渗透率及压力对低渗油藏CO2驱油效率的影响

郭平，黄宇，李向良

（1．西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都610500；2.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营257000）

低渗透储层大多不适合采用水驱开采方式开发，因而注气开采便成为国内外广泛应用的一种提高低渗透油气藏采收率的技术手段［1-6］。CO2具有无毒、气源广泛的特点，相对于干气、氮气等其他气体，注CO2能更有效地提高油气采收率［7-9］。

国外对CO2驱的研究应用较多，但大多仅是针对交替注水和CO2段塞技术［10-11］。在直接注CO2驱油开采过程中，关于低渗油藏地层渗透率和压力保持水平对CO2驱油效率影响的研究较少［11-15］。本文通过在不同渗透率及压力保持水平条件下开展CO2驱长岩心模拟实验，研究了CO2驱油效率、驱替压差随储层渗透率及压力保持水平变化的规律。

1 研究思路

根据某油田地层流体原始参数，在室内配制原油样品及地层水，并测试地层流体饱和压力、体积系数等基本参数。在30 MPa 压力保持水平下，分别在渗透率为5×10-3，10×10-3，30×10-3μm2的长岩心中进行直接注CO2驱物理模拟实验。选取渗透率为10×10-3μm2的岩心，分别在30，26，23，20 MPa 压力保持水平下进行直接注CO2驱油物理模拟实验。记录实验过程中的产油量、驱替压力、见气时机等参数，通过分析，探讨不同渗透率和压力保持水平对CO2驱油效率的影响规律。

2 长岩心驱替实验

2.1 设备与流程

本次实验设备主要由注入泵系统、长岩心夹持器、油气分离系统、控温系统、配样器、计量系统几部分组成。实验流程如图1所示。

图1 长岩心实验流程

2.2 岩心制备

本次实验选取无破损的露头岩样，将其打磨成直径为2.5 cm 的实验岩心，经清洗、烘干后测试其基本的物性参数，最后筛选出渗透率分别为5×10-3，10×10-3，30×10-3μm2左右的岩心各15 块。根据调和平均排序法分别对3 组渗透率不同的岩心进行排序［16］，组成长度分别为99.08，99.58，99.63 cm 的长岩心，对应的总孔隙体积分别为88.13，88.33，88.49 mL。

2.3 流体配制

使用某油田井口脱气油和套管气，依据石油天然气行业标准SY/T 5542—2000，在地层温度126 ℃、饱和压力11.61 MPa 条件下，按地层气油比60.9 m3/m3的标准配制驱替油样。地层水为室内自行配制，水型为CaCl2型，总矿化度31 266 mg/L。

2.4 实验步骤

1）按照调和平均排序法将岩心置于岩心夹持器内，温度升至126 ℃，用石油醚将岩心清洗干净，并用氮气吹干。

2）将系统抽真空，并在低压条件下往岩心中注入地层水直至饱和，记录注入水总体积；再用脱气油驱替地层水，直到不出水为止，记录驱替出的水的总体积。

3）将出口连通回压阀，用脱气油将系统压力升至实验压力30 MPa，并保持该压力水平，用配制好的油样以较慢速度驱替脱气油4～5 PV，直到出口端与配制油样气油比一致。至此完成实验原始状态的建立。

4）在实验温度、压力条件下，利用99%的高纯CO2以0.125 mL/min 速度驱替油样，直到出口端不出油为止。在此过程中每驱替0.1 PV 记录1 次进出口端压力、油气产量，并记录CO2突破时间点。

5）用渗透率不同的岩心，重复以上实验步骤，共计3 组；用10×10-3μm2岩心分别在30，26，23，20 MPa 压力保持水平下进行以上实验，共计4 组。

3 实验结果及数据分析

3.1 岩心渗透率的影响

3.1.1 驱替压差

如图2所示，渗透率分别为5×10-3，10×10-3，30×10-3μm2的3 组岩心实验驱替过程中，气体分别在驱替0.8，0.7，0.5 PV 后突破。低渗透岩心的驱替压差要高于高渗透岩心，5×10-3μm2岩心中驱替压差最高，达到1.54 MPa，远高于10×10-3μm2和30×10-3μm2岩心。究其原因在于，低渗透岩心的孔隙度低，孔喉细小，使得毛细管力相对较大，因此，CO2的流动阻力和储层对油的黏滞力大，CO2驱的启动压差更大。在相同的注气速度之下，渗透率越低，流体流速越慢，驱替压差越高。

图2 不同渗透率条件下驱替压差对比

3.1.2 累积驱油效率

不同渗透率条件下CO2的驱油效率不同，结果如图3所示。由图可见，随着渗透率降低，CO2驱油效率呈上升趋势。

从流体流动速度分析，低渗透岩心中油气流动慢，流体的低速流动一方面有利于CO2和原油充分接触，有充足的时间使CO2溶解到原油中，能更好地改善原油物性，增大其膨胀系数，降低黏度，使油更易于流动，且为CO2和原油混相提供有利条件，从而提高CO2驱油效率；另一方面，流体的低速流动也使得CO2更易进入更多的细小孔隙中驱替地层原油，减小了储层中的残余油饱和度，CO2驱油效率进一步提高。

从驱替压差分析，低渗透岩心的驱替压差大于高渗透岩心，同等压力保持水平下，更高的注入压力能够在一定程度上提高CO2在原油中的溶解度，更好地改善地层原油的物性，高压也为CO2和原油混相提供更有利的条件，进一步减小CO2在原油中的指进程度，因此在低渗透率岩心中CO2的驱油效率更高。

图3 不同渗透率条件下累积驱油效率对比

渗透率分别为5×10-3，10×10-3，30×10-3μm2的3组岩心中，CO2突破点的驱油效率分别为79.37%，70.34%，52.15%，其最终驱油效率分别为85.13%，80.19%，73.83%，较气体突破点时的驱油效率分别提高了5.76%，9.85%，21.68%。这表明，地层流体在高渗透储层中较低渗透储层更易流动，在气体突破后还能依靠CO2溶于原油后的降黏、膨胀及蒸发萃取作用采出很大一部分原油，并且气体突破时储层中的含油饱和度较低渗透储层更高；因此，驱替结束时较气体突破点时的累积驱油效率提高幅度高于低渗透储层。

3.2 压力保持水平的影响

3.2.1 驱替压差

图4中曲线与纵轴的交点即为启动压差，可以看出，CO2驱的启动压差随压力保持水平的升高而降低。分析原因是，在低压条件下，CO2在原油中的溶解度相对较低，油气之间的性质差异较大，多孔介质中的毛细管力也相对较大，若使油气流动，则需要更高的注入压差来克服毛细管力引起的阻力。

从实验结果可以看出，压力保持水平越高，驱替压差越低。原因在于，在高压条件下，CO2在原油中的溶解度相对较高，在大量CO2溶于原油的同时，原油中萃取的气体中的轻烃也多，油气两相的性质更为接近；因此，油气之间的界面张力更小，驱替时多孔介质中的毛细管力也较小。

图4 不同压力保持水平下驱替压差对比

3.2.2 累积驱油效率

不同驱替压力下CO2的驱油效率差别较大（见图5）。随着压力保持水平的不断提高，CO2气体突破时机更慢，驱油效率也更高。呈现这种趋势的原因在于，压力增大，原油能够溶解更多的CO2，原油的饱和压力和膨胀系数增大，黏度减小，有利于地层原油流动，也能使更多CO2进入细小孔隙中驱替出原油；CO2的溶解度提高后，随着油气性质越来越接近，两相之间的界面张力越来越小，CO2在原油中的指进程度更低，因此在驱替过程中滞留在驱替前缘后面的原油含量将减小；当系统压力保持水平高于CO2和地层原油的最小混相压力后，CO2和原油发生混相，此时原油和CO2将在驱替前沿形成一个混相带，油气两相之间的界面完全消失，不存在界面张力，混相带在岩心当中的流动将呈现出均质的特点，CO2的驱替效率大大提高。

图5 不同压力保持水平下累积驱油效率对比

实验所使用的地层原油和CO2的最小混相压力为28.2 MPa［17］，当压力保持水平为30 MPa 时，最终驱油效率高达80.19%； 在CO2突破以后，依靠萃取作用，CO2还能采出一部分滞留在储层中的原油，系统压力越高，CO2的萃取能力也越强：因此，压力保持水平越高，CO2的驱油效率也越高。在驱替压力较高时，有少量水产出，这是由于CO2易溶于水，CO2溶于水后，会使地层水体积膨胀，且压力越高时，地层水中溶解的CO2也越多，膨胀作用就越明显，由此也能依靠其膨胀能量采出一部分原油和水，同时，束缚水饱和度有一定程度的减小，原油的流动阻力进一步减小，CO2的驱油效果也更好。

4 结论

1）储层渗透率越低，CO2驱所需驱替压差越大，进而CO2与原油的接触越充分，利于两者混相，因此使得CO2在原油中的指进速度更慢，驱替效率越高。

2）储层压力保持水平越高，CO2驱所需驱替压差越大，CO2在原油中的溶解度越高，CO2突破时机越晚，CO2驱替效率也越高。在储层压力超过CO2和原油最小混相压力后，能大大提高CO2驱油效率。

3）在低渗透油藏中，渗透率较低的油藏比渗透率较高的油藏更适合CO2驱开采；油藏在进行CO2驱开采过程中，应尽量将地层压力保持在较高压力下，以提高注气驱油效率。

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