚处在探索阶段，基于以上研究现状，本文针对致密砾岩油藏地质情况，通过高压物性实验、超临界CO2吞吐物理模拟实验等手段，开展超临界CO2吞吐提高采收率可行性研究，为致密砾岩油藏开发提供参考。

1 实验部分

1.1 实验条件

实验材料：玛湖油田玛18 井区百口泉组油藏地层水为CaCl2型，矿化度为20 361.79 mg/L；玛18 井区百口泉组油藏储集层岩心；玛18 井区百口泉组油藏脱气原油，地面条件下原油密度为0.821 g/cm3，50 ℃原油黏度为5.41 mPa·s；玛18 井区百口泉组油藏闪蒸分离地层原油所得天然气；高纯度CO2（99.99%）。

物质的压力和温度同时超过其临界压力和临界温度时会达到超临界状态，CO2临界温度为31.3 ℃，临界压力为7.39 MPa，因此，在实验室模拟油藏条件（温度89.0 ℃，压力37.00 MPa）下CO2可以达到超临界状态。

根据玛18 井区百口泉组岩心压汞分析（图1），该油藏孔隙分布较为复杂，非均质性强。

图1 玛湖油田玛18井区百口泉组天然岩心压汞分析Fig.1.Mercury intrusion analysis of natural cores from Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

实验设备：Ruska 自动高压驱替泵，安捷伦7890B色谱仪，DV-Ⅲ布氏黏度计，地层流体复配器，DBRPVT 高温高压流体分析仪，高温高压多功能岩心驱替装置等。

1.2 实验流程

油气藏流体物性分析按照SY/T 5542—2009《油气藏流体物性分析方法》[15]进行，依据玛湖油田玛18井区下三叠统百口泉组油藏生产气油比（138 m3/m3），使用地层流体复配器进行模拟油配样。

超临界CO2原油抽提实验：①将一定体积配制好的地层原油样品在模拟油藏条件下转入DBR-PVT高温高压流体分析仪中；②每次向DBR-PVT 高温高压流体分析仪中加入一定体积的CO2与原油充分混合；③保持温度，摇样120 min，静止120 min；④缓缓打开DBR-PVT 高温高压流体分析仪的阀门，直到容器内压力降至37.00 MPa；⑤采集产出油样品，记录DBR-PVT 高温高压流体分析仪内压力和残余油体积，1 次抽提完成；⑥用色谱仪分析剩余油的组成；⑦重复步骤②—步骤⑥，进行第2 次—第5 次抽提，分析抽提效果。

超临界CO2与原油相互作用测试分析：①在原始地层压力和温度下，将CO2以0.05 mL/min的速度注入到原油中，并对体系加压，使超临界CO2完全溶解进入原油使原油达到饱和状态；②分别测定超临界CO2对原油高压物性（饱和压力、膨胀系数、溶解气油比、密度和黏度）的影响，分析超临界CO2对原油的影响。

超临界CO2吞吐物理模拟实验：①将岩心进行抽真空处理，再注入玛18 井区百口泉组油藏地层水进行饱和，测出岩心的孔隙度和渗透率；②设定回压为37.00 MPa，温度为89.0 ℃，利用高压驱替泵以0.05 mL/min 的速度将配制的原油注入岩心，岩心饱和时停止，并记录此时岩心饱和油量；③将超临界CO2以0.05 mL/min 的速度注入岩心，超临界CO2注入量达到目标值后，关闭阀门焖井，记录注入过程和焖井过程中不同时刻入口压力变化；④焖井120 min后，打开岩心夹持器出口端阀门，记录压力和采出油量，待压力下降到37.00 MPa时停止实验。

2 结果与讨论

2.1 超临界CO2对原油的抽提作用

第1 次—第5 次抽提分别注入超临界CO2物质的量分数为4.6%、10.1%、19.3%、32.9%和46.3%。从实验结果（图2）可以看出，抽提分离出来的原油组分主要集中在C1—C23，轻质组分（C1—C6）和中质组分（C7—C17）占比较多，C23+组分占比较少[16]；随着抽提次数的增加，剩余油中轻质组分和中质组分占比逐渐降低，C18+重质组分的占比逐渐增加；说明超临界CO2具有较好的抽提原油轻质组分和中质组分的能力，从而可以降低原油黏度，增加原油流动性，提高原油采出量。

图2 玛湖油田玛18井区百口泉组超临界CO2抽提原油碳组分Fig.2.Extracted carbon components from crude oil through injecting supercritical CO2 into Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

2.2 超临界CO2对原油物性的影响

饱和压力、体积系数、膨胀系数、溶解气油比、原油密度和原油黏度与注入超临界CO2物质的量分数关系见图3。随着注入超临界CO2的增加，原油饱和压力、膨胀系数和溶解气油比上升。原油密度和原油黏度随着注入超临界CO2物质的量分数增加而下降。

图3 玛湖油田玛18井区百口泉组油藏原油物性与注入超临界CO2物质的量分数的关系Fig.3.Physical properties of crude oil vs.amount-of-substance fraction of supercritical CO2 injected into Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

（1）在超临界CO2与原油的相互作用实验中，在注入阶段的前期（注入超临界CO2物质的量分数不大于20%），饱和压力和膨胀系数上升较为缓慢，此阶段注入的超临界CO2很容易溶解进入原油，并与原油进行相互作用，当注入的超临界CO2物质的量分数为35%左右时，需要更高的饱和压力使超临界CO2溶解，饱和压力上升趋势相比于注入阶段前期变快。在注入结束时（注入超临界CO2物质的量分数为50%），饱和压力增加了58.2%，膨胀系数增加了26.04%，溶解气油比达418.34 m3/m3，地层能量得到了有效补充。

（2）注入超临界CO2进入原油，原油体积膨胀，随着注入超临界CO2物质的量分数的增加，原油密度有一定程度的下降。注入结束时，原油密度下降了15.40%。

（3）在超临界CO2注入前期，原油黏度明显下降，原油黏度下降速度在注入前期后趋于平缓。表明超临界CO2抽提出原油中轻质和中质组分的能力很强，具有良好的降黏作用，可以提高原油流动性[17-18]。

2.3 超临界CO2注入量对吞吐效率的影响

选取玛湖油田玛18 井区百口泉组油藏物性相近的A1、A2 和A3 岩心，以0.05 mL/min 速度对应注入0.25 PV、0.50 PV和0.75 PV的超临界CO2，焖井120 min进行吞吐模拟实验，记录超临界CO2换油率。岩心参数以及实验结果见表1，不同注入量下入口压力随时间变化如图4。

表1 玛湖油田玛18井区百口泉组油藏注入超临界CO2吞吐模拟实验结果Table 1.Simulation results of supercritical CO2 huff-puff development of Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

图4 玛湖油田玛18井区百口泉组油藏超临界CO2不同注入量入口压力随时间变化Fig.4.Inlet pressure variations with time after injecting different quantities of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

从图4可知，在超临界CO2注入阶段，随着超临界CO2的不断注入，系统内能量增加，岩心夹持器入口压力持续上升。焖井阶段，超临界CO2与原油发生溶解膨胀作用，使岩心夹持器入口压力逐渐增加。增加超临界CO2注入量有利于扩大超临界CO2的影响范围，提高原油溶解膨胀程度，使得最终焖井岩心夹持器入口压力增加，补充的地层能量也相应增加[19]，最终吞吐采收率从14.38%上升至23.67%。超临界CO2换油率（采收率与超临界CO2注入量之比）随着超临界CO2注入量增加而下降，超临界CO2注入量从0.50 PV 增加至0.75 PV 时采收率变化不大，此时单纯增加超临界CO2注入量这一措施对提高采收率的效果不明显，因此，在本实验中，超临界CO2最佳注入量为0.50 PV。

2.4 焖井时间对超临界CO2吞吐效率影响

选取玛湖油田玛18 井区百口泉组油藏物性相近的B1 和B2 岩心进行吞吐实验，以0.05 mL/min 速度向岩心注入0.50 PV 超临界CO2，焖井时间分别为60 min 和240 min，焖井结束后，打开岩心夹持器出口端，记录吞吐采收率，10 min 后记录入口压力。岩心参数以及实验结果见表2，结合上文A2 岩心的吞吐实验数据，得到不同焖井时间入口压力随时间的变化（图5）。

图5 玛湖油田玛18井区百口泉组油藏不同焖井时间入口压力随时间变化Fig.5.Inlet pressure variations with time after soaking for different time in the Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

表2 玛湖油田玛18井区百口泉组油藏不同焖井时间吞吐模拟实验结果Table 2.Simulation results of supercritical CO2 huff-puff development after soaking for different time in the Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

当焖井时间从60 min 延长至120 min 后，采收率提升比较明显，提高了6.22%；焖井240 min 与焖井120 相比，入口压力变化不大，原油采出程度也仅上升0.19%（表2）。在焖井过程中，超临界CO2溶解于地层原油当中，使得原油体积发生膨胀，补充地层能量使得入口压力上升，并且能够降低原油黏度，对原油的轻质组分进行抽提。在120 min以内延长焖井时间，有利于超临界CO2充分溶解到原油当中，使超临界CO2得到充分利用，提高吞吐效率。焖井时间增加到240 min 后，由于超临界CO2与原油已经充分作用，再延长焖井时间对吞吐效果几乎没有影响。

2.5 吞吐轮次对超临界CO2吞吐效率的影响

选取玛湖油田玛18 井区三叠系百口泉组油藏物性相近的C1、C2 和C3 岩心（表3），分别进行4 轮次吞吐，以0.05 mL/min 速度向岩心注入0.50 PV 超临界CO2，焖井120 min后，进行开井生产，记录不同时刻的入口压力和采出油量，待入口压力下降到37.00 MPa时停止生产，并等速注入等量气体进行4 轮次吞吐实验。

表3 玛湖油田玛18井区百口泉组天然岩心物性参数Table 3.Physical properties of natural cores from Baikouquan formation in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

随着吞吐轮次的增加，原油被不断采出，在注入超临界CO2阶段，注入开始与注入结束时入口压力的差值随吞吐轮次的增加而降低（图6）。在焖井阶段，焖井开始与焖井结束时入口压力的差值随吞吐轮次的增加而降低。3组吞吐实验中，前2轮次超临界CO2吞吐前期可以有效提高超低渗透油藏的采收率。第3轮次吞吐的采效率分别降低至3.13%、4.25% 和5.11%，第4 轮次吞吐，基本无原油采出。经过4 轮次吞吐后，总采收率分别为41.62%、46.93%和52.61%（图7），相较于单次吞吐时采收率提高了20.00%～24.00%。3 组实验的入口压力随时间变化趋势大致相同，吞吐轮次超过3 次后采收率提升不明显。随着吞吐轮次的增加，由于原油不断被采出，相同超临界CO2注入量对原油的能量补充降低，同时每次吞吐过程中原油的轻质组分被抽提采出，轻质组分大量消耗，重质组分占比增加，超临界CO2对原油改质能力下降，造成3轮次后吞吐采出油量降低[20]。

图6 玛湖油田玛18井区百口泉组油藏超临界CO2 不同吞吐轮次入口压力随时间变化Fig.6.Inlet pressure variations with time after injecting different rounds of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

图7 玛湖油田玛18井区百口泉组油藏注入超临界CO2不同吞吐轮次的采收率Fig.7.Recovery factors after injecting different rounds of supercritical CO2 into Baikouquan formation reservoirs in Wellblock Ma-18 in Mahu oilfield

3 结论

（1）超临界CO2吞吐是一种提高致密砾岩油藏采收率的有效方法。持续注入超临界CO2可以有效补充地层能量，降低原油黏度和原油密度，增加原油流动性。

（2）原油与超临界CO2相互作用测试分析实验中，在注入阶段前期（注入超临界CO2物质的量分数不大于20%），饱和压力和膨胀系数上升较为缓慢，在此阶段，超临界CO2进入原油并与原油进行的相互作用是影响原油性质的主要因素，当注入超临界CO2物质的量分数大于20%时，随着注入CO2物质的量分数增加，抽提作用占主导因素。

（3）超临界CO2吞吐提高采收率效果较好，在注入量0.75 PV、焖井时间大于120 min 和吞吐轮次大于3 轮次时，由于超临界CO2与原油作用越来越充分，原油轻质组分不断被抽提消耗，重质组分占比上升，原油膨胀能下降致使采收率提高有限。致密砾岩油藏超临界CO2吞吐存在合理注入量、焖井时间和吞吐轮次。