盐间油藏原油和CO2最小混相压力研究

严 巡，刘让龙，王长权，刘德华.

(1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430000;2.长庆油田第十二采油厂，甘肃庆阳 745000)

江汉盆地潜江凹陷盐间油气资源丰富,该类油藏具有油层厚度薄、纵向层数多和分布广的特点[1]。此类盐间油藏油井一般初期产量高，但是产量递减快。开发中后期需要对油藏采取增产措施提高原油的采收率，美国和苏联采用循环注水的方式来提高采收率[2]，但是随着循环轮次的增加，原油产量越来越低，以至于最后油井停，这主要是由于注水使储层黏土矿物水化膨胀，导致原油渗流能力下降，而气体无敏感性且比水更容易进入储层[3]。目前考虑向该油藏中注入CO2提高驱油效率，最小混相压力是注CO2提高采收率成功实施的关键参数，当油藏注入压力保持在最小混相压力之上[4]，原油和CO2才能实现混相进而大幅度提高原油采收率。细管实验法是目前石油行业中较为方便准确测定最小混相压力的方法[5-8]。因此，笔者通过细管实验确定了该盐间油藏原油和CO2最小混相压力，并利用细管数值模拟研究了不同压力和不同注入量条件下流体的饱和度、密度、界面张力的变化规律，为确定该盐间油藏原油和CO2的最小混相压力提供参考。

1 细管实验

1.1 实验材料与步骤

本次最小混相压力测试采用的仪器有ISCO泵，油气自动计量装置、中间容器、高精度回压阀、恒温箱，采用的细管长19.6 m，内部填满石英砂后孔隙体积127 ml，气测渗透率9.5 D。实验原油来源于分离器油气配样而成，脱气原油密度为0.78 g/cm3，黏度为4.1 mP·s，气油比为85.6 m3/t，体积系数为1.269。所用CO2纯度为99.999%。

实验步骤分为地层油样配置和最小混相压力测试两个过程，复配地层流体样品实验步骤如下：(1)实验准备：清洗高温高压流体复配器。(2)转油样：将一定量的分离器油样倒入配样器的样品端，然后利用高压驱替泵将配样器样品端内的原油加压至实验压力。(3)转气样：在实验压力下向地层流体复配器中转入按生产气油比计算的气样体积(恒压条件下进泵体积)。(4)升温恒压：设定配样器的温度和高压驱替泵的压力至实验温度和压力，保持温度压力恒定4 h以上确保气样完全溶解于原油中；(5)摇样：升温恒压的同时开启配样器内搅拌功能，使气样快速溶解并在分离器油样中快速达到平衡。(6)测试复配原油的气油比：将达到相平衡的复配原油做单次闪蒸实验，准确计量排出油的质量和气体的体积以及泵位变化，计算气油比和体积系数。重复三次结果保持一致并与生产气油比相差不得超过1%则说明复配结果正确。

待完成上述地层原油复配工作后，开始长细管最小混相压力测试实验，实验流程图如图1所示，实验步骤如下：(1)清洗细管：测试前对细管采用石油醚开展清洗。(2)饱和死油：将细管在实验温度压力下用死油进行饱和，准确测定孔隙体积(恒压下的进泵体积量)。(3)饱和活油：在实验温度压力下用活油驱替死油直至细管出口端的产出气油比与复配气油比一致。(4)CO2驱油：用恒速法进行CO2驱替活油，气体突破前注入速度为0.2 cm3/min，气体突破后注入速度提高至0.4 cm3/min，当注入1.2 PV的气体后，实验结束。(5)最小混相压力测定：通过改变相同实验温度的实验压力，测定不同实验压力下的采出程度和最终采收率。

图1 细管实验流程图

1.2 测试结果分析

根据原始油藏压力条件，在油藏压力为20、25、28、30 MPa压力条件下开展了注CO2驱油效率实验，不同注入倍数下原油的采出程度关系曲线如图4所示。从图中够可以看出原油的采出程度随注气压力的增加而增加，当注入压力增加到28 MPa时，原油的采出程度达到了90%以上，已经实现了混相驱替，注气压力持续增加至30 MPa后，采出程度小幅度增加，说明原油和CO2处于混相后，增加注入压力对提高原油采收率影响不大。

图2 不同压力下原油采出程度

图3 注入压力与采出程度的关系

利用不同注入压力下的长细管驱替实验数据，绘制了注入1.2PV二氧化碳时，采出程度与注入压力的关系曲线，如图5所示。在28 MPa和30 MPa下原油的采出程度均大于90%，属于混相驱替，而20 MPa和25 MPa驱替压力下原油采出程度均小于90%，属于非混相驱替。分别将采出程度低于90%和高于90%的实验数据点回归一条直线，两条直线的交点做对应的压力为二氧化碳与原油的最小混相压力，通过回归计算得到该盐间油藏原油和二氧化碳的最小混相压力为27.91 MPa。

2 混相特征分析

利用数值模拟软件中的GEM组分模拟器模拟了长细管注CO2驱油过程，研究了不同注入压力和不同气体注入量下的流体性质的变化规律。数值模拟中的细管模型尺寸与实验长细管模型一致，长19.6 m，孔隙度为22.9%，渗透率9.5 D，X方向上网格划分为80个，网格步长0.245 m，Y和Z方方向上网格划分各1个，网格步长0.004 m。在入口端有一口注入纯CO2的注入井，在出口段有一口生产井。通过计算不同压力下原油采出程度，得到二氧化碳注入量与原油采出程度的关系。

分别选取20 MPa和30 MPa两个压力点，注入CO2体积为0.3 PV后，细管中油气相的饱和度沿着网格方向的变化如图4所示，可以看出油气相饱和度变化趋势一致，即含油饱和度减小，气相饱和度增加。当注入压力达到30 MP时，CO2波及区域的剩余油饱和度降低至0，而注入压力20 MPa时，CO2波及区域平均剩余油饱和度为0.56，存在大量的剩余油，说明非混相驱油效果差。油气相的密度沿着网格方向的变化图5所示，可以看出，当注入压力为30 Mpa时，油气两相密度出现交点，原油和CO2达到混相，混相后流体密度为702 kg/m3，原油密度降低了6.6%。当注入压力为20 Mpa时，油气两相密度无交点，说明原油和CO2未达到混相。

选取注入压力为20 MPa，注入体积分别为0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV、0.5 PV、0.6 PV后，油气两相的界面张力变化如图6所示， CO2的抽提作用导致油气两相性质不断发生改变，因此驱替前缘带每一点的界面张力也随之改变，在过渡带的最前缘界面张力达到最大。在注入体积为0.6 PV后，非驱替前缘油气界面张力达到了3.04 mN/m，而混相驱替过程中界面会完全消失，界面张力为0。

图4 不同注入压力流体饱和度变化

图5 不同注入压力流体密度变化

图6 低于混相压力油气界面张力变化

3 结论

(1)通过细管实验确定了该盐间油藏原油和CO2的最小混相压力为27.91 MPa，低于油藏原始地层压力29 MPa，因此，通过注入CO2保持地层压力的方式，CO2能与地层原油形成混相，最终采收率能达到92%。

(2)长细管数值模拟结果表明，混相驱替中CO2波及区域的剩余油饱和度降低至0，而非混相驱替中CO2波及区域的剩余油饱和为0.56，存在大量的剩余油。非混相驱油效果差。混相驱替过程油气两相密度趋于一致，混相后流体密度为702kg/m3，原油密度降低了6.6%。

(3)非混相驱替过程中，CO2的抽提作用导致油气两相性质不断发生改变，驱替前缘带每一点的界面张力也随之改变，在过渡带的最前缘界面张力达到最大。通过数值模拟计算注入体积为0.6 PV后，驱替前缘油气界面张力达到了3.04 mN/m。