低渗透油藏CO2驱替过程中的混相特征实验研究

王 锐， 吕成远， 伦增珉， 赵淑霞， 潘伟义， 周 宇

(1.中国石油化工集团公司 海相油气藏开发重点实验室， 北京 100083； 2.中国石化石油勘探开发研究院 采收率所， 北京 100083)



低渗透油藏CO2驱替过程中的混相特征实验研究

王 锐1，2， 吕成远1，2， 伦增珉1，2， 赵淑霞1，2， 潘伟义1，2， 周 宇1，2

(1.中国石油化工集团公司 海相油气藏开发重点实验室， 北京 100083； 2.中国石化石油勘探开发研究院 采收率所， 北京 100083)

针对低渗透油藏CO2驱替过程中注采压差大导致的压力分布不均匀的问题，开展了低渗透油藏CO2驱替过程中的沿程压力分布监测实验；根据最小混相压力测定实验，计算并获得了低渗透油藏CO2驱替过程中的混相程度；基于混相程度的概念，分别进行了不同注入模式下的CO2驱油实验.研究结果表明，低渗透油藏CO2驱替过程中的沿程压力分布呈动态变化特性，随着CO2的注入，CO2驱混相程度逐步提高；不同注入模式下的混相程度不同，高压低速注入混相程度最高、驱油效果最好，低压高速注入次之，低压低速注入最差.低渗透油藏CO2驱开发，应当补充能量，尽可能提高混相程度，才能达到较好的驱油效果.

低渗透； CO2驱； 混相程度； 沿程压力分布； 注入模式

0 引言

低渗透油藏基质致密、渗透率低，导致常规注水开发过程中注采压差大，难以形成有效的驱替压力梯度[1,2].CO2驱以其良好的注入性和驱油效果，成为低渗透油藏提高采收率的主要方法之一.CO2由于具有低的临界温度和压力，在地层中处于超临界状态，其在原油中具有较高的溶解性能和萃取作用，进而具有低界面张力、易形成混相状态、降低原油粘度及增加原油弹性能量等方面的机理[3-6].目前，国内外对CO2驱油机理进行了广泛深入研究.

气驱过程被划分为混相或非混相，在非混相驱过程中，由于油气两相间界面张力较低，毛管数的增大有利于增加原油采收率.在混相驱中，油气界面张力为零，毛管数为趋近于无穷大，残余油饱和度接近零，驱油效果达到最佳[7].混相驱的评价方法主要通过长细管法测定最小混相压力值来判断，即油藏压力高于最小混相压力值时属于混相驱[8].在低渗透油藏CO2驱过程中，由于注采压差较大，导致注采井间的压力分布不均匀，而这种不均匀分布会导致CO2驱过程中的混相过程是动态变化的，进而对CO2驱油效果产生影响[9-15].针对低渗透油藏CO2驱替特征，研究了CO2驱过程中沿程压力分布特征.根据最小混相压力值，获得了CO2驱混相程度.基于混相程度的概念，比较并优化出了低渗油藏CO2驱最佳的注采方式.

1 实验装置及方法

结合长细管驱替装置和长岩心驱替系统分别进行不同条件下的CO2驱替实验，确定CO2驱替特征及其沿程压力分布变化规律.长岩心夹持器为法国ST公司生产，岩心套筒规格为Φ2.54×100 cm，从入口端到出口端依次分布着P1、P2、P3、P4、P5、P6、P7七个测压点，实验过程中能够时时进行压力沿程分布变化监测，如图1所示.长细管实验装置为法国VINCI公司生产的，长细管规格为Φ0.8×2 000 cm，如图2所示.

图1 长岩心沿程测压点分布示意图

1.驱替泵 2.地层没 3.注入气 4.细管模型 5.观察窗 6.回压阀7.恒温箱 8.分离瓶 9.气量计

2 CO2驱最小混相压力测试

实验用油为油田现场油样，油藏温度为97.53 ℃，模拟油藏压力为20.15 MPa.首先将长细管加热,恒温后抽空饱和原油，然后将回压阀设定一定的压力，进行CO2驱替实验.实验结束后，用甲苯、石油醚等清洗细管，并用高压空气把管线吹干，按前面的过程进行下一个压力点的细管驱替实验.绘制CO2驱采收率与注入压力之间的关系曲线，实验结果如图3所示.

图3 长细管最小混相压力测试实验

从图3可知，随着CO2注入压力的增大，累积采收率逐步增大.当注入压力大于一定值后，累积采收率增大幅度变缓.通过对两端曲线的线性回归，得到该油藏的最小混相压力值为26.7 MPa.

3 低渗透油藏CO2驱替特征及混相能力

3.1 低渗透油藏CO2驱过程中沿程压力分布特征

图4 低渗长岩心CO2驱替沿程压力分布特征

选取渗透率为4.3×10-3μm2的岩心进行CO2驱油实验，首先将长岩心抽真空24小时以上，饱和轻质油后，将体系压力提升至目前油藏平均压力15.0 MPa，然后将目标原油注入岩心，直至循环3～4 PV后，然后进行CO2驱替实验.图4表示低渗透岩心CO2注入过程中的沿程压力分布的变化曲线，图中箭头表示时间变化.从图4可以看到，在CO2气体突破以前，长岩心沿程各测点的压力逐步升高，且岩心注入端压力升高最快，采出端附近压力升高较慢.显然，在实际油藏CO2驱过程中，注采井间的压力分布是动态变化的，表明CO2驱混相过程也是动态变化的.

3.2 低渗透油藏CO2驱替过程中的混相能力分析

通过长细管驱替实验，可知目标油藏最小混相压力为26.7 MPa，根据沿程测压点测得的压力分布，对上述CO2驱替过程中的最小混相压力点以上的部分所占比例即混相程度进行分析计算，结果如图5所示.

图5 低渗透长岩心CO2替过程中混相能力分析

从图5中可知，随着CO2的逐步注入，岩心的沿程压力从注入端逐步升高，但混相程度在注入CO2后很长时间内均为零.主要是由于岩心渗透率较低，CO2驱替过程中的压力波传递速度较慢.当CO2驱替压力梯度大于启动压力梯度后，沿程压力迅速提高，CO2驱的混相程度开始迅速上升，至混相程度为75%左右时，CO2气体突破.由此可见，在低渗透岩心CO2驱过程中，随着驱替过程的进行，沿程压力呈现出动态变化的规律，其最初处于不混相区域，后来又进入混相区域，且进入混相区域的部分逐步扩大，而这种趋势有利于CO2驱替过程的进行.

4 低渗透油藏CO2驱混相能力评价及注采方式优化

为了明确不同驱替方式下的CO2驱混相能力及其驱油效果的影响，分别进行了低压低速注入、低压高速注入和高压低速注入等三种注入方式的CO2驱替实验，结果如图6、7、8所示.

图6 不同注入模式下的平均沿程压力分布曲线

从图6可知，CO2驱替过程中，不同的注入模式下沿程压力分布曲线表现出不同特征.高压低速和低压低速注入模式下的沿程压力分布较为平缓，而低压高速注入模式下，沿程压力分布较为陡峭.根据最小混相压力值，分别计算高压低速、低压高速和低压低速等三种注入模式下的混相程度分别为100%、58.11%、0%.

从图7可知，高压低速注入模式下的驱油效率最高，低压高速注入次之，低压低速注入最差.

从图8可以看到，随着混相程度的增大，CO2驱油效率逐步提高.显然，CO2驱替过程中的压力保持水平和注入速度对CO2驱过程中的混相能力影响较大，压力保持水平越高,注入速度越低，CO2驱油效率越高.

图7 不同注入模式下的CO2驱油效率曲线

图8 注入模式对混相程度与驱油效率的影响

实际油藏CO2驱替过程中，注采井间的沿程压力分布与注入速度、压力保持水平等密切相关，而这些因素对CO2驱替过程中的混相程度会产生较大影响.低压低速注入模式下，不补充地层能量，直接以低速注入，仅发挥扩散溶解作用，驱油效果较差；低压高速模式下，CO2的高速注入，使得近井地带地层能量得到补充，CO2驱混相程度提高，驱油效率逐步提升；高压低速注入模式下，在实施CO2驱替之前，通过补充地层能力，使得地层压力高于或接近最小混相压力，然后以较低的速度注入CO2，充分发挥了CO2在油藏中的扩散溶解作用，进而有利于CO2驱油效率的提高.因此，在实施CO2驱之前，应当补充地层能量，尽可能提高CO2驱混相程度，在低速下注入CO2，即能取得较好的驱油效果.

5 结论

(1)低渗透油藏CO2驱替过程中混相程度是动态变化的，随着注入过程的进行，CO2混相程度逐步增大，驱油效果逐渐变好；

(2)随着CO2的注入，低渗岩心沿程压力分布缓慢上升，当CO2驱替压力梯度大于启动压力梯度后，沿程压力急剧上升，CO2混相程度迅速提高.

(3)在低渗透油藏实施CO2驱以前，应该补充地层能量，提高地层压力保持水平.在高压低速注入模式下，CO2驱混相程度高，驱油效果好.

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Study on dynamic miscibility of CO2flooding for low permeability reservoirs

WANG Rui1，2, LV Cheng-yuan1，2, LUN Zeng-min1，2,ZHAO Shu-xia1，2, PAN Wei-yi1，2, ZHOU Yu1，2

(1.Key Laboratory of Marine Oil & Gas Reservoirs Development, China Petrochemical Corporation, Beijing 100083， China； 2.The Recovery Rate, Research Insititute of Petroleum Exploration & Development of China, Beijing 100083， China)

In the view of uneven pressure distribution in CO2flooding for low permeability reservoirs, the monitoring test for the pressure distribution along the long core sample in CO2flooding was carried out.The miscibility of CO2flooding for low permeability reservoirs was calculated and acquired according to the MMP value measured by the slim tube test.And the injection mode of CO2flooding was optimized through the miscibility.The results show that the pressure distribution of CO2flooding for low permeability reservoirs characterizes to be dynamic.The miscibility extent of CO2flooding gradually increases with increase of CO2injection. The injection mode at high pressure and injection rate acquires high miscibility and high displacement efficiency.And the injection mode at low pressure and high injection rate takes the second.The injection mode at low pressure and low injection rate takes the worst.Consequently,it must complement formation energy and increase reservoir pressure before CO2injection for low permeability reservoirs.

low permeability reservoirs; CO2flooding; miscibility extent; pressure distribution; injection mode

2015-01-28

国家863科技计划项目(2009AA063406)

王 锐(1981-)，男，湖北潜江人，高级工程师，博士，研究方向：低渗透油藏提高采收率技术

1000-5811(2015)03-0105-04

TE357.46

A