致密油藏超临界二氧化碳吞吐开发特征实验研究

张越琪，苟利鹏，乔文波，鱼 耀，王庆珍，陈 明，于 莹，张茂林

(1.长江大学，湖北 武汉 451199;2.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710200)

0 引言

致密油藏的高效开发日益受到重视［1－5］。前人的研究成果证实了CO2吞吐方式是提高致密油采收率的重要开发方式［6－11］，超临界 CO2的应用能更大限度地提高致密油采收率［12－15］。前人对CO2吞吐提高致密油采收率的研究主要包括:微观尺度下CO2吞吐开发机理及孔隙对采收率的影响［16－18］，操作参数对提高采收率的影响［19－21］，CO2吞吐数值模型及模拟研究等［15，22－23］。针对具体油藏的注采参数设计，仍需在注气相态影响、N2辅助保压、周期转注时机等领域开展进一步的研究。为了完善CO2吞吐提高致密油采收率理论体系，以鄂尔多斯盆地［24－26］代表性区块为研究对象，开展超临界CO2吞吐长岩心实验研究。

研究区块位于鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组，储层孔隙度为9.00%～13.00%，渗透率为0.50～3.50 mD，属低孔、特低渗储层。油层中部深度为1 670 m，原始油藏压力为13.60 MPa、温度为49.5℃。储层中等水敏，经过衰竭式及注水开发后，水窜严重，波及系数低。油藏压力降至6.90 MPa，采收率仅为7.8%，开发效果不理想。CO2吞吐开发方式能有效保持致密油油藏压力，降低原油黏度，改善油藏渗流通道等，进一步提高致密油采收率。因此，以鄂尔多斯盆地代表性油样及岩心为研究对象，以超临界CO2长岩心吞吐实验研究为基础，进一步探究超临界CO2吞吐开发致密油机理、生产特征、操作参数优化等，为致密油藏注CO2高效开发设计提供理论基础和技术支持。

1 实验材料及方法

1.1 实验材料

研究区块原始地层条件下原油黏度为3.26 mPa·s，密度为0.828 g/cm3，单脱气油比为86.35 m3/m3，CO2最小混相压力为25.03 MPa;油藏地层水矿化度为69 860 mg/L，水型为CaCl2型;复配地层溶解气;CO2纯度为99.9%;采用油藏真实岩心，由19块岩心进行组合。

1.2 实验方法

按照布拉法则依次将天然岩心组合成长岩心模型，总长度为95.2 cm，长岩心模型孔隙度为10.35%、渗透率为2.86 mD。在原始油藏条件下，饱和长岩心并测量原始含油饱和度及束缚水饱和度。依据实验设计的操作参数，开展长岩心超临界CO2吞吐实验研究。注气阶段，根据设计的注气速度向岩心中注入一定量的CO2气体。闷井阶段，实验过程中闷井时间为10 h。生产阶段，采用压降速度为25 kPa/min进行衰竭式开发。研究注气速度为 1.5、2.5 cm3/min，注气压力为 6.63～20.48 MPa，气相相态为超临界及常态，N2辅助保压，衰竭压力为4.0、8.0 MPa等因素影响下的CO2吞吐生产特征。

2 实验结果分析

通过5组致密油长岩心CO2吞吐研究，综合分析了不同的操作参数对开发效果的影响(表1实验五注入常态CO2)。由表1可知:CO2吞吐开发方式在致密油开发过程中能得到较好的开发效果，采收率最高可达31.09%，换油率最高达1.20 t/t。吞吐后期，注入N2起到了很好的保压作用，能大幅度提高致密油阶段采收率。

2.1 超临界CO2吞吐生产特征

以实验一为例，分析致密油长岩心超临界CO2吞吐生产特征(图1、2)。由图1、2可知:致密油藏超临界 CO2吞吐开发前3周期贡献率达到91.5%，后续周期阶段采收率迅速降低，换油率低于0.10 t/t(表1);采油速度随吞吐周期明显降低。这是由于随着吞吐周期的增加，生产端附近剩余油饱和度逐渐降低;多周期后气相通道形成，气相(溶解气及注入CO2气体)较油相更易被采出，部分原油滞留在流动通道附近。结合表1可知，CO2注入岩心后，注入的CO2通过传质、扩散等机理溶入到原油中，导致岩心压力少许下降。注入N2辅助保压的吞吐周期中，同样出现类似的现象，主要是CO2易溶于原油所致。

图1 致密油CO2吞吐生产特征Fig.1 The producing characteristics of supercritical CO2huff and puff in tight oil

表1 致密油CO2吞吐长岩心实验结果Table 1 Experimental results of CO2huff and puff in tight oil with long core.

在生产阶段，周期采油速度随压力的降低而下降，平均采油速度随吞吐周期增加而降低。主要是随吞吐周期的增加，剩余油分布位置距生产端越来越远，导致原油向生产端流动时被滞留在岩心中。前3个吞吐周期中，采油速度随注气压力下降而迅速上升。后续吞吐周期中，当注气压力降至一定值时，采收率不再提高，这是由于随着原油的产出，气相流动通道变大，较低的注气压力无法提供足够的驱替能量。

图2 致密油CO2吞吐生产速度Fig.2 The relationship between the production rate and time in tight oil with supercritical CO2huff and puff

对实验一第1个吞吐周期生产阶段采油速度及采收率进行分析(图3)。由图3可知，在生产过程中，前期采油速度较高，达到1.44 cm3/h。因为吞吐初期，注入的CO2气体溶入原油后，使原油体积膨胀、黏度降低，改善了原油在岩心中的渗流，使原油得以产出。随着注气压力下降，采油速度呈现下降趋势，采收率上升趋势变缓。当压力降至10.00 MPa后，采油速度降至0.20 cm3/h，采收率基本持平。随压力下降，原油中溶解的CO2以及天然气在前期压降过程中已析出，溶解气驱作用明显减弱。

图3 实验一第1周期生产特征Fig.3 The producing characteristics of the first cycle in Experiment 1

2.2 生产特征影响因素

2.2.1 超临界CO2注入量影响

对比不同CO2注入量对致密油生产特征的影响(表1)。由表1可知，实验一、三、四第1吞吐周期，CO2注入量分别为 0.20、0.10、0.15倍孔隙体积，随注入量的增加，注气压力增加。这是由于注入的CO2气体与原油接触，部分CO2气体向原油中扩散，未扩散到原油中的CO2气体增加了岩心的能量，使采收率随岩心压力的增大而增加。实验一与实验四前3个吞吐周期的CO2注入量均为0.40倍孔隙体积，周期采收率分别为28.45%、28.24%。实验三中，CO2注入量为0.30倍孔隙体积，采收率为26.62%。因此，CO2注气量与采收率成正比关系。

实验一、三、四第1个吞吐周期采收率相近，CO2注入量相差0.05倍孔隙体积，换油率相差较大(表1)。由表1可知，对比不同吞吐周期换油率以及各实验累计换油率，实验三均为最高值。这是因为实验三中，前2个吞吐周期采收率较低，注气量较小，换油率较高。在相同的CO2注入量、不同的注气量分布情况下(实验一、实验四前3个吞吐周期均为0.40倍孔隙体积)，为了保持岩心压力，第2、3周期注入N2的量基本相同，相同的吞吐周期致密油采收率相近。因此，CO2注入量对采收率的影响远大于注气量分布对采收率的影响。

2.2.2 注气压力影响

对比实验二、实验三第1吞吐周期(表1)可知，注气后岩心压力分别达到17.05、16.43 MPa。可见CO2注入量相同时，较高的注气速度导致注气时间较短，从而CO2溶解量较小，未溶解的CO2气体保持了岩心压力。图4为CO2吞吐不同注气压力下开发效果对比。在相同的压力变化范围内，致密油采收率及采油速度相近。因此，不同的注气压力对CO2吞吐开发效果影响较小。

图4 CO2吞吐不同注气速度条件下开发效果对比Fig.4 The development effect comparison of supercritical CO2huff and puff under different gas injection pressures

2.2.3 保压气体的影响

对比实验二与实验三，在第1吞吐周期，岩心中为原始含油饱和度，注入相同体积CO2气体(0.10倍孔隙体积)，岩心中压力相近。由实验二可知，在后续注气过程中，岩心注气压力仅维持在6.00 MPa左右，这是由于气体注入量无法弥补产油后造成的能量亏空。实验三后续吞吐周期注入N2进行保压，使得岩心压力维持在相对较高的水平，从而得到较高的采收率，这是因为:①CO2萃取作用与注入压力呈正比，注入压力增高，CO2萃取机理的贡献增大［27］;②CO2溶解度随注入压力的增加而增加，在较高注入压力下，原油膨胀、降黏、溶解气驱等提高采收率机理较为显著;③高注入压力在一定程度上使得岩石得到压缩，有利于改善油藏渗透性，减小流体在油藏中的渗流阻力［27］;④注N2比注入相同量的CO2具有更高的经济效益。由此可见，N2的注入对岩心具有保压作用。

2.2.4 衰竭压力影响

衰竭压力的大小对转注时机及注气状态具有很大的影响。由表1可知，实验四、实验五衰竭压力分别为8.0、4.0 MPa，CO2注气量、N2注气量分布相同，较高的衰竭压力获得了较高的最终采收率(实验四)。图5为不同衰竭压力实验采收率对比情况。由图5可知，2组实验的第1吞吐周期由于注气量、闷井时间、压降速度等参数相同，在前期生产过程中，采收率变化曲线相近。当压力衰竭到9.5 MPa时，采收率增长速度明显减缓，表明压力衰竭到该压力点后，岩心中采油速度迅速下降。

图5 不同衰竭压力实验采收率对比Fig.5 The oil recovery comparison of experiments with different depletion pressures

后续吞吐周期中，由于实验五衰竭压力为4.0 MPa，为了保持岩心压力，注入N2的量明显高于实验四对应的吞吐周期。实验五采油速度下降压力点比实验四提前，这是因为:①实验四中注入的CO2气体为超临界状态，比实验五中注入的常态CO2具有更强的萃取作用与传质作用，能在原油中溶入更多CO2的同时萃取出更多的轻质原油组分;②实验五注入N2的量较大，导致混合气中CO2的含量较低，降低了CO2的溶解量，从而减弱了CO2膨胀、降黏等作用机理。

3 结论

(1)超临界CO2吞吐开发致密油是一种高效的提高致密油采收率的方式，开发效果主要集中在前3个吞吐周期，贡献率占91.5%。

(2)注气速度在CO2吞吐过程中对采收率的影响较小，注入CO2的相态对致密油采收率的开发效果影响较大。超临界CO2比常态CO2具有更好的提高致密油采收率的潜力。

(3)注N2对油藏进行辅助保压是注CO2吞吐提高致密油采收率行之有效的方法，能很好地保持油藏压力，提高致密油采收率，降低CO2注入量，同时提高换油率。

(4)CO2吞吐开发致密油过程中，对于不同的吞吐周期，生产阶段衰竭压力的设定应当考虑采油速度的变化，并结合CO2注入状态，合理地设计转注压力点。