冀东浅层稠油油藏CO2/N2复合气体吞吐提高采收率的可行性*

郝宏达，侯吉瑞，黄捍东，赵凤兰，刘怀珠

（1.中国石油大学（北京）地球物理学院，北京102249；2.中国石油大学（北京）非常规科学技术研究院，北京102249；3.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；4.中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山063000）

0 前言

冀东油田G区块属于常规稠油油藏，常规开采含水上升快，采收率低。自2010年起，G区块开展了水平井注CO2吞吐矿场试验，并取得了良好的控水增油效果［1-3］。但随着吞吐轮次的增加，一方面，吞吐增油量逐渐减少，换油率不断下降，吨油成本不断上升［4-8］；另一方面，CO2气体对井筒以及地面管线的腐蚀越来越严重，制约了CO2气体的进一步推广应用。为了寻求CO2吞吐后的储备技术，提出了将CO2与N2相结合，利用CO2/N2复合气体开展单井吞吐，提高浅层稠油油藏的采收率。国内外大量的研究结果表明，CO2气体注入地层后能够显著降低原油黏度，降低地层油的渗流阻力，同时依靠溶解气驱、膨胀原油等作用改善稠油油藏的开发效果［9-16］。与CO2相比，N2气体虽然降黏、膨胀原油的能力较弱，但其在增能、助排和重力驱动等方面具有突出的优势［17-19］；且 N2气体来源广、性质稳定，将其与CO2复合可缓解纯CO2气体对井筒及地面管线的伤害。近年来，国外已有学者提出CO2/N2复合气体提高采收率技术，但大部分应用于煤层气开采［20-22］。国内学者虽然开展了大量的注气提高采收率相关研究，但大多集中于CO2、N2、CH4等单一注气介质提高采收率的效果对比［23-26］，而关于CO2/N2复合气体提高原油采收率的相关文献则鲜有报道。

本文以冀东油田G区块浅层稠油油藏为研究背景，开展CO2/N2复合气体提高采收率的可行性实验研究。首先，用PVT高压物性分析仪开展注气膨胀实验，分析不同CO2与N2比例的复合气体与原油接触后对地层油饱和压力、体积系数、黏度等高压物性的影响；其次，利用室内长岩心开展复合气体吞吐物理模拟实验，对比不同CO2与N2比例的复合气体注入后的增压能力和增油效果。结合PVT测试结果和物理模拟的实验结果，系统分析CO2/N2复合气体提高稠油油藏采收率的相关作用机理。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

实验用油为冀东G区块地层油样；实验用水为G区块模拟地层水，矿化度1572 mg/L，其中含Na++K+473 mg/L、Mg2+15 mg/L、Ca2+22 mg/L；实验用气包括CO2、N2，纯度为99.9%。

PVT高压物性分析仪，法国ST公司；7890B型色谱仪，美国安捷伦公司；VISCOlab-PVT型黏度计，美国CVI公司；物理模拟实验装置包括HW-Ⅱ型自控恒温箱、HAS-100型恒压恒速泵（两台）、活塞中间容器（4个）、300×45×45 mm3岩心夹持器（一套）、回压控制阀、压差变送器及数据采集系统。实验用岩心尺寸为300 mm×45 mm×45 mm，平均孔隙度17.20%，平均渗透率494.2×10-3μm2，实验用岩心的基础物性参数如表1所示。

表1 实验用岩心的基础物性参数

1.2 地层油高压物性测试及注气膨胀实验

根据中国石油天然气行业标准SY/T 5542—2009《油气藏流体物性分析方法》［27］对G区块地层油进行高压物性测试。将一定量的地层油样品转到PVT测试筒中，升温至地层温度65℃，加压至地层压力18.23 MPa，充分搅拌使其成为稳定的单相状态；在地层条件下测定其饱和压力、体积系数等相关参数；利用VISCOlab-PVT黏度计测定其在地层温度、7.34 s-1条件下的黏度随压力变化情况，同时利用色谱仪对原油的组分组成进行分析。

注气膨胀实验步骤如下：①根据复合气体中CO2和N2的摩尔比例和摩尔分数以及原油的平均相对分子质量，计算所需CO2、N2和油样的体积；②将地层油和复合气体注入PVT筒中充分搅拌均匀后，在地层条件下测定饱和压力、黏度、体积系数等参数；③改变CO2/N2复合气体与地层油的比例，重复上述步骤，测定不同气体注入量条件下的物性参数；④改变复合气体中CO2和N2的摩尔比例分别为1∶0（纯CO2）、4∶1、7∶3、1∶1、0∶1（纯N2），再次重复上述测试过程，测定不同CO2/N2摩尔占比对地层油高压物性的影响。

1.3 CO2/N2复合气体吞吐物理模拟实验

CO2/N2复合气体吞吐物理模拟实验流程图如图1所示。长岩心吞吐实验中，复合气体CO2与N2的摩尔比例分别为1∶0（纯CO2）、4∶1、7∶3、1∶1、0∶1（纯N2）。根据CO2和N2的摩尔质量以及其在地层条件下的密度参数，计算可得复合气体中CO2与N2的体积比对应为1∶0（纯CO2）、2∶1、1∶1、1∶2、0∶1（纯N2）。吞吐实验的具体操作过程如下：①将岩心放置于岩心夹持器中，抽真空，饱和地层水，测定孔隙体积，并在65℃条件下测定岩心渗透率；②利用回压控制阀设定岩心出口端的压力为5 MPa，向岩心中饱和油至束缚水饱和度，计算原始含油饱和度；③以岩心的入口端作为注气端面和采出端面，设定注入速度0.3 mL/min（地下流速）向岩心中注入气体，直至注入量达到0.05 PV（地下条件）；④闷井12 h后，岩心入口端连接回压阀，并设置压力为5 MPa，开井生产直至岩心压力再次降至5 MPa为止，实验过程中记录产油量和压力数据；⑤重复步骤③和步骤④，开展共计4轮吞吐实验，累计注气量0.20 PV（地下条件），实验结束后计算复合气体吞吐的采收率。⑥改变复合气体中CO2和N2的比例，重复步骤①至步骤⑤，对比不同比例CO2/N2复合气体的增压能力和增油效果。

图1 CO2/N2复合气体吞吐实验装置流程图

对于纯CO2和纯N2气体（CO2/N2比例分别为1∶0和0∶1），由于注入的是单一介质，此时一台恒速恒压泵即可满足注气要求。对于2∶1、1∶1和1∶2比例的复合气体，在注气过程中则需要两台注气设备，例如，注入2∶1比例复合气体时，CO2的注气速度需设置为0.2 mL/min，N2的注气速度需设置为0.1 mL/min。

2 结果与讨论

2.1 G区块地层油高压物性

G区块地层油高压物性测试结果表明，地层油的饱和压力为11.20 MPa，气油比20.00 m3/m3，体积系数1.058，密度0.8932 g/cm3，单脱死油密度0.9643 g/cm3。表2给出了G区块地层油的组分组成。CO2、N2和C1组分占比为22.11 mol%，中间烃类C2数C7占比8.59mol%，C8+组分占比69.30mol%。地层油黏度测试结果如图2所示。在地层温度和压力（65℃、18.23MPa）条件下，地层油黏度为58.21 mPa·s，地面脱气原油黏度为333.56 mPa·s，为典型的稠油油藏。

表2 G区块地层油组分组成

图2 G区块地层油黏度与压力关系曲线

2.2 复合气体对原油高压物性的影响

图3给出了不同比例CO2/N2复合气体注入后地层油饱和压力的变化情况。随着气体注入量的增加，地层油饱和压力逐渐增大。对比纯CO2与纯N2，饱和压力对于N2气体更为敏感，当注气量增加至20 mol%时，注入N2可使饱和压力增至51.39 MPa，而注入CO2仅使饱和压力增至13.6 MPa。复合气体对饱和压力的影响介于纯N2与纯CO2之间，同样以注气量 20mol%为例，CO2与 N2的摩尔比 4∶1、7∶3和1∶1的复合气体使得地层油饱和压力分别升至15.04、19.62和22.63 MPa。

饱和压力曲线的变化同时可以反映出不同注气介质在地层油中的溶解规律。当压力达到30 MPa时，57 mol%的CO2气体可溶于57 mol%的地层油中，而仅有12 mol%的N2可溶于88 mol%的地层油中，即CO2气体在稠油中的溶解能力要明显优于N2的。复合气体在地层油中的溶解能力介于纯CO2和纯N2之间，且随着复合气体中CO2比例的增加，复合气体在稠油中的溶解能力增强。在压力为30 MPa的条件下，CO2与N2的摩尔比1∶1、7∶3和4∶1的复合气体的饱和溶解度分别为18、29和52 mol%。

图3 不同比例CO2/N2复合气体注入后地层油饱和压力的变化规律

不同比例CO2/N2复合气体对地层油体积系数的变化情况如图4所示。与N2相比，CO2气体具有相对较好的膨胀原油能力。当注气量为20 mol%时，CO2-地层油体系的体积系数为1.095，N2-地层油体系的体积系数为1.075；复合气体-地层油体系的体积系数介于CO2-地层油体系与N2-地层油体系之间，且随着复合气体中CO2比例的增加，复合气体膨胀原油的能力增强。但总体来讲，复合气体中CO2/N2的比例对原油体积系数的影响相对较小，即相同注气量条件下，不同注气介质对稠油的膨胀能力相差不大。相对地，气体注入量对于G区块稠油体积系数的影响较大，即随着注气量的增加，地层油体积系数迅速增大，气体膨胀原油的效应更为明显。

图4 不同比例CO2/N2复合气体注入后地层油体积系数的变化规律

图5给出了不同比例CO2/N2复合气体注入后地层油黏度的变化情况。与体积系数的变化规律不同，注入气体对于地层油黏度的影响较大，即对于G区块稠油，溶解降黏效应是注气提高采收率的主要机理；且随着注气量的增加，气体的降黏作用明显。与N2相比，CO2气体具有显著的降黏能力。当注气量达到20 mol%时，注入CO2可使地层油黏度由52.13 mPa·s降至27.02 mPa·s，降黏率达到了48.17%；而N2仅可使地层油黏度降至45.49 mPa·s，降黏率为12.74%。受CO2气体和N2气体降黏能力的巨大差异，复合气体中CO2比例越高，其降黏效果越好；当注气量超过20 mol%、CO2/N2比例超过7∶3时，复合气体对地层油的降黏率可达40%以上。

图5 不同比例CO2/N2复合气体注入后地层油黏度的变化规律

2.3 复合气体吞吐的增油效果及增能效果

为了对比不同比例CO2/N2复合气体吞吐的增油效果，进一步明确复合气体提高采收率的作用机制，开展了相关的室内物理模拟实验。图6为不同比例CO2/N2复合气体增油的效果对比。复合气体中CO2比例越高，其增油效果越好。经过4轮吞吐后，纯CO2、2∶1（体积比）复合气、1∶1复合气、1∶2复合气和纯N2分别提高采收率19.06%、17.31%、13.27%、9.09%和8.09%。纯CO2吞吐的增油效果最好，2∶1比例复合气吞吐的增油效果接近于CO2，1∶1比例复合气增油效果居中，而1∶2比例复合气和纯N2的增油效果最差。

图6 不同比例CO2/N2复合气体提高采收率效果对比

图7对比了不同注气介质吞吐实验的压力变化情况。在相同注气量条件下，N2气体的增压能力最强，其补充地层能量的效果最好；复合气体的增压能力次之，且随着N2比例的降低，其增压能力越差；CO2气体的增能效果最差。但另一方面，当CO2注入岩心后，其压力曲线在闷井过程中先下降后趋于平稳，这一过程反映了CO2气体在地层油中的溶解过程，CO2的溶解能够显著降低地层油的黏度，改善原油的流动能力。在2∶1和1∶1比例复合气体中同样可观察到类似的压降过程，即复合气体对于原油实现了溶解降黏效应。1∶2比例复合气在闷井阶段压力几乎不降，纯N2实验组的压力不降反升，注入气体在地层油中的溶解能力很弱，仅依靠能量补充的手段很难获得较好的增油效果。

图7 CO2/N2复合气体吞吐实验岩心压力变化情况

值得注意的是，2∶1比例（摩尔比4∶1）复合气体的增油效果与纯CO2气体的增油效果差别不大，虽然该比例复合气体中N2的存在部分削弱了复合气体的溶解降黏能力，但依靠此部分N2的增能作用仍可实现其对增油的补偿；当复合气体中N2体积比超过1/3时，虽然其补充地层能量的能力增强，却无法弥补其对溶解降黏造成的损失，导致复合气体整体的增油效果较差。因此，对于冀东G区块稠油油藏，在实施复合气体吞吐时应对CO2和N2的注入比例进行优化，以保证获得较好的开发效果。在本实验条件下，选取体积比2∶1（摩尔比4∶1）的CO2/N2复合气体，可实现CO2溶解降黏和N2增能的协同效应，有效提高稠油油藏的采收率。

3 结论

冀东油田G区块属于常规稠油油藏，注气膨胀实验结果表明对于此类油藏，应以溶解降黏为主，膨胀原油为辅。CO2气体溶解降黏、膨胀原油等效应要明显好于N2气体，可以有效改善稠油的流动能力，提高原油采收率。

CO2/N2复合气体与地层油的相互作用机制介于纯CO2与纯N2之间，且随着复合气体中CO2比例的增加，其溶解降黏和溶解膨胀的效应越明显；当注气量超过20 mol%、CO2/N2摩尔比例超过7∶3（体积比1∶1）时，复合气体的降黏率可达40%以上。

体积比2∶1（摩尔比4∶1）的CO2/N2复合气体经过4轮注气吞吐后可提高原油采收率17.03%，接近纯CO2气体的增油效果；该比例的复合气体可实现CO2溶解降黏和N2增能的协同效应，有效提高稠油油藏的采收率。