裂缝性致密油藏超临界CO2泡沫驱规律实验研究

李松岩，王 麟，韩 瑞，李 论，李爱英，李兆敏

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆哈密 839009）

通过捕集CO2减少温室气体排放量成为人们日益关注的焦点［1］，捕集后的CO2用于驱油可以大幅度提高采收率［2-11］。在CO2非混相驱过程中，由于低黏度和重力分异作用，CO2窜流现象比较严重，导致CO2驱体积波及系数较低［11-20］。很多学者使用起泡剂形成泡沫来降低CO2流度［21-24］，但是一些关键问题还未得到完全解决。在一般油藏条件下，CO2处于超临界状态（温度大于31.1 ℃，压力大于7.38 MPa），此时CO2密度已经接近液体密度，称之为超临界CO2。泡沫类分散体系通过降低分散相的相对渗透率来控制其流度，而对连续相的相渗关系基本上没有影响［25-29］。目前，很少有学者研究裂缝性致密油藏条件下超临界CO2泡沫的稳定性和渗流问题，为此，笔者通过研究超临界CO2渗流和驱油特征，以期为改善裂缝性致密油藏CO2驱效果提供理论和应用价值。

1 实验器材与方法

1.1 起泡剂评价

实验器材 起泡剂评价实验装置由高温高压可视PVT装置（容积为720 mL）、高压氮气瓶、CO2气瓶、中间容器和恒温控制箱等构成。实验用8 种起泡剂，其中HY-2，FA-220，FA-330，BZ-1和BZ-2为阴离子型复合起泡剂，ZY-WP 和ZY-GP 为生物起泡剂，OP-1为非离子型起泡剂。

评价方法 常规起泡剂性能主要通过起泡能力和稳定性进行评价，分别用起泡体积和半衰期表征。起泡剂性能的评价方法很多［30-34］，笔者采用高温高压下的充气法研究起泡剂的起泡能力和稳定性。实验步骤主要包括：①测量可视化PVT 装置高度并标明刻度，测量装置截面积，用以估算体积。②向装置内注入100 mL质量分数为1%的起泡剂水溶液。③设定实验温度为80 ℃，恒温60 min。④向装置内高速充入CO2至实验压力，记录泡沫体积。⑤记录泡沫体积变为初始体积一半时所经过的时间，即半衰期。

1.2 岩心渗流特征实验

实验器材 岩心渗流特征实验装置主要由高精度柱塞泵（驱替液体）、高精度柱塞泵（驱替气体）、压力变送器、回压阀、中间压力容器、岩心夹持器和恒温箱构成。实验用起泡剂为阴离子型复合起泡剂HY-2。实验用油为新疆油田某致密油区块原油，其密度为0.842 g/cm3，22 和50 ℃黏度分别为11.7 和3.4 mPa·s。实验用水为模拟地层水，其由质量分数为3%的NaCl 与0.2%的CaCl2配制而成，密度为1.05 g/cm3，22 和50 ℃黏度分别为1.09 和0.59 mPa·s。实验用气为CO2，其纯度为99.9%。实验采用人工压制裂缝性岩心，数据如表1所示。

实验方法 岩心渗流特征实验方法包括：①将岩心放在90 ℃的恒温箱中烘5 h 后，放入干燥器中冷却，称量干重，再放入烘箱中继续干燥、称量，至两次称量的质量差小于0.002 g。②采用水力切刀将人工岩心沿轴线方向切开，获得人工裂缝。③对岩心抽真空饱和水，计算孔隙度。④将岩心放入岩心夹持器中，设定围压为10 MPa，向岩心中注入模拟地层水，通过测量流量和岩心两端压差，可计算出岩心基质的绝对渗透率；如果为驱油实验，则向岩心中注入模拟地层水来建立岩心中束缚水饱和度，记录从岩心中驱出的地层水的体积，即为饱和原油的体积。⑤在注入速度为0.5 mL/min 的条件下，进行不同条件下的超临界CO2泡沫驱，并记录岩心两端压差及不同时刻岩心进口的压力和岩心出口的产液量和产油量。气液比不同：利用1号岩心，首先注入量为1.0 PV 前为水驱阶段，然后注入不同气液比的超临界CO2泡沫，气液比分别为0.5，1.0 和2.0［35］，研究不同气液比下超临界CO2泡沫的驱油规律。裂缝开度不同：利用1—3 号岩心，在裂缝开度分别为39.80，48.74和82.67 μm的条件下，研究裂缝开度对超临界CO2泡沫封堵能力的影响规律［36］。注入方式不同：利用4 和5 号岩心，研究气液同时注入和交替注入两种注入方式对超临界CO2泡沫封堵能力的影响规律［37］。同时注入采用气液比为1.0 的超临界CO2和起泡剂水溶液混合注入岩心的方式，交替注入采用0.5 PV 超临界CO2和0.5 PV 起泡剂水溶液先后交替注入岩心的方式。驱替方式不同：利用6和7号岩心，在注入量小于3.0 PV以前分别进行水驱和气驱［38］，然后均为超临界CO2泡沫驱，研究水驱和气驱后超临界CO2泡沫驱油提高采收率规律。

表1 人工岩心参数Table1 Artificial core parameters

2 超临界CO2泡沫稳定性的影响因素

2.1 起泡剂种类

由于超临界CO2的一些特殊性质，使得在该状态下的泡沫与常温常压（常规）条件下搅拌产生的泡沫状态不同。通过搅拌产生的常规CO2泡沫多呈白色细小气泡聚集体（图1a—1c），而超临界CO2泡沫更多地为接近灰白色的乳状液状态（图1d—1f）。

图1 常规和超临界CO2泡沫宏观形态Fig.1 Macro morphology of conventional and supercritical CO2foam

由图2可知：相同条件下，不同起泡剂的起泡体积各不相同，各种起泡剂的起泡体积均在300 mL以上，除了起泡剂ZY-WP 和ZY-GP 的起泡体积较小外，其他6 种起泡剂的起泡体积相差不大。而不同起泡剂的半衰期相差较大，半衰期越大，CO2泡沫越稳定。起泡剂HY-2 的半衰期相对较高，泡沫稳定性较好。综合比较不同起泡剂CO2泡沫的性能可知，起泡剂HY-2产生的CO2泡沫性能相对最好。故以下评价实验均采用HY-2起泡剂水溶液。

图2 不同起泡剂对CO2泡沫起泡体积和半衰期的影响Fig.2 Effect of various foaming agents on foaming volume and half-life of CO2foam

2.2 起泡剂质量分数

因油藏温度接近80 ℃，故在实验温度为80 ℃、实验压力为9 MPa的条件下测定起泡剂不同质量分数下的泡沫稳定性。结果（图3）表明，随着起泡剂质量分数的增加，CO2泡沫的起泡体积和半衰期均先迅速增加，在质量分数为0.5%时升至最大值，之后逐渐趋于稳定，故起泡剂HY-2 的最佳质量分数为0.5%，以下实验中起泡剂质量分数均使用该值。

图3 起泡剂质量分数对CO2泡沫稳定性的影响Fig.3 Change of foaming volume and half-life of CO2foam with foaming agent concentration

2.3 压力

在温度为80 ℃的条件下，不同压力下CO2泡沫稳定性的评价结果（图4）表明：起泡体积随压力的增加整体呈下降趋势，压力为5～9 MPa 时下降缓慢，压力为9～10 MPa时降幅增大；而半衰期随压力的增加而增大。可见CO2泡沫综合性能随压力的增加逐渐增强，且在压力为9 MPa 时，CO2泡沫稳定性最好。

图4 压力对CO2泡沫稳定性的影响Fig.4 Change of foaming volume and half-life of CO2foam with pressure

2.4 温度

在压力为9 MPa 的条件下，不同温度下CO2泡沫稳定性的评价结果（图5）显示，起泡体积和半衰期均随着温度的升高而降低，故温度越高，CO2泡沫稳定性越差。

图5 温度对CO2泡沫稳定性的影响Fig.5 Change of foaming volume and half-life of CO2foam with temperature

2.5 矿化度

在压力为9 MPa、温度为80 ℃的条件下，由矿化度对CO2泡沫稳定性的影响结果（图6）可以看出：起泡体积随矿化度的升高先升高后降低，当矿化度为20 g/L 时，起泡体积达到最高，矿化度大于20 g/L 后起泡体积逐渐下降；而半衰期随矿化度的升高逐渐降低，矿化度为20～40 g/L 的降幅小于40～60 g/L的，说明矿化度越大，CO2泡沫稳定性越差。

图6 矿化度对CO2泡沫稳定性的影响Fig.6 Change of foaming volume and half-life of CO2foam with mineralization

3 岩心渗流特征实验结果

3.1 气液比

在裂缝性致密油藏进行CO2驱过程中，CO2容易沿着裂缝等高渗透层形成窜流，导致CO2驱波及体积低，驱油效果差。因此该类油藏进行CO2驱时，需要注入相应的泡沫，以减小CO2气体的流度，增大波及体积。

实验结果（图7）表明：在注入量为1.0～1.5 PV时，由小到大3 种气液比下的封堵压差分别由1.0 PV 时的0.08，0.15 和0.15 MPa 迅速增加到1.5 PV 时的1.47，1.60 和1.72 MPa，之后整体趋势虽也增加，但增幅变缓；超临界CO2泡沫最终稳定封堵压差分别为2.18，3.22 和2.70 MPa，说明超临界CO2泡沫对裂缝产生了有效封堵作用。气液比为1.0 时，超临界CO2泡沫对裂缝岩心的封堵压差达到最大，封堵效果最好。因此在超临界CO2泡沫驱油实验中选用气液比为1.0。

图7 气液比对超临界CO2泡沫封堵性能的影响Fig.7 Effect of gas-liquid ratio on plugging performance of supercritical CO2foam flooding

3.2 裂缝开度

从图8 可以看出，当注入量为4 PV 时，在裂缝开度分别为39.80，48.74和82.67 μm的条件下，裂缝性岩心超临界CO2泡沫的封堵压差分别为2.92，1.70和1.16 MPa，最终封堵压差分别为3.17，1.70 和1.58 MPa，裂缝开度的增加使得超临界CO2泡沫的封堵压差逐渐降低。说明超临界CO2泡沫对具有一定开度的裂缝性岩心具有较好的封堵作用，对裂缝性油藏有较好的适用性。

图8 裂缝开度对超临界CO2泡沫封堵性能的影响Fig.8 Effect of fracture openings on plugging performance of supercritical CO2foam flooding

3.3 注入方式

实验结果（图9）表明：对于同时注入方式，当注入量为0～1.0 PV 时，封堵压差由0 MPa 缓慢增至0.17 MPa，当注入量为1.0～2.0 PV 时，封堵压差上升较快，最大封堵压差为1.34 MPa，注入量大于2.0 PV 后，封堵压差在1.34～1.50 MPa 范围内波动，相对稳定；而交替注入方式，当注入量增至1.0 PV 时，封堵压差迅速增至0.35 MPa，当注入量为1.0～1.5 PV 时，封堵压差先增至0.43 MPa 后减至0.23 MPa，当注入量大于1.5 PV 后，与同时注入方式相比，封堵压差较低，在0.15～0.85 MPa 范围内剧烈波动。从岩心出口流体状态可以看出，同时注入方式CO2产出较为平稳，而交替注入方式CO2窜流现象较为严重，气体和液体分段产出。总体来说同时注入比交替注入封堵效果好。

图9 注入方式对超临界CO2泡沫封堵性能的影响Fig.9 Effect of injection modes on plugging performance of supercritical CO2foam flooding

3.4 超临界CO2泡沫驱油规律

由图10a 可以看出，6 号岩心水驱阶段，驱替压差先由0 MPa 迅速上升至0.10 MPa，然后随着原油逐渐被驱出岩心，驱替压差逐渐下降；在0～1.0 PV阶段，水驱采收率增加较快，之后水驱采收率增加缓慢，最终水驱采收率为17.7%，其产量主要是来自储存在裂缝中的原油。超临界CO2泡沫驱阶段，驱替压差迅速上升，采收率也增加很快，说明泡沫在裂缝中的流动阻力增大，黏性力增强，从而可以使更多的CO2泡沫进入基质孔隙中；在注入量大于5.0 PV后，驱替压差稳定在0.50 MPa左右，采收率增幅也变缓，最终采收率为44.1%，采收率提高了26.4%。

分析图10b 可以看出：气驱时，驱替压差很小，最大为0.11 MPa，气驱采收率在0～2.0 PV阶段稳步上升，在注入量为2.0 PV 后，气驱采收率增速变缓，最终气驱采收率为18.2%，同样大部分的产量也来自裂缝中的原油。超临界CO2泡沫驱阶段，驱替压差先迅速上升，之后增速变缓，最终稳定在0.51 MPa，在注入量小于5.0 PV 时，采收率增幅较大，之后增幅变缓，最终采收率为44.3%，采收率提高了26.1%。

图10 6号和7号岩心水驱和气驱后超临界CO2泡沫驱油的驱替压差和采收率对比Fig.10 Displacement pressure differences and recoveries of supercritical CO2foam flooding after water flooding and gas flooding in core6 and7

超临界CO2泡沫在裂缝性岩心中的驱油实验结果表明：超临界CO2泡沫能有效增加裂缝中的渗流阻力，控制流体在裂缝中的窜流，在水驱或气驱的基础上，超临界CO2泡沫驱可以提高采收率达20%以上，适用于裂缝性致密油藏提高采收率。裂缝性致密油藏一般埋藏较深，地层温度和压力大于CO2临界参数（31.1 ℃，7.38 MPa），因此CO2在裂缝性致密油藏中为超临界状态。超临界CO2泡沫比常规CO2泡沫稳定，但比氮气泡沫稳定性差，这是因为CO2分子缺少永久偶极矩，并且范德华力弱，表面活性剂亲CO2的一端在CO2中的溶剂化作用通常较弱，使得表面活性剂更倾向于在液相中而非吸附在CO2和水界面上［39］。

4 结论

当CO2在超临界状态时，质量分数为0.5%时，起泡剂HY-2 形成的CO2泡沫稳定性最好；压力在9 MPa 时，CO2泡沫的稳定性最好；温度越高，CO2泡沫稳定性越差；矿化度越低，CO2泡沫稳定性越好。

气液比对超临界CO2泡沫的封窜效果有一定的影响，气液比为1.0 时对裂缝性致密岩心封堵效果最好，对裂缝开度在39.80～82.67 μm时有较好的适应性，气液同时注入更有利于提高超临界CO2泡沫封堵效果。超临界CO2泡沫能有效增加裂缝中的渗流阻力，控制流体在裂缝中的窜流，在水驱或气驱基础上，超临界CO2泡沫驱可以提高采收率达20%以上，适用于裂缝性致密油藏提高采收率。