延长油田CO2驱相态初探

杨永超， 姚振杰

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

近年来，随着各油田不断的开采，对特(超)低渗油田的开发比例不断提高[1-2]。特(超)低渗透油藏由于受储层物性特征的限制，油藏开采难度较大[3-5]。延长油田所属区块是我国典型的特(超)低渗透油田，开采过程中表现出单井产量低、开发效果差等问题。依靠注水开发提高单井产能难度大，需要探索新的开发方式。CO2驱油已经成为石油行业的研究热点，一方面CO2驱可以提高低渗透油田原油采收率[6-7]；另一方面，在节能减排的大背景下，CO2是主要的温室气体，如何减少CO2向大气排放是解决环境问题的关键所在，CO2注入储层后可以实现部分埋存[8-9]。目前，延长油田已经开展了Y区块和J区块两个CO2驱油矿场试验[10-11]，并取得了一定的效果。本文针对延长油田J区块CO2驱矿场试验，结合工区最小混相压力，依据地层破裂压力计算最大注气压力，对工区CO2驱相态进行研究。

1 最小混相压力

CO2注入储层后，储层会出现多相流动，且伴随相间组分的转移及相变[12]。CO2注入地层后，在地层温度和压力条件下，CO2可以萃取或汽化地层原油。A. Firoozabadi等[13]研究发现，当压力为14 Pa、温度为57.2 ℃时，CO2可以萃取或汽化相对密度为0.848 9原油的一半。S. S. Kuo等[14]用长管驱替实验研究发现，当压力为17.5 MPa、温度为57.2 ℃时，CO2与实验模拟油完全混相。上述研究表明，当温度一定时，压力达到一定值后，CO2与原油开始形成混相驱油，此时对应的压力即为最小混相压力。

目前，确定CO2驱最小混相压力的方法主要有3种：经验公式法、状态方程法及实验法。经验公式法适用范围小，不同经验公式预测精度差别大[15]。经验公式法一般用于试验区的预筛选和可行性研究。状态方程法是把体系的相行为与最小混相压力结合起来，通过求取CO2-原油的泡点，并用混相函数作为判据，最终求得体系最小混相压力，但状态方程法存在重组分临界值难以确定的问题。实验法的可靠性较高，目前实验法测试最小混相压力有两种：一是界面张力法，当压力达到某一值时，CO2与原油的界面张力为零，此时压力即为最小混相压力；二是细管实验法，根据杨振骄等[16-17]相关研究表明，CO2驱采收率达90%以上时对应的压力即为最小混相压力。

工区CO2驱最小混相压力的测试采用细管实验法。当注入压力分别为21.3、22.0、22.4、23.5、25.3 MPa，对应的采收率分别为70.48%、86.78%、90.14%、90.86%、91.52%。根据杨振骄等[16-17]相关研究表明，CO2驱采收率达90%以上即为混相驱。当体系注入压力达到22.4 MPa时，CO2驱采收率达到90%以上，体系处于混相驱油。细管法测试CO2驱最小混相压力如图1所示。在图1中，作两条趋势线，曲线的交点即为最小混相压力。因此，由细管法确定工区的最小混相压力为22.2 MPa。

图1 细管法测试CO2驱最小混相压力

Fig.1AslimetubetestminimummiscibilitypressureofCO2flooding

2 最大注气压力

由于CO2自身特性，对于特(超)低渗油田，CO2注入能力相对于水的注入能力更强。当CO2注入压力较大，达到地层破裂压力时，会破坏储层骨架。因此，需结合地层破裂压力，计算CO2驱最大注气压力。

2.1 地层破裂压力

工区储层埋深为1 600 m，统计工区压裂施工资料，储层井口平均破裂压力为23.28 MPa。由于压裂施工得到破裂压力为井口破裂压力，需要转换为井底地层破裂压力。按照工区压裂报告，压裂液密度取水密度的1.1倍。根据黄禹钟等[18]的压裂施工管柱摩阻模型，得到压裂过程中流体在油管中摩擦阻力为7 MPa。通过式(1)折算井底地层破裂压力，得到井底地层破裂压力为33.88 MPa。

(1)

式中，pd为地层破裂压力，MPa；pu为井口破裂压力，MPa；H为油层深度，m；ρy为压裂液密度，g/cm3，取1.1；pz为油管摩擦压力损失，MPa，取7.0。

2.2 最大注气压力

林斌[19]研究得出，由于气体黏度小，孔隙压力压降梯度小，孔壁附近孔隙压力较大，在孔壁裂纹上产生更大的应力强度因子，而水的渗透范围小，压降大，对孔壁裂纹的启裂影响较小，气体压裂破裂压力为水力压裂破裂压力的60%左右。目前有关气体压裂与水力压裂对比研究报道特别少，气体压裂破裂压力与水力压裂破裂压力的关系需要进一步研究。

考虑研究区储层特征，结合林斌[19]研究成果，工区CO2压裂井底地层破裂压力取水力破裂压力的80%，即27.1 MPa作为CO2压裂井底地层破裂压力。CO2混合液密度为0.68～0.82 g/cm3；注入井最大流动压力主要受地层破裂压力的限制，依据特低渗储层的开发经验，考虑安全，注入井最大流压不超过破裂压力的90%；参考黄禹钟等[18]的压裂施工管柱摩阻计算模型，采用孙晓等[20]CO2压裂井筒流动摩阻计算得到CO2摩擦阻力为4.5 MPa。上述参数带入式(2)，得到工区注气井口最大注气压力为15.8 MPa。因此，考虑工区安全、高效运行，认为J区块井口最大注气压力不要超过15.8 MPa。

(2)

式中，pwd为井底压力，MPa；pwu为井口压力，MPa；流体密度取0.82 g/cm3；pz为油管摩擦压力损失,MPa,取4.5 MPa。

3 工区CO2驱相态初探

CO2驱分为非混相驱与混相驱，混相驱相对于非混相驱采收率高。混相驱与非混相驱主要依据CO2注入储层后，储层压力是否达到最小混相压力进行鉴别。因此，需要结合工区井口注气压力计算井底流压，根据井底流压与最小混相压力的关系，研究工区CO2驱相态。

现场生产过程中，需要保持一定的采油速度，生产井底压力低于注入井底压力。另外试验区属于特(超)低渗透油藏，注采井组之间存在压力梯度，注入井井底压力大于生产井井底压力。因此，若注气井井底压力大于最小混相压力，注采井之间不可能全部达到混相，只是注气井附近区域存在混相区[21]，如图2所示。

图2 CO2驱相态分布Fig.2 The distribution of phase of CO2 flooding

J区块注CO2初期井口注入压力低于3 MPa。目前，工区注气井平均注气压力为8.2 MPa，单井最高注气压力为10.5 MPa。将单井最高注气压力10.5 MPa带入式(2)得到注气井底压力为19.1 MPa，低于最小混相压力22.2 MPa。工区注入压力最高的注气井，注入井底附近区域达不到混相，为非混相驱油。对于特(超)低渗透油田的J区块，由于储层物性较差，同时需要保持单井产量，注采井组之间存在压力梯度，注气井底压力达不到最小混相压力，CO2驱属于非混相驱。当井口注气压力达到15.0 MPa时，注气井底压力为23.6 MPa，高于最小混相压力，注气井一定区域内形成混相区。混相驱油相对于非混相驱油，原油采收率高。因此，对于J区块，保证安全生产运行的前提下，可以适当提高井口注气压力，使注气井近井地带达到混相驱油，进而提高原油采收率。

4 CO2驱相态对驱油效果的影响

相关文献及科研工作者均报道过，CO2混相驱采收率高于非混相驱采收率[16]。为了研究工区混相驱采收率与非混相驱采收率的差别，用工区天然柱状岩心进行CO2驱油实验，以恒定速度0.5 mL/min注气。混相实验保持回压24 MPa，保证岩心内压力大于最小混相压力；非混相保持回压8 MPa，结果如图3所示。由图3可知，混相驱采收率达到65%，非混相驱采收率达到48%，混相驱采收率比非混相驱提高了17%。混相驱油注入压力比非混相驱油注入压力高，CO2与原油形成混相带，混相驱开采效果好。

图3 CO2驱相态对采收率的影响Fig.3 The influence of phase state of recovery

由上述分析可知，J区块目前属于非混相驱油。工区开展CO2驱以来，依据油藏工程方案，开展水气交替注入，控制CO2气窜。目前J区块CO2驱油效果已初步显现，部分注气受效生产井日产油量约为同类注水开发生产井的2倍。根据工区地层破裂压力，井口最大注气压力允许达到15 MPa。如果井口注气压力达到15 MPa，注气井底流压大于最小混相压力，注气井近井地带可以达到混相驱。因此，适当提高工区注气压力(井口注气压力不超过15 MPa)，使注气井附近区域达到混相驱油，从而提高原油采收率。

5 结论

对于延长油田J区块，由细管法确定的最小混相压力为22.2 MPa。结合工区压裂施工参数，得到井底地层破裂压力为33.88 MPa，工区最大注气压力为15.8 MPa。目前，工区单井最高注气压力为10.5 MPa，计算得到井底注气压力为19.1 MPa，属于非混相驱油。混相驱相对于非混相驱，原油采收率高。可以适当提高注气压力，使注气井近井地带达到混相驱油，进而提高原油采收率。

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