致密油藏CO2前置压裂流体相互作用机理

苏玉亮， 王程伟， 李 蕾*， 侯正孝， 范理尧， 陈 征

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院， 青岛 266580; 2.中国石油长庆油田公司第十采油厂， 西安 751500)

致密油是目前世界各国勘探开发的重点，对油藏的压裂改造是提高采收率的有效方法[1-5]。而对于传统的压裂方式，黏土矿物的膨胀运移、毛细管的堵塞以及岩石的软化和泥化等水相与岩石相互作用所引起的储层污染，对致密油产能有很大的影响。而对于CO2压裂技术，由于没有水相存在，故CO2压裂技术在致密油增产和提高采收率中发挥了重要的作用[6-10]。

超临界CO2首先可以降低破岩门限压力，在相同注入压力条件下，裂缝起裂更容易，延伸更远。其次超临界CO2分子间作用力极弱，表面张力极低，流动性极强，有利于CO2在地层中流动和扩散，在地层中实现大范围穿透，有效波及范围大。同时超临界CO2射流效应可以改变岩石的微观结构，冲刷或溶蚀填充于孔隙空间的黏土、有机质等，且形成的微酸性环境可以抑制黏土矿物膨胀，从根本上解决水敏与水锁效应，并且无压裂液残渣滞留，维持了原始渗流通道[11-16]。基于CO2压裂技术的各种优势，通过室内试验及数值模拟手段对致密油藏CO2前置压裂过程中流体间相互作用机理进行研究，最终明确CO2对地层原油物性影响及作用机理，并通过数值模拟手段明确压裂全周期过程中CO2的相态变化规律。以期为致密油藏CO2前置压裂技术的进一步研究打下基础。

1 CO2与原油作用机理及试验方法

1.1 作用机理

原油相态压力、体积、温度(pressure volume temperature，PVT)分析数据是油田开发勘探中十分重要的数据，是评价储油层性质、计算储量、开发设计、管理油井、预测油田动态及三次采油不可缺少的资料。地层原油的特点是处于高温高压下原油溶解大量的烃类气。随油藏开采的进程，由于油藏温度、压力的变化油气相态及油、气组成也随之改变。为了合理开发油藏要及时掌握随温度、压力的改变油藏油、气性质变化，进行CO2-原油PVT高压物性分析具有很强的必要性。在PVT实验前，首先通过色谱分析实验测得目标研究区块的原油组分，为后续研究提供基础数据。

CO2注入原油后，与原油发生一系列反应，使原油的性质发生改变。通过CO2-原油相态研究可以明确研究区原油在注入CO2后的变化情况，为指定合理的开发方案，进而高效地开发油藏提供依据。

1.2 试验仪器装置

采用美国RUSKA公司高压PVT试验设备进行相态行为测试，其试验设备如图1所示。该试验设备可同时进行地层原油PVT性质测试和原油黏度测试[17]。

1为三看窗釜； 2为油样釜； 3为落球式黏度计； 4为高压泵； 5为CO2气瓶； 6为真空泵； 7为压力表； 8～13为高压阀门图1 RUSKA油藏原油PVT性质及黏度测试装置Fig.1 PVT property and viscosity test device of crude oil in RUSKA reservoir

1.3 实验步骤

(1)配制油藏流体(未注CO2)：首先将伴生气加热至44 ℃，并送入配样釜。然后将原油压入配样釜，求取所配油藏流体密度。

(2)配油藏流体(注入CO2)：首先打开三看窗釜阀门压入CO2气体，恒温4～5 h后，计算三看窗釜中CO2的量，并调整压力至所需CO2的量。然后将油藏流体压入三看窗釜，配置成含指定CO2浓度的油藏流体。

(3)测定PVT性质：首先将油藏流体(三看窗釜中)压成单相后，搅拌摇匀，稳定30 min。然后测定不同压力下的油藏流体PVT(按照压力由高到低顺序每隔1～2 MPa测一次)，并求出油藏流体的泡点压力(根据体系体积的突变点)，达到泡点压力后继续降低压力直至地层压力或地层压力以下。

2 实验结果及分析

绘制庄183区块P-T相图，各类样临界参数pc、Tc如图2所示。

油藏温度为51.5 ℃，储层压力为16.75 MPa，地层流体饱和压为8.12 MPa。CO2原油密度变化情况如图3所示。

图2 庄183区块原油P-T相图Fig.2 P-T phase diagram of crude oil in Zhuang 183 block

图3 不同CO2摩尔分数下原油密度Fig.3 Crude oil density under different CO2 mole fractions

CO2在原油中溶解后会与原油发生相互作用，最终导致地层原油基本物性发生变化。在地层条件下CO2属于超临界状态，超临界状态下CO2密度较高，通过实验可知随着压力的升高，超临界CO2与原油之间的接触面积更大，导致随着原油密度随压力的升高而不断升高，同时随着CO2含量的增加，溶解于原油中的超临界CO2含量上升，使得原油密度增加，向庄183原油注入45%摩尔分数的CO2后，在20 MPa下其密度从0.734 1增大到了0.798 6 g/cm3，上升了8.78%。原油溶解膨胀实验中CO2的溶解度以及原油饱和压力及膨胀系数变化情况如图4所示。

图4 不同CO2摩尔分数下原油饱和压力Fig.4 Crude oil saturation pressure under different CO2 mole fractions

地层压力下可溶解大量的CO2，在25 MPa注入压力下，1 t原油溶解CO2可达300.36 m3。CO2对原油具有良好的溶胀作用：当原油体系中CO2摩尔分数从0增大至45%时，体系的饱和压力由8.12 MPa提高12.20 MPa，提高了50.25%；原油的膨胀系数由1.05提高到1.86，提高了77.14%，显著增加了原油的弹性能力，从而对油井产量具有明显的提升作用。由于CO2的溶胀作用，原油的相对体积、体积系数及压缩系数变化如图5所示。

图5 不同CO2摩尔分数下原油相对体积、体积系数及压缩系数Fig.5 Relative volume, volume coefficient and compressibility of crude oil under different CO2 mole fractions

研究发现当原油中CO2摩尔分数由0%增大到0.45%时，原油相对体积从0.950 7增大到了0.974 8，增加了2.53%；原油体积系数从1.33增大到了1.73，增加了30.06%；原油压缩系数从3.877 3增大到5.487 8，上升了41.54%。可以发现，注45%摩尔分数的CO2后，原油相对体积、体积系数和压缩系数值均变大，表示当CO2溶入原油，可使其体积发生膨胀，同时也极大地增加了原油的可压缩性，进一步论证CO2与原油的相互作用能够显著提高油井产能。

3 压裂全周期流体相态及组分变化规律

为了进一步研究致密油藏CO2前置压裂流体相互作用机理，利用油藏数值模拟手段对压裂全周期过程中CO2存在状态、原油物性(黏度、密度)变化及原油与CO2之间的相互作用进行了深入研究。

3.1 研究手段

基于室内试验数据，通过CMG模拟器Winprop模块建立了该区块流体相态模型，用于理论研究。Winprop模块中可以进行三相闪蒸(OGW)计算，OGW计算包括三相计算，其中气液相用状态方程模拟，水相用Henry定律模拟。由于状态方程是为类气烃系统而推导的，因而不可能精确模拟水相。在水相中对组分溶解度使用Henry定律常数。水相中组分i的逸度系数Φiw定义为

lnΦin=ln(Hi/p)

(1)

式(1)中：Hi是组分i的Henry定律常数，每个组分的H在表Henry’s Law中输入。如果不指定Hi, Winprop内部计算三相和OGW计算的实验数据在组分模拟中输入，包括质量密度、摩尔分数、体积分数和不同相的黏度。

3.2 原油组分在压裂、焖井和返排中的存在状态

注入CO2的摩尔分数为25%，在压裂及焖井过程中，压力在流体饱和压力以上，流体无气相存在，焖井过程中注入的CO2有99.56%存在于油相，0.44%存在于水相，如图6所示。油相中CO2的溶解比例为97.74%，水相中为2.26%，如图7所示。返排过程中，压力降到8 MPa时，CO2在油相、水相、气相中的比例分别为85.61%、0.91%、14.24%。

图6 压裂焖井返排过程中CO2在油气水的存在状态Fig.6 Existing state of CO2 in oil, gas and water during the fracturing process

图7 压裂焖井过程中CO2在油、水中的溶解Fig.7 Dissolution of CO2 in oil and water during the fracturing steer well

3.3 原油组分在压裂、焖井和返排中的黏度变化

在压裂、焖井和返排过程中，随着压力的增加或降低主要影响的是原油黏度，在压裂中压力从14 MPa上升到40 MPa，油相黏度从0.868 3 mPa·s上升到了1.123 8 mPa·s，上升到了29.43%，在返排中压力从17 MPa降到7 MPa，油相黏度从0.868 3 mPa·s上升到了1.307 8 mPa·s，上升了50.62%，如图8所示。分析其原因为压裂过程中由于压力的增加使得原油黏度增加，而返排过程中CO2在不同相的分布可知由于气体及CO2从油相中不断脱出，CO2对原油的降黏效果减弱，最终导致原油的黏度不断升高。

图8 压裂焖井返排过程中原油黏度变化Fig.8 Crude oil viscosity change in the flowback process of fracturing soaking

3.4 原油组分在压裂、焖井和返排中的密度

在压裂、焖井和返排过程中，由于CO2与流体间的相互作用以及CO2存在方式的变化，导致原油与水的密度发生相对应的改变。其中在压裂中压力为16～40 MPa，油相密度从761.8 kg/m3上升到了788.8 kg/m3,上升了3.5%，水相密度从998.6 kg/m3上升到了1 008.9 kg/m3，上升了1.0%，油相和返排中压力从16 MPa降到8 MPa，油相密度从761.8 kg/m3下降到了759.5 kg/m3，下降了0.3%，水相密度从998.6 kg/m3降到了994.9 kg/m3，下降了0.4%。如图9所示。分析其原因为压裂过程中压力的增加使得原油密度增加，而返排过程中由于压力的降低，使得原油密度降低。

图9 压裂焖井返排过程中原油密度变化Fig.9 The crude oil density changes during the flowback process of fracturing and soaking

3.5 原油组分在压裂、焖井和返排过程中与CO2的作用

向油藏流体中加入CO2，流体饱和压力为10.08 MPa，当压力为9.75、6.75、2.75 MPa时，气相中的甲烷摩尔分数不断降低，C2-C5组分摩尔分数由11.79%上升高到了16.69%，大约升高了41.56%，可以得出CO2对C2-C5组分的萃取能力较强，对重质组分和甲烷萃取效果较弱，如表1、图10所示。

表1 气相中原油组分摩尔分数

图10 气相中原油组分摩尔分数Fig.10 The molar fraction of the crude component in the gas phase

综合利用试验及数值模拟手段对致密油藏CO2前置压裂流体之间相互作用机理进行研究。通过对试验数据及作用机理进行模拟分析，更加详细且深入地明确了地层条件下CO2与原油的作用机理并定量描述出由于CO2的注入对原油高压物性的变化情况。其次利用数值模拟手段，模拟压裂全周期中流体的相态变化情况，定量描述出在压裂、焖井及返排过程中CO2存在方式的改变以及由于CO2与原油的相互作用导致压裂不同阶段原油密度及原油组分的变化情况。为进一步论证CO2压裂技术的增产机理及作用效果，从而制定出针对致密油藏的最优开采方式打下坚实基础。

4 结论

(1)通过原油PVT实验可知，当实验条件保持地层条件时，CO2处于超临界状态，超临界CO2黏度较低，密度与液体相似，所以随着压力的不断上升，超临界CO2溶于原油，使得原油密度增大；同时随着CO2含量的上升，越来越多的超临界状CO2与原油接触，使得原油密度随着CO2含量的增加而增加。

(2)通过原油膨胀实验可知，CO2对原油具有较高溶胀作用，当CO2注入后，原油相对体积、体积系数和压缩系数值均变大，其中当原油摩尔分数由0增大到45%时，原油体积系数增加了30.06%，压缩系数上升了41.54%。通过试验表明CO2使得原油体积发生膨胀，增加了原油的可压缩性，从而证明CO2与原油作用能够明显提高油藏的弹性能量，进一步提高油井产能。

(3)通过数值模拟手段可知，在压裂、焖井和返排过程中，CO2的存在状态各不相同，焖井过程注入的CO2中99.56%存在于油相中，返排过程中随着压力的降低，CO2在油中的溶解量逐渐下降，存在于油相中的CO2逐渐分离为气相。返排过程中，压力降到8 MPa时，CO2在油相、水相、气相中的比例分别为85.61%、0.91%、14.24%。

(4)通过数值模拟手段可知，CO2对原油C2-C5组分的萃取能力较强，对重质组分和甲烷萃取效果较弱。同时由于在压裂、焖井和返排过程中CO2的存在方式不同以及CO2对原油组分具有萃取作用，使得原油密度及黏度均发生不同程度的变化，其中在压裂中，油相黏度上升了29.43%，密度上升了3.5%，在返排中油相黏度上升了50.62%，油相密度下降了0.3%。通过数值模拟手段明确了压裂过程中CO2与原油的作用机理及效果，结合室内实验研究结论为进一步研究CO2压裂技术增产机理及致密油储层最优开发方案打下坚实基础。