低渗透砂砾岩油藏二氧化碳驱提高采收率

2022-02-16李岩张菂樊晓伊张金通杨瑞莎叶欢

新疆石油地质 2022年1期

李岩，张菂，樊晓伊，张金通，杨瑞莎，叶欢

（1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，郑州 450000；2.河南省提高石油采收率重点实验室，河南南阳 473132；3.河南省地震局，郑州 450000）

焉耆盆地坐落在南天山褶皱带之上，位于准噶尔、塔里木和吐哈三大盆地之间，自北向南分为和静坳陷、焉耆隆起和博湖坳陷。本布图油田焉2 区块位于博湖坳陷苏木构造带上，为背斜层状边水油藏，主要含油层段为下侏罗统三工河组，埋藏较深，顶界埋深为2 500～2 600 m。储集层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度为12.2%，渗透率为9.80 mD，裂缝不发育，物性较差，发育典型的低孔低渗油藏[1-2]；储集层以缩颈型喉道、窄片状喉道和管束状喉道为主，为细喉和微细喉型；储集层敏感性强，具强水敏、强压敏和中速敏。本布图油田自2002 年开始注水开发，2011 年之后，由于储集层伤害严重，注水井因注不进而停注。目前地层吸水能力差，增注困难，地层能量无法及时补充，地层压力保持水平低，油井供液能力差，单井产量低（0.80 t/d），采油速度低（0.13%），采收率低（7.49%），开发效果差，亟需可提高开发效果的有力措施。CO2驱具有良好的驱替效果，已成为提高采收率的重要手段[3-5]，在国内各大油田相继开展过矿场试验[6-10]，并得到推广应用，形成了CO2驱室内实验机理、筛选评价、混相判识、开发效果评价等理论和技术，以及采集、集输、注入、防腐、回收等配套工艺[11-12]，对低渗透油藏、特高含水油藏、稠油油藏等不同类型油藏[8，13]增油效果较好。

本布图油田焉2 区块为低孔低渗砂砾岩油藏，储集层非均质性强，现有的CO2驱技术无法直接应用。本文通过室内岩心实验，对注入前后流体相态、最小混相压力和驱油效果进行分析，探索砂砾岩油藏CO2驱的可行性，旨在对该油田的后续开发有所裨益。

1 实验方法

实验用地层流体为地层复配原油和地层水，实验仪器为高温高压多功能地层流体分析仪、高温高压界面张力仪、最小混相压力测定仪、高压恒速恒压泵、可旋转岩心夹持器等。

实验所用岩心直径为2.50 cm，研究中选取岩心样品105 块，其中实测渗透率94 块，选择代表性岩样7 块，总长30.40 cm，在模拟油层温压条件下，对不同注入方式的效果进行评价。

2 岩心实验分析

2.1 地层原油相态特征

地层原油以本布图油田焉2 区块地面原油和井口分离气进行复配。通过单次闪蒸、恒质膨胀实验和多次脱气实验分析测试[14-15]，油藏泡点压力为26.24 MPa，溶解油气比为186.27 m3/m3，地层原油密度为0.640 2 g/cm3，黏度为0.682 3 mPa·s，脱气原油密度为0.806 1 g/cm3，原油体积系数为1.495 9。总之，焉2 区块油藏原油属于轻质油，气油比高，密度低，膨胀性较好，符合一般黑油特征，同时兼具挥发油的性质。

2.2 注CO2后流体相态特征

注CO2后，地层流体性质的变化情况是注气方案设计的基本依据之一。在地层温度95 ℃条件下，利用复配地层原油，采用5 组不同注气物质的量分数进行膨胀实验及原油黏度测试实验，以此测定注入不同物质的量分数CO2时，地层原油的物性变化情况[16]。实验结果表明，地层原油在注入CO2后，其泡点压力、体积系数、气油比和膨胀系数均升高，黏度及密度降低。当注入CO2物质的量分数为70%时，原油饱和CO2量达到最大值，泡点压力为29.44 MPa，原油体积膨胀系数为1.366 6，原油黏度降为0.462 3 mPa·s，降黏率为32.25%，降黏相对幅度较大，溶解气油比为429.26 m3/m3（表1）。总之，本布图油田原油注入CO2后具有较强的膨胀能力，但由于原油本身很轻，绝对降黏幅度较低。但从原油密度变化看，注入CO2物质的量分数达到70%之前，原油密度是升高的；注入CO2物质的量分数超过70%以后，CO2与原油混相，密度呈下降趋势。表明研究区只有达到混相驱才能取得较好的效果[17]。

表1 油藏条件下CO2和原油的高压物性参数Table 1.High-pressure physical property parameters of CO2 and crude oil under reservoir conditions

2.3 原油与CO2界面张力特征

采用轴称滴形-轮廓法技术（ADSA-P）分析油藏温度和不同压力下地层原油与CO2相互作用规律，分别测定了油藏温度下动态界面张力和平衡界面张力，通过高温高压可视化视窗观察扩散作用，并记录不同压力下CO2与原油接触的特征。

对焉2区块原油与CO2在油藏温度95 ℃下的界面张力进行测试，随着压力的升高，原油与CO2界面张力逐步降低，20 MPa时，CO2与原油界面张力达到2 mN/m，部分原油与CO2很容易达到多级接触混相（图1）。

观察不同压力下高温高压釜内原油与CO2接触时原油的体积和形态变化（图2），压力为10 MPa 时，无明显的扩散传质作用；压力升高到14 MPa 时，出现轻质组分轻微的抽提溶解作用；随着压力的进一步升高，这种相互作用逐渐增强，压力达到20 MPa 时，相互传质作用变得非常强烈，可以看到原油轻质组分被CO2剧烈地萃取抽提现象；达到25 MPa 时压入油滴后可以瞬间形成一个液滴，并伴随着剧烈的抽提，随后油相会直接向下直接流入气相。停止注入原油后，油相液滴迅速消失，无法形成抽提后的稳定液滴。

综上所述，随着压力升高，初始接触阶段传质扩散作用逐渐增强，低压下CO2萃取原油中的轻质组分，轻质组分从多孔介质中被驱替出来，随着压力升高，CO2能够萃取的组分分子量逐渐增大。在CO2驱油过程中，随着注入压力升高，更多的轻质组分被CO2萃取抽提，即原油中更多组分与CO2实现混相，残余的不能混相的重质组分会相应减少，与CO2实现混相的组分很容易从油藏孔隙中被驱替出来。焉2 区块储集层具有亲水性，孔隙表面存在水膜，在注入过程中，CO2会饱和孔隙表面的水膜，与孔隙中剩余油接触，可以驱替出孔隙中大部分剩余油，提高原油采收率。

2.4 最小混相压力细管实验

细管实验是实验室测定最小混相压力的一种常用的方法[15，18]。将生产井脱气原油样品与产出气按照生产气油比（泡点压力19.70 MPa）进行复配，得到模拟地层原油。在油藏温度（95 ℃）下，分别在长细管仪中进行不同压力下的气驱实验。

含气原油条件下，CO2驱油效率仍随注入压力的增大而增大。通过线性回归，得到该油藏原油的最小混相压力为25 MPa（图3a），高于目前19 MPa 的地层压力。驱油效率随着CO2注入体积的增大而逐渐增高；相同驱油效率对应的CO2注入体积随注气压力的升高而增加（图3b），这说明压力越高，原油溶解CO2的能力越强。

3 长岩心CO2驱替实验

长岩心驱替物理模拟实验，是在油藏温度和压力下使用天然岩心进行，地层流体由原油和地层水复配而成，与油藏流体一致。模拟油层最大限度与油藏保持几何相似，实验注采参数与油藏条件保持力学相似，使得物理模拟过程与油藏符合相似准则的要求[7]。

共选取岩心样品105 块，其中可用于实测渗透率94 块，按岩性分为砾岩9 块、砂砾岩34 块、含砾砂岩31 块和细砂岩20 块。其中砂砾岩和含砾砂岩的物性较好，渗透率为1.00～10.00 mD 的样品占样品总数的29.78%；砂岩的渗透率分布比较均匀，主要为0.10～0.50 mD；砾岩物性较差。

以油藏地层参数设置实验条件，地层压力分别设置为27 MPa、20 MPa 和15 MPa，共选用岩样7 块，总长约30.4 cm，兼顾不同渗透率级别，同时考虑了储集层的非均质性，岩样的排列顺序遵循调和平均原则，采用恒流速（0.05 mL/min）注入，进行试验。

3.1 不同压力长岩心驱油效果对比

长岩心CO2驱油实验（图4a）表明，驱油效率随着压力增加呈增大趋势，其中15 MPa、20 MPa和27 MPa下的驱油效率分别为66.67%、76.90%和81.50%。但从驱油效率曲线中可以看出，不同压力的驱油效率的曲线形态有差异，这种差异主要与CO2和原油的混相程度相关[17]，研究区最小混相压力为25 MPa，随着实验压力升高，20 MPa 时接近混相，驱油效率较高，27 MPa时已达到混相条件，驱油效率最高。

15 MPa 压力下，驱油效率曲线与CO2非混相驱的特征比较类似，注入初期CO2以溶解为主，但是由于未达到混相压力，相比之下溶解量少，压力梯度增加较快（图4b），同时采出端也很快产液。由于15 MPa下仍然存在界面，所以注入过程压力梯度增加比混相的情况下要快，当到0.6 PV 时，采出端开始明显见到CO2，但CO2的含量还不太高，气油比上升变快，压力梯度保持稳定；当注入0.7 PV 后，此时开始大量产出气体，且以CO2为主，气油比迅速上升，注气发生突破，压力梯度开始迅速下降，驱油效率也开始大幅提高，随后达到稳定，突破后仍然有少部分原油能被携带出来，这也与混相的情况不太相同。

20 MPa 和27 MPa 时，在初期很长时间注入压力增加较慢，CO2主要溶解在原油中并增加能量，驱油效率较15 MPa 时低。由于混相的缘故，启动压力梯度和最大压力梯度都明显低于15 MPa，当驱替前缘到达产出端时，产出端的气油比开始上升，此时主要以溶解在原油中的CO2为主，气油比有一个平台期，此阶段产油量开始迅速上升，直至CO2气体完全突破后，驱油效率变化不大（图4a），达到稳定。

3.2 不同注入方式的驱油效果对比

根据实验结果，连续注CO2的驱油效果最好，总驱油效率为76.90%；其次是水气交替和间歇注气驱，驱油效率分别为73.10%和63.90%；天然气驱的效果最差，驱油效率为47.80%（图5）。相比之下，水气交替和连续注气的最终驱油效率相差不大[18-20]，但驱油效率曲线有明显差异。在注入初期，由于连续注入CO2以增能和溶解为主，导致注入初期的采液能力较差，中—后期产液上升较快。但是水气交替由于注入压差较大，在注入初期产油速度和产油量都保持稳定上升的趋势，随着交替周期数的增加，注入压力不断增加，至突破后产油能力迅速下降。而在压力梯度方面，间歇注气的压力梯度最小，水气交替驱的压力梯度转注气驱后降低，转注水驱后增加，连续注气压力梯度居中，而天然气驱的压力梯度在见效后减小。

对于常规低渗砂岩油藏，在相同的注入条件下，水气交替驱的效果要优于连续注气驱[21]，主要原因在于水气交替驱会延缓突破的时机，扩大波及效率。但本布图油田焉2 区块低渗砂砾岩储集层具强水敏，注水开发会严重伤害储集层，导致注入压力过高，甚至难以有效注入；水气交替驱还可能进一步导致注入能力降低，从而导致无法正常注入，驱油效率低于连续注气。另一方面，研究区原油溶解CO2的能力较强，天然气的溶解性不及CO2，而且也未能形成混相，一旦气相突破，驱替过程就基本结束。因此，连续注CO2效果好于连续注天然气。

3.3 注CO2驱对渗流能力的影响

CO2的水溶液会引起地层水pH值下降，导致白云石、方解石和钾长石等矿物的快速溶解，溶液中的离子生成新的矿物，如钾长石转换为高岭石，新生成矿物超过溶解度之后会形成沉淀，沉淀可能堵塞孔隙或喉道，导致渗透率下降[6]，在压差作用下这种情况更为严重。如果注入水与地层水不配伍，一方面会导致非膨胀性黏土矿物与注入介质混合后产生沉淀，以悬浮颗粒的形式存在，并在流动中堵塞孔喉，缩小孔隙通道有效横截面，甚至会完全堵死喉道；另一方面，由于一些黏土矿物遇水后膨胀，减小渗流通道，从而损害地层渗透率。

为明确注入CO2对本布图油田焉2 区块渗流能力的影响及注CO2与地层水的配伍性，对地层水注CO2能力进行实验。挑选砂砾岩和含砾砂岩2 种不同岩性岩心进行实验，研究发现，注地层水-CO2流量和压差都呈良好的线性关系（图6）。含砾细砂岩岩心注地层水后再注CO2，渗透率从0.44 mD 下降至0.32 mD，下降了27.3%；这说明地层水-CO2-岩石体系以沉淀作用或颗粒运移为主，产生的碳酸水溶液和矿物发生反应，生成沉淀或者小颗粒，堵塞了孔喉，导致渗透率下降。

砂砾岩注地层水后注入CO2，渗透率从0.23 mD增加至1.06 mD，与含砾砂岩的情况完全不一样，表明CO2和水体系会与砂砾岩的黏土和矿物发生反应，方解石和绿泥石会与碳酸水发生反应，导致渗透率发生明显的变化。砂砾岩的注入压力梯度明显小于含砾砂岩（图7），这说明注入的CO2能快速溶解在水中，并与矿物发生化学反应。

4 开发试验

综合技术界限和经济界限，认为研究区合理的井距应为160～180 m，同时考虑研究区储集层敏感性强，建议注CO2驱井距应不超过320 m。目前，研究区平均井距为260 m，能够满足注CO2驱替的要求。根据现有井网井距，模拟五点法井网、五点和七点结合井网、九点法井网等3 种井网15 a 的生产效果，认为五点法井网效果最好，压力保持水平高，有利于开展CO2驱。

研究区属于典型的水敏性砂砾岩油藏，注水十分困难，甚至日注水量低于2 m3，水气交替驱不适合，对连续注气、超前注气、间歇注气和异步注气模拟结果进行对比，异步注气注采效果最差，阶段累计产油量、阶段增油量和换油率均最低，连续注气累计产油量和累计增油量均最高（表2），主要原因是地层能量保持程度高，CO2混相驱机理发挥充分，由于注入总量较大，使得换油率中等，结合研究区目前的条件，建议先连续注气，根据矿场实际再做出调整。

表2 不同注气方式预测结果Table 2.Forecast results of different gas injection methods

在早期开发中，研究区曾实施过2 口井的CO2试注试验，注入压力最高42 MPa，注入量25～30 t/d，累计注入129.10 t，吸气指数0.095 4～0.1040 t/（d·MPa·m），注气具有一定的吸气能力，但注入压力相对较高。根据试注试验结果，通过优化注气参数，设计不同注气速度的方案进行模拟，注气速度分别为15 t/d、20 t/d、25 t/d、30 t/d 和35 t/d，油井平均生产流压为7 MPa。低注气速度（15～25 t/d）时，各注气井能够满足设定的注气速度，随着注气速度的增大（30～35 t/d），部分注气井注入能力不能达到设定的注气速度。根据现有试注数据和注入井射孔厚度分析各井注入能力，最高注入压力为55 MPa，当前地层压力为20 MPa，最大吸气指数为0.080 0 t/（d·MPa·m），得出各井注入量在20～35 t/d。

研究区目前的地层压力较低，因此前期需要采用高的注采比，快速的提升地层压力，使得平均地层压力恢复到原始油藏压力水平，以达到CO2混相驱的效果，之后采用较低的注采比，以保持注采平衡，综合考虑增油量，经济极限换油率和绝对收益增量，认为注采比1.1～1.2，注气量0.55～0.64 HCPV较为合适（表3）。

表3 不同注气量模拟结果Table 3.Simulation results of different gas injection schemes

在上述研究基础上，最终试验井组采用五点法井网，确定了5 注13 采的井网优化方案，选用连续注CO2开发，单井注气速度为20～35 t/d，生产流压控制在6～8 MPa，注气15 a。在注气初期，进行强化注气，使注采比达到4.0；地层压力提高至最小混相压力附近后，进行温和注气，使注采比保持在1.1～1.2，总注气量达到44.000×104t，地层压力保持在25 MPa，预计15 a累计产油20.220×104t，阶段采出程度达到16.480%，比衰竭式开发累计增油15.630×104t，提高采收率幅度13.37%，CO2换油效率0.330 t/t，为下一步矿场试验提供了依据。