浅薄稠油油藏水平井CO2吞吐机理及影响因素

陈举民 ，李进 ，曹红燕 ，张梦千 ，赵正勋

（1.中国石油青海油田分公司采油二厂，青海 德令哈 816400；2.中国石油长庆油田分公司西安长庆化工集团有限公司，陕西 西安 710018；3.中国石油华北油田分公司第四采油厂，河北 廊坊 065000）

0 引言

目前，国内稠油的产量占开采原油总量的15%左右，如何经济开发稠油油藏对于国家的能源安全有着重要的意义［1-2］。国内稠油的开发经过长期探索，已经形成了出砂冷采、蒸汽驱、注CO2驱、SAGD（蒸汽辅助重力泄油）、火烧油藏等多种开发技术手段。

对于浅薄层稠油油藏，水平井由于井控面积大，钻遇储量远高于直井，有着不可替代的开发优势［3］。对于CO2吞吐的开发方式，水平井相比于直井是否有其他增油机理，相关研究未见发表。因此，本文通过水平长岩心与竖直长岩心模型的对比实验研究水平井CO2吞吐的增产机理。同时，有必要探明不同注入参数的技术界限，设计了多轮次水平井CO2吞吐的对比实验来揭示生产制度因素对于开发效果的影响。

1 稠油油藏CO2吞吐增油机理

1.1 目标区地质及流体性质

研究所用油样来自于青海油田F油区，油藏为浅薄砂岩油藏，埋藏深度893～1 756 m。该稠油油藏平均孔隙度为31%，平均渗透率为1 230×10-3μm2，温度27～35℃，压力 10.2～18.5 MPa，20℃下地面原油密度平均为0.956 2 g/cm3，30℃下地面原油黏度平均为215.34 mPa·s。

油样采用PVT装置复配获得。温度35℃、压力16.5 MPa的油藏条件下，原油黏度为185.42 mPa·s。采用高温气相色谱仪进行全组分分析，结果如表1所示。地层水样同样依据目标区地层水性质参数复配获得。

表1 F油区油样全组分分析结果

由组分分析结果可知，原油的中质—重质组分相对较高，较难与 CO2形成混相驱替［4］。

1.2 原油性质与CO2溶解相关性

尽管气液平衡状态方程和其他方程式可以预测特定温度和压力条件下CO2的溶解及原油膨胀效果［5］，实验方法的测试结果往往更加精确、可靠。因此，开展了注CO2的膨胀实验来确定油藏温度下CO2在原油中的溶解性及原油的膨胀性。原油膨胀系数如图1a所示，原油的黏度及密度与CO2注入量的变化关系如图1b所示。

图1 原油性质与CO2注入量关系

由图1a可知：当CO2注入量从10%增加到50%，原油体积从膨胀1.05倍增加至1.43倍。同时，随着CO2注入量的增加，原油膨胀系数的上升趋势并没有变缓。回归到油藏环境中，稠油的体积大幅膨胀的同时，会从本身赋存的狭小的扩缩凹角、孔隙盲端等难波及的区域“挤”出来，大幅提高注CO2的微观驱油效果。

由图1b可知：随CO2注入量的增加，原油的密度与黏度均大幅下降，甚至进入了非稠油的区间。可见稠油中注入CO2带来的降黏效果要显著优于普通稀油。根据毛细管模型［6］推测，CO2的注入将大幅提高CO2吞吐的驱油效率，获得开发效果的明显提升。由于稠油油藏进行CO2吞吐，难以实现混相驱替。因此，相比于稀油油藏，稠油油藏CO2吞吐最主要的微观驱油机理为CO2对原油的溶解膨胀作用及降黏作用。

2 水平井CO2吞吐机理

2.1 实验材料及流程

将岩心模型水平放置，模拟在薄层油藏中进行水平井开发，而将模型竖直放置，模拟直井开发。长岩心CO2吞吐实验装置由常规长岩心驱替装置改进所得，实验流程如图2所示。本研究使用组合长岩心进行实验，岩心基本参数如表2所示。将岩心采用调和平均的方法置于岩心夹持器中以最大程度减少岩心排列方式对于实验结果的影响［7］。组合岩心的平均渗透率由串联岩心的渗透率计算公式［8］获得。

图2 水平井CO2吞吐机理及影响因素研究实验流程

表2 组合长岩心基本性质

在饱和油过程中，将2组长岩心模型均采用水平放置的方式进行充分饱和，以保证2组模型的初始含油条件一致。本研究方案均采用1轮次吞吐的方式。注入过程中，采用“强注入、长焖井”（注入时间240 min，焖井时间72 h，恒压12 MPa）的注入方式，以研究注入的CO2对于多孔介质内原油的溶解膨胀、降黏等微观作用。

2.2 实验结果与分析

本文的研究对象为浅层稠油，意味着油藏具有相对低的温度和压力水平。在这种条件下，注入储层的CO2将超过其临界条件（7.495 MPa，31 ℃），达到超临界状态［9］，此时CO2密度与稠油密度差异依然很大。

直井及水平井CO2吞吐对比实验中，产出CO2分流率随时间的变化关系如图3a所示。直井CO2气驱前缘突破时间为4.2 min，而水平井CO2突破时间为37.8 min，气体突破时间延后33.6 min。气驱开发过程中一个重要的特征就是气相的快速突破，也就是“气窜”现象。在相同的黏度比条件下，油藏开发中的前缘突破主要是由重力超覆以及储层非均质性所决定。

实验所用的岩心为一组串联的非均质性岩心，同时浅层油藏条件下的CO2密度仍与原油相差明显。在直井CO2吞吐的采出阶段，前缘突破前主要分为2个阶段，第1阶段是保持低含气饱和度的油气前缘的运移阶段，而这种低饱和度是由于前端CO2-原油混合带的存在限制了CO2的突进与采出。第2阶段是CO2原油混合带及CO2“气墙”（混合带后气体高浓度区）到达采出端阶段，此后CO2分流率急剧上升，产油效率下降。第2阶段的起始时间，也就是CO2“气墙”的突破时间为30 min。而在水平井吞吐的过程中，CO2前缘的气相分流率始终保持在一个接近于0的水平，直至形成唯一的突破前缘，气体分流率随后进入迅速上升阶段。

图3 水平井及直井CO2吞吐生产指标随时间变化关系

由图3b可知，直井CO2吞吐的采出程度为50.5%，而水平井吞吐的采出程度为77.3%，相比于直井提高了26.8%。在开发前期约10 min左右，2种开发方式的采出程度相差无几。而在开发后期，采出时间为72 min时，直井的采出程度为48.7%，而水平井为77.2%。对比2种开发方式的采出程度，可以看出水平井略早于直井进入开发后期的无效开发阶段。同时，在直井开发中，CO2“气墙”突破之后，原油采出程度仍然有一个小幅的缓慢上升，这也说明了在重力作用不可忽略的条件下，CO2驱过程中会形成一个稳定的驱替前缘，这也保证了在开发末期CO2仍有一定扫油能力。

由于重力的作用，CO2-原油体系中的CO2向储层的高部位运移，而高部位是储层中的一种主要类型即阁楼油的赋存之处。因此，采用水平井或直井进行CO2吞吐采油效果的差异主要是2种开发方式对高部位阁楼油动用程度的差异造成的。微观机理上，则是由2种开发方式下多相流体中重力作用的差异造成的。分析认为，水平井无论是井控储量中注入CO2的波及范围，还是阁楼油的动用规模都明显大于直井。CO2混相驱油为多次接触混相的过程，因此CO2要实现混相驱油必须保证原油与CO2有充足的接触体积［10］。而水平井CO2吞吐相较于直井，给CO2-原油体系提供了更大的接触空间和更长的接触时间，有效增加了剩余油的动用效果。这2种因素是水平井CO2吞吐相比于直井最主要的增油机理，也解释了实验中2种开发方式采收率差异的成因。

3 水平井CO2吞吐影响因素

基于上文相同的长岩心组合模型，相同的实验流程，开展多因素的对比实验，主要研究注入压力、注入时间及焖井时间等因素对于吞吐效果的影响。为了更接近实际的吞吐开发过程，这部分的方案设计均采用多轮次吞吐的开发方式。实验依照相同的步骤，共开展9组平行实验。实验方案设计及实验结果如表3所示。注入压力选取6.36，7.85，10.07 MPa，实验温度恒定在油藏温度（35℃）条件下。在不同的油藏压力下，采用不同的注入时间（40，120 min）和焖井时间（24，48 h）确定对于水平井CO2吞吐效果的影响因素。

表3 水平井CO2吞吐研究注入及产出数据

3.1 焖井时间

注入压力分别为6.36，7.85，10.07 MPa时焖井时间对于最终采收率的影响如图4所示。焖井时间为48 h的最终采收率都要高于相同条件下焖井时间为24 h的方案。3组方案中，焖井时间由24 h增加到48 h，对应的最终原油采收率分别由32.5%增至36.9%（6.36 MPa），由 47.3%增至 51.4%（7.85 MPa），以及由 56.0%增至 58.6%（10.07 MPa）。

分析认为，质量传递现象是一个随时间变化的过程，受分子扩散机理的影响很大［11］。焖井时间越长，多孔介质中原油与CO2的相互作用及CO2在原油中的扩散越充分，CO2对原油动用机理的各种作用（比如溶解作用、膨胀作用、降低界面张力作用以及对轻质组分的抽提作用）也就更加显著。

此外，CO2与地层水形成碳酸溶液，对于储层岩石的溶蚀和疏通会在一定程度上增加储层渗透率。这种化学作用随着焖井时间的延长而加强，带来了最终采收率的上升。

图4 不同注入压力下焖井时间24 h和48 h采收率对比

3.2 注入压力

注入压力分别为6.36，7.85，10.07 MPa时实验方案的最终采收率对比如图5a所示。结果表明，在特定的实验条件下，水平井CO2吞吐的最终采收率与注入压力呈正相关关系。不同实验方案气油比的对比情况如图5b所示。由图可知，无论处于何种压力水平下，总气油比受CO2注入时间及焖井时间的影响相对较小。同时，随着注入压力的升高，总产出气油比也随之上升。各方案换油率与注入压力的关系如图5c所示。由图可知，与产出气油比不同，换油率受注入时间和焖井时间的影响显著。另外，与气油比变化趋势不同的是，最终换油率随着注入压力的上升而下降。

图5 不同注入条件下各生产指标对比

3.3 吞吐轮次

在恒定实验温度35℃和不同的实验压力下，共开展了5个轮次的CO2吞吐实验。6.36 MPa压力下，原油最终采收率与阶段（每轮）采收率与吞吐轮次的定量关系见图6a（黑色实心点、白色空心点分别为最终采收率和阶段采收率）。6.36 MPa下，4组吞吐方案中最终采收率的最大值和最小值分别为37.4%（注入120 min，焖井 48 h）和 36.9%（注入 40 min，焖井 24 h）。由图可知，9组的前2个轮次均贡献了最终采收率的40%以上，而其他轮次的吞吐效果则要差得多，说明水平井CO2吞吐的前2个轮次是产油的主力轮次。

6.36 MPa压力下，产出气油比、换油率与吞吐轮次的相关性曲线如图6b所示（黑色实心点、白色空心点分别为气油比和换油率）。在吞吐初期，气油比处于很低的水平，但在随后的周期内上升明显。同时，由于初期可观的产油量与较低的注气量，换油率在前期很高，随后则进入急速下降阶段。因此，气油比和换油率曲线处于相反的变化趋势。

图6 水平井多轮次CO2吞吐各生产指标变化

3.4 注入时间

相同的注入压力和焖井时间条件下，注入时间对于多轮次CO2吞吐效果的影响如图7所示。由图可知，在6.36，10.07 MPa压力下，CO2注入时间为40 min和120 min时，最终采收率分别为32.5%，33.4%和54.3%，56.0%，注入时间的增加并没有获得相应采收率的明显提升。分析认为，虽然模型使用的为长岩心模型，但模型尺寸与油藏尺寸相比，仍然非常有限。在“吞”的过程中，岩心的孔隙空间被CO2迅速饱和。因此，在后续注气的过程中，多孔介质中并没有吸入更多CO2，从而获得采收率的显著提升。若想研究CO2注入时间对吞吐效果的影响，还需要开展大尺寸物理模型实验。在保证模型具有更大的油气接触空间的同时，能够更清楚地看出注入时间对水平井CO2吞吐的影响。

图7 注入时间40 min和120 min最终采收率对比

4 结论

1）对于浅薄稠油油藏，CO2溶解、原油膨胀、降低界面张力、溶解气驱以及对轻质组分的蒸发和抽提为CO2吞吐的增油机理，而CO2溶解膨胀原油和降低原油黏度为主要机理。

2）浅层稠油地层条件下，直井CO2吞吐突破过程分为低含气饱和度前缘突破和油气过渡带及“气墙”突破2个阶段。重力引起的CO2对阁楼油动用规模以及CO2-原油体系接触空间和时间的差异是水平井CO2吞吐效果优于直井的主要成因。

3）稠油油藏中进行多轮次水平井CO2吞吐，最终采收率随注入压力的升高而升高。在更高的注入压力下，CO2在原油中的溶解效应、膨胀效应以及抽提轻质组分的效应更加强烈，最终采收率显著上升，且吞吐的第1和第2轮次为原油产出的主力阶段。

4）延长焖井时间能够给多孔介质中CO2-原油体系的相互作用以及传质作用提供更充足的时间，更大程度发挥CO2的驱油机理，从而提升最终采收率及产油量。而原油采收率受注入时间的影响不大，其影响的研究有待在更大尺寸的物理模型中开展实验。