超高含水期稠油油藏CO2驱提高采收率实验研究

郑孝富 万禧煌 朱 愚 何先君 黄小亮 肖前华

(1. 中海油天津分公司， 天津 300451； 2. 西南油气田分公司重庆气矿， 重庆 404100;3. 长庆油田分公司工程技术管理部， 西安 710016； 4. 重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

超高含水期稠油油藏CO2驱提高采收率实验研究

郑孝富1万禧煌1朱 愚2何先君3黄小亮4肖前华4

(1. 中海油天津分公司， 天津 300451； 2. 西南油气田分公司重庆气矿， 重庆 404100;3. 长庆油田分公司工程技术管理部， 西安 710016； 4. 重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

针对超高含水期稠油油藏注水开发效果不明显的问题，进行CO2驱室内实验研究，分析注气速度、气体组分、压力衰竭速度和生产方式等因素对CO2驱提高稠油采收率的影响。研究结果表明，在超高含水期稠油油藏开发中，低注气速度、高CO2纯度以及压力衰竭生产方式均有助于提高稠油采收率。

超高含水期； CO2驱； 稠油油藏； 泡沫油； 参数优化

目前，用CO2提高稠油采收率的方法主要包括CO2吞吐和CO2驱[1-3]。实验表明，CO2能够起到降低稠油黏度、提高稠油流度、使原油体积膨胀等作用，从而提高原油采收率[4-5]。CO2吞吐开发方式在大庆油田、胜利油田、辽河油田和江苏油田的开发中效果良好[6]。回采过程中产出液多有明显的泡沫油现象[7]。泡沫油的产生有效地降低了气相相对渗透率，增加了原油的弹性能量[8-10]，更有利于稠油的有效产出。在国外油田开发中，CO2驱主要应用于水驱开发中后期的高含水稠油油藏[11]。在国内油田开发中，CO2驱提高稠油采收率的方式虽然取得了一定的成绩[12]，但在超高含水期稠油油藏开发中的应用还较少[13]。为了更有效地提高稠油采收率，需对CO2驱在超高含水期稠油油藏中的应用作进一步的深入研究。本次研究将通过室内岩心驱替实验，为稠油油藏开发中CO2驱提高稠油采收率方式制定最佳生产措施，并对相应注采参数加以优化。

1 CO2驱替实验

1.1 实验仪器及材料

实验仪器：岩心夹持器；ISCO电子泵；回压阀；压力传感器；活塞容器；分离器；气体流量计；数据记录电脑。

实验岩心：人工长岩心,直径为5.08 cm，长度为30.48 cm，孔隙度为28%～29%，渗透率为1 550×10-3～1 635×10-3μm2。

1.2 实验步骤

首先，在地层条件下，用稠油-CO2体系使岩心达到饱和状态；其次，用地层水以0.30 cm3min的速度驱油，直至含水率达到90%；再次，按照实验设计将孔隙体积倍数为5 PV的实验气体注入岩心，进行驱替实验研究。

表1 稠油SARA分析各类物质摩尔分数 %

表2 稠油-CO2体系参数

图1 CO2驱实验流程示意图

2 实验结果分析

2.1 水驱及气驱过程的特征分析

针对超高含水期稠油油藏开发需求，设计了6组驱替实验，实验方案及实验结果如表3所示。

以第1组实验数据为例，分析水驱及气驱过程的生产特征。图2所示为第1组实验的采收率、采油速度与时间关系曲线。

水驱生产过程中，历时3 h，总注水量的孔隙体积倍数为0.30 PV，水驱10 min时产油速度达到最大值(0.16 cm3min)，而后产油速度呈指数下降。当水驱生产过程进行到80 min时，产油速度已经下降至0.01 cm3min，呈持续下降趋势。在此过程中，注入水与产出油近似于等体积交换，表现出刚性水驱特征。当水驱突破后，含水率迅速上升，原油采收率上升缓慢。当含水率达到90%时，水驱采收率达到20.79%，转向CO2驱。CO2驱生产过程中，注入的CO2气体与稠油发生接触、融合、溶解，使得原油黏度降低、流度升高；同时CO2融入水中，提高了水的黏度，降低了水的流度，有效地改善了油水流度比，使驱油速度和采收率大幅提高。在CO2驱生产过程中，当气体突破后，后续注入的CO2气体只能溶解于通道附近的稠油中，或萃取稠油中的轻烃组分，不能很好地发挥降黏作用。整个过程中，产油速度迅速降低，气驱采收率缓慢上升。

在6组实验前期水驱建立岩心超高含水期的过程中，注水速度、注入压力等参数保持一致，各实验中水驱生产特征无明显变化。本次研究主要对气驱过程中的影响因素进行分析。

表3 CO2驱替实验方案及实验结果

注：“—”表示未实施压力衰竭操作方式，采用的是恒压生产方式。

2.2 气体组分对CO2驱效果的影响

与第1组实验结果相比，第5组实验稠油中的N2溶解度远低于CO2溶解度，N2在整个驱替过程中主要起保压作用。在相同的注气速度下，CO2纯度的降低使得与单位注入气体发生溶解的稠油体积变小，CO2降黏效果也随之下降，原油采收率比第1组实验降低了14.18%。由此可见，在CO2驱提高稠油采收率的过程中，CO2纯度与稠油采收率成正比关系。

2.3 生产方式对CO2驱效果的影响

与第1组实验相比，第4组实验在注气的同时伴随压力衰竭(回压阀控制压力衰竭速度)，能够使岩心较快地达到原油移动所需的生产压差，缩短原油产出及达到峰值的时间。实验过程中的产出端可观察到明显的泡沫油。泡沫油的形成，在一定程度上降低了气相相对渗透率，提高了稠油的流度；同时，泡沫油中的气泡体积随岩心压力下降而发生膨胀，增加了驱替能量。使用压力衰竭方式开发稠油油藏，对提高稠油采收率意义重大。

2.4 注气速度对CO2驱效果的影响

(1) 恒压生产条件下的影响。第1组实验和第2组实验结果对比表明，较低的注气速度延长了气体与原油的接触时间，可有效地降低稠油黏度，稠油采收率较高，但平均气驱采油速度大幅下降。因此，在油田生产现场应当考虑生产时间与采收率的综合影响。

(2) 压力衰竭条件下的影响。第1组实验和第4组实验结果对比表明，与相同注气速度下的恒压生产方式相比较，在压力衰竭方式下的稠油采收率均得到了提高。在同时采用衰竭开发方式的第3组实验和第4组实验中，较低的注气速度有利于第3组实验稠油采收率的提高；较高的压降速度产生了更明显的泡沫油现象，有利于第4组实验稠油采收率的提高。分析认为，第3组实验与第4组实验的气驱采收率接近，但由于第3组实验中的注气速度和压力衰竭速度相对较低，导致驱替时间较长，从而使平均气驱采油速度大大降低。

2.5 混合生产方式对CO2驱效果的影响

对比分析第4组实验与第6组实验的影响结果(见图3)。在第4组实验中，由于实施了压力衰竭方式，生产压差迅速上升，原油产出较早，采油速度峰值较高。第6组实验分为4个生产周期，操作方式如下：首先保持生产压力为11 MPa，向岩心中注入的CO2气体为1.25 PV；而后停止注气转向衰竭生产，待压力下降到5 MPa时，转入下一个生产周期。当第1个周期结束时，第6组实验的气驱累计采收率已经超过第4组实验，平均气驱采油速度达到0.32 cm3min(历时155 min),与第4组实验的结果接近。在后续几个周期中，岩心中形成了流动通道，使得注入的CO2气体与原油接触时不能充分溶解，生产过程中的泡沫油现象并不明显，后续3个周期的气驱采收率曲线上升缓慢。同时，第6组实验的驱替时间很长，使得平均气驱采油速度趋缓。

3 结 语

(1) CO2驱能够降低原油黏度，改善油水流度比，使原油体积膨胀，有利于优化稠油油藏超高含水期的开发。

(2) CO2驱生产过程中，CO2气体的纯度与稠油采收率成正比；较低的注气速度可使CO2与稠油溶解得比较充分，驱替效果较好；较高的压降速率有利于泡沫油的形成，并能提高流体的流动性，从而提高采收率。

(3) 采用混合生产方式，使CO2气体能够在较少干扰的情况下溶解与流动，充分利用了泡沫油提高采收率的机理，可以大幅提高稠油采收率。

图3 第4、第6组实验的影响结果

(4) 综合考虑了气驱采收率及平均气驱采油速度参数的影响。第6组实验第一个压力衰竭过程是本次研究的优化实验，可以为油田生产现场提供应用参考。

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Experimental Study on CO2Flooding Method to Enhance Oil Recovery in Extra High Water Cut Heavy Oil Reservoirs

ZHENGXiaofu1WANXihuang1ZHUYu2HEXianjun3HUANGXiaoliang4XIAOQianhua4

(1. China National Offshore Oil Corporation (Tianjin), Tianjin 300451, China;2. Chongqing Gas Mine of Southwest Oil and Gas Field Company, Chongqing 404100, China;3. Engineering and Technology Management Department, Changqing Oilfield Company, Xi′an 710016, China;4. College of Oil and Gas Engineering, Chongqing University of Science and Technology, Chongqing 401331, China)

To improve the inefficient water flooding process in heavy oil reservoir, CO2flooding tests were conducted to analyze the effects of the parameters, in terms of gas injection rates, gas components, pressure depletion rates and the production programs on heavy oil recovery. The results indicated that in the development of heavy oil reservoir, lower gas injection rate, higher CO2purity and the operation of pressure depletion can yield a higher heavy oil recovery.

extra high water cut; CO2flooding; heavy oil reservoir; foamy oil; parameter optimization

2016-03-02

国家科技重大专项“稠油热采增效剂室内评价及超临界多源多元热流体开采机理与合理工艺参数研究”(2016ZX05009003-023)，“微尺度渗流数学模型的建立与分析”(2016ZX05013002-004)；国家自然科学基金项目“致密油储层微纳米孔喉系统渗流机理及数学模型研究”(51604053)

郑孝富(1986 — )，男，工程师,研究方向为油气开采综合管理。

TE345

A

1673-1980(2016)06-0020-04