致密油二氧化碳吞吐动态特征及影响因素

汤翔，李宜强，韩雪，周永炳，战剑飞，徐苗苗，周锐，崔凯，陈小龙，王雷

（1.油气资源与探测国家重点实验室（中国石油大学（北京）），北京 102249；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；3.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，大庆 163712；4.中国石油南方石油勘探开发有限责任公司勘探开发处，海口 570100；5.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）

0 引言

近年来，致密油成为继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一热点[1-3]。致密油的物性界限为地面空气渗透率小于 1×10−3μm2或覆压下渗透率小于0.1×10−3μm2[4]，其整体呈储集层物性差、分布面积大、资源丰度低等特点[5-6]。目前，致密油的初步开发多依靠水平井大规模体积压裂，致密油衰竭生产具有初期产量高、中期产量递减快、整体采出程度低的开发特征[7]。致密油衰竭开发后如何进一步补充地层能量实现二次采油已成为提高致密油开发效果面临的重要问题[8]。CO2吞吐作为致密油衰竭开发后进一步提高采收率的一种高效开发方式，具有在提高原油采收率的同时对CO2进行有效埋存的优势[9-10]，可实现经济效益与环境保护双赢，日益受到业界重视[11-17]。

CO2吞吐驱油主要表现为非线性渗流特征，且CO2与原油之间具有交互作用，其渗流规律十分复杂[18-19]。1991年，国外研究人员综合矿场数据、室内实验及数值模拟论证了 CO2吞吐在提高轻质油藏采收率方面的可行性[20-21]；2013年，Hawthorne等[22]指出 CO2吞吐是致密油开发的一种重要手段，且缝网规模是影响吞吐效果的关键性因素；2016年，Pu等[23]通过室内柱状岩心实验研究了CO2吞吐过程中焖井时间、注采周期、生产压差对 CO2吞吐效果的影响；2019年，Li等[24]基于CO2吞吐与N2吞吐的平行对比实验指出CO2的分子扩散作用导致了大量的 CO2以溶解气的形态存在于储集层中，且有利于采收率的提高。但目前受模型尺寸、实验装置与实验方法的限制，针对致密油 CO2吞吐的室内物理模拟主要采用柱状岩心[25-27]，难以准确模拟致密油水平井体积压裂后的复杂渗流规律[28-31]。虽已有学者开展了大模型吞吐实验的相关研究[32-33]，但仍缺乏针对 CO2吞吐过程中的动态参数变化、影响因素以及采油机制方面的系统性研究。

本文基于大型露头岩心及自主研发的高温高压物理模型实验系统，建立了 CO2吞吐大模型物理模拟实验方法，通过室内实验，开展了多种方案的 CO2吞吐实验，重点分析了 CO2吞吐的动态特征、影响因素及注采方式对采收率的贡献。

1 实验设计

1.1 方形岩心CO2吞吐物理模拟系统

1.1.1 物理模型制作

实验用模型采用大型露头岩心设计制作而成，露头岩心渗透率 0.98×10−3μm2，孔隙度 10.94%。模型制作步骤为：①在大型致密砂岩露头上切割出30 cm×30 cm×3.5 cm的方形岩心；②在岩心一侧（见图1）切割一条贯穿1#和2#压力监测孔（1#和2#孔间距26 cm）的空槽（槽宽0.2 cm），模拟具有无限导流能力的水平井；③垂直于水平井，在岩心平面边长的 1/3、2/3处切割长15 cm、宽0.2 cm的空缝以模拟水力裂缝，为使裂缝具有较为稳定的导流能力，从渗透率为 2 000×10−3μm2的岩心上切割出与空缝相同大小的岩心薄片并嵌入模型空缝中，同时为保证岩心薄片与致密模型之间无间隙，在岩心薄片表面涂细砂与环氧树脂的混合物，并在岩心薄片放入模型空缝后进行整体加热老化，使高渗薄片与致密模型胶结形成一体，实现裂缝与模型一体化，最终形成的裂缝渗透率为 2 000×10−3μm2；④在模型表面布置多口压力监测、注采井（1#为实验注采井，2#-15#为压力监测孔，其中13#、14#、15#同时为饱和水、饱和油的备用井），随后采用环氧树脂对模型进行整体浇注密封完成制作。

1.1.2 高温高压实验系统

高温高压物理模型实验系统（见图2）主要包括：岩心模型、高温高压实验舱、多点压力采集系统、温度采集控制系统、节流阀、油气水分离计量装置、恒压恒速泵等。其中，高温高压实验舱为可密封的圆柱形钢制舱体，一侧端面舱门可打开，密封后舱内充满变压器油，配合温度采集控制系统及围压泵，可为岩心模型提供高温高压的外部环境；多点压力采集系统主要是基于岩心模型上所布的多个压力监测孔（见图1），通过管线连接到舱外压力传感器，实现对实验中岩心模型内多点压力的实时监测；节流阀则用于开发时采出速度的控制。

图2 高温高压实验系统装置示意图

1.1.3 实验设计

实验条件：实验温度35 ℃，模型外部围压15 MPa。

实验材料：实验选用模拟油 35 ℃时黏度为 4.1 mPa·s；实验用水为模拟地层水，矿化度25 000 mg/L，35 ℃时黏度为 0.73 mPa·s；实验用 CO2气体纯度99.9%。

实验方案：根据实验要求，按不同CO2注入量、焖井时间、注入速度等共设计16组实验方案（见表1）。

表1 方形岩心CO2吞吐实验方案设计表

实验步骤：①将岩心模型放入高温高压实验舱内，抽真空24 h以上，直至真空表显示为真空状态；②从1#孔对模型实施恒压（0.1 MPa）注水，累计饱和 3 d后逐步提压，待远端井（13#、14#、15#）监测压力开始上升后，打开远端井出液口，提高压力至13.8 MPa实施水驱，水驱至2 PV（孔隙体积倍数）后结束水驱完成岩心饱和水，随后根据注采液量计算模型饱和水量与孔隙度；③通过水平井注油、远端井采液的方式对岩心饱和油，注入压力逐步提升至原始地层压力（13.8 MPa），保证累计注入油量达3 PV且出液口不再有水产出后关闭出液口，水平井继续注油至模型内压力（达原始地层压力）分布均衡并静置老化3 d，计算原始含油饱和度；④打开 1#注采井回压阀，控制出口压力为5 MPa并保持恒定，进行衰竭式开发，实时监测模型各点压力与采出液量，出液口不出液后停止；⑤衰竭开发结束后关闭节流阀，恒速向 1#注采井注入CO2，到达设计量后停止并关井焖井，实时监测焖井期间模型各监测点压力；⑥焖井结束后，打开1#注采井，控制出口压力为5 MPa恒压生产，实时监测模型各监测点压力，计量采出液量、气量，待出口不出液后停止；⑦控制1#注采井井口压力为5 MPa，同时以13.8 MPa恒压从 13#、14#、15#注入油，驱替 2 PV以上且保证出口无水、气产出后停止注入，观察 1#注采井，无液体采出即可认为岩心已恢复至衰竭开发后的状态；⑧根据实验方案，重复进行步骤⑤—⑦，完成所有CO2吞吐实验。

1.2 长岩心CO2吞吐实验

为保证长岩心吞吐实验与方形岩心吞吐实验具有一定的相似性，长岩心与方形岩心均取自同一块大型露头，且实验条件与方形岩心相同，注采压差保持在8.8 MPa。实验岩心直径2.5 cm，长30 cm。因长岩心孔隙体积较小，吞吐采油量也相对较小，依据传统计量方式获取的油量数据计算采收率具有较大的误差。故本文采用称重法计算吞吐采收率，即岩心实验前后分别进行称重，通过质量差计算采出油量。长岩心实验方案如表2所示，实验装置如图3所示。

表2 长岩心吞吐实验方案表

长岩心吞吐实验分为注 CO2升压和注油升压两种注入方式。实验步骤为：①岩心抽真空后饱和油称重，随后将岩心放入夹持器内；②对于实验17、18，打开入口阀注CO2升压，保证入口压力持续稳定在8.8 MPa，按方案设计时间焖井；③对于实验19、20，打开入口阀注油升压，岩心内部压力持续稳定在8.8 MPa超过30 min后停注；打开出口阀（出口压力设置为8.8 MPa），在入口端恒压8.9 MPa（略大于8.8 MPa）注CO2，快速清排夹持器入口端及岩心外围多余油，完毕后关闭出口阀，重新将入口压力稳定在8.8 MPa，保持入口端开启，保压慢注，按方案设计时间焖井；④关闭入口阀，打开出口阀进行降压开采，出口端压力降至大气压且无流体产出时结束实验，取出岩心称重，计算采收率。

2 实验结果分析

2.1 方形岩心衰竭开发特征

衰竭开发过程中，方形岩心内部压力由13.8 MPa逐步衰竭至5 MPa，采收率为8.13%。采用Arps产量递减模型[34]对衰竭开发生产数据进行拟合（见图 4，拟合公式见（1）式），发现递减率与产量之间相关性良好（复相关系数R2为0.844 0），递减指数为0.739 2，属双曲递减，这与现场研究结果基本一致[35]，说明实验设计是合理的。

2.2 方形岩心CO2吞吐生产特征

以表1中实验方案1为例，分析注CO2吞吐过程中焖井阶段与开发阶段的动态特征。

2.2.1 焖井阶段

图5为注CO2焖井阶段的井底压力曲线，可以看出焖井初期（2 h以内）压力降落相对较快，焖井中期（2～14 h）井底压力呈线性下降，焖井后期（大于14 h）井底压力基本稳定。

图5 注CO2焖井阶段井底压力变化曲线

图6为焖井阶段4个不同时刻模型内的压力场分布。从图6a、图6b可以看出：焖井1 min及1 h，近井地带与远井地带存在明显压差（约为0.6 MPa与0.2 MPa），由于压差的存在，流体发生流动，同时CO2在油相中扩散溶解，导致该阶段井底压力快速下降；焖井8 h（见图6c），模型内压力分布逐步均衡（压差小于 0.1 MPa），因压差引起的流体流动明显减弱，CO2在油相中的扩散溶解起主导作用；焖井 24 h（见图6d），模型整体压力稳定在 12.8 MPa左右，因压差引起的流体流动基本停止，后续压力的下降主要受 CO2在油相中的扩散溶解作用的影响。

图6 注CO2后不同焖井时刻模型的压力分布

2.2.2 开发阶段

图 7为开发阶段井底压力、累计产油量、累计产气量（标况）随时间的变化曲线。可以看出开发过程具有井底压力下降先快后慢、产气速率先高后低、产油速率先低后高再低的特征。

图7 CO2吞吐开发阶段生产动态曲线

图8为气油比与产油速率随时间的变化关系曲线，由图可将 CO2吞吐开发阶段划分为 4个阶段：①CO2返排阶段（0～1 min），该阶段时间较短，主要是受水平井及裂缝中剩余 CO2快速返排的影响，井口大量产气，基本无油产出，受单相气体快速返排的影响，井底压力快速下降；②产气携油阶段（1～29 min），主要受近井地带基质中大量游离 CO2的影响，近井地带基质中剩余油与游离 CO2长时间接触并充分溶胀，随着井底压力的降低，膨胀原油被游离 CO2反向驱替、携带产出，该阶段表现为大段气、小段油的气驱特征，且不同时刻的产油速率与气油比波动大；同时，大量游离气的膨胀效应减缓了井底压力的下降速度，井底压力相对平缓，而随着游离气快速减少，气油比整体上呈快速下降趋势；③高速产油阶段（29～35 min）：随着大量游离气的产出，基质中游离气明显减少，驱替方式由游离气驱向溶解气驱转变，因此该阶段油相产出速率大幅提高，且气油比在低点相对稳定；同时受游离气相减少的影响，气体的膨胀效应减弱，井底压力的下降速度略有加快；④产油速率减缓阶段（35～44 min），随着岩心模型中溶解气驱进入后期，岩心内供液能力明显下降，生产压差逐步趋近于零，产油速率与产气速率也逐步趋近于零。

图8 生产动态参数与生产时间关系曲线

图9为4个开发阶段某时刻的压力分布。由图9a可以看出，CO2返排阶段岩心压力下降幅度较小，模型远端与井底存在着较大的压力差（约1.4 MPa），主要反映井底气体的快速返排；产气携油阶段岩心压力整体下降（见图9b），油、气开始产出，远端不断向近井地带供液，远端与井底之间压差变小（约0.7 MPa）；高速产油阶段岩心压力整体较低（见图9c），模型远端与井底压差进一步减小（约0.2 MPa），油中溶解的CO2大量析出、膨胀成为原油产出的主要动力来源；产油速率减缓阶段岩心压力趋近于出口压力（5 MPa），模型远端与井底压差极小，油中溶解的 CO2基本全部析出，驱动能量枯竭，生产趋于停止。

图9 不同开发阶段模型的压力分布

图10为采出程度与井底压力的关系曲线。可以看出，曲线呈“两段式”特征，即开发初期井底压力大于7.95 MPa时，随着井底压力的降低采出程度上升速度慢，而当井底压力低于7.95 MPa后，采出程度上升速度明显加快。

图10 采出程度与井底压力的关系

CO2的体积膨胀增加倍数可采用（2）式计算[5]。

设初始压力为12.8 MPa，计算并绘制降压过程中CO2因密度变化导致的体积膨胀增加倍数曲线（见图11）。可以看到，井底压力与采出程度关系曲线与CO2体积膨胀增加倍数曲线形态基本一致，说明无论是游离 CO2的携油作用还是溶解气的驱动，CO2吞吐产油的主要动力源于气体的膨胀作用，故 CO2吞吐开发阶段呈现出弹性气驱的特征。

图11 CO2气体体积膨胀增加倍数与井底压力的关系

2.3 注CO2吞吐影响因素

2.3.1 CO2注入量

CO2注入量对吞吐开发效果的影响较大。采用表1中方案1—5的实验数据计算并绘制采收率与CO2注入量的关系曲线（见图 12），可以看出随着 CO2注入量的增加，采收率由1.55%增加至3.13%，但油气置换率由1.93 g/g降低至0.42 g/g。从曲线变化趋势看，随着注入量的增加，采收率上升逐步趋缓，油气置换率下降同样逐步趋缓。需要通过经济评价进行优化 CO2注入量。

图12 采收率、油气置换率与CO2注入量关系图

2.3.2 焖井时间

采用表1中方案1和方案6—10的实验数据计算并绘制采收率与焖井时间的关系曲线（见图13）。可以看出焖井时间越长，采收率越高，但上升的速度逐步趋缓，焖井时间为14 h为明显拐点。同时由图5可知，焖井时间超过14 h后井底压力趋于稳定，岩心内压差消失，流体流动停止，CO2扩散溶解的有效波及范围基本稳定，继续焖井对采收率的贡献甚微。现场生产可通过井底压力是否稳定判断焖井是否充分。

图13 采收率与焖井时间的关系

2.3.3 开采速度

采用表1中方案1和方案11—14的实验数据计算并绘制采收率与开发时间的关系曲线（见图14），可以看出随着开发时间缩短、开采速度加快，采收率也由3.85%降低至1.18%，可见开采速度对CO2吞吐开发效果的影响较大，总的来说，较低的开采速度有利于CO2吞吐开发效果的提高。

图14 采收率与开发时间的关系

2.3.4 CO2注入速度

表 1中实验方案 1、15和 16的采收率分别为3.13%、3.27%和 3.18%，可以看出 CO2注入速度对采收率的影响并不明显。这主要是因为室内实验所用岩心基本为均质，且模型具有明显的封闭边界，CO2的流动范围相对有限，注入速度的变化对油气前缘的影响并不明显。实际矿场应用时，因储集层往往具有较强的非均质性，同时 CO2的流动范围较大，这些因素均会影响 CO2在不同注入速度下的推进方式与作用距离，进而影响开发效果。

2.4 注CO2吞吐采油机制

基于 CO2吞吐波及方式的差异，可将吞吐过程中波及的原油分为流动波及与扩散波及两类[22,36]，其中流动波及是指在压差的作用下 CO2进入基质的波及部分，扩散波及是指 CO2依靠分子扩散作用在原油中的波及区域（见图 15）。流动波及主要采油机理为 CO2溶解、膨胀、萃取，即原油与 CO2充分接触后部分膨胀或被萃取，随游离 CO2返排采出；扩散波及主要采油机理为溶解气驱作用，即 CO2依靠分子扩散作用从气相前缘进一步向油相中扩散，部分CO2溶解于原油，开发过程中随压力下降逐步析出，形成溶解气驱。

图15 流动波及与扩散波及示意图

长岩心CO2吞吐实验中方案17、18为常规注CO2吞吐开发实验，其采收率包含流动波及与扩散波及两者的贡献；方案19、20在补充岩心能量时先进行注油升压（至8.8 MPa），待岩心内部压力稳定后，再保压慢注，实现岩心端面与 CO2气体无压差长期接触，消除了因压差引起的流动波及，故方案19、20的采收率仅由扩散波及贡献。

实验结果（见图16）表明，随着焖井时间增加，注气升压采收率（包含流动波及、扩散波及两部分）由2.53%提高至5.42%，注油升压采收率（仅包含扩散波部分）由1.26%提高至4.03%。在相同的焖井时间条件下，不同升压模式采收率的差值即为流动波及对采收率的贡献值，据此计算得焖井0.25 h与48.00 h的流动波及采收率分别为1.27%、1.39%，而扩散波及采收率分别为1.26%、4.03%。可以看出随着焖井时间增加，流动波及采收率变化不太明显，而扩散波及采收率则提高了 2.77%，说明室内实验条件下注 CO2吞吐，焖井时间足够长，采收率的贡献主要来源于扩散波及，溶解气驱起主导作用。

图16 长岩心注CO2吞吐实验结果

3 结论

CO2吞吐开发可分为 CO2返排、产气携油、高速产油、产油速率减缓 4个阶段，产气携油阶段以游离气驱为主，高速产油阶段以溶解气驱为主。

CO2注入量与开采速度是影响吞吐效果的主要因素，CO2注入量越大，开采速度越低，采收率越高，合理的 CO2注入量与开采速度需结合现场需求及经济评价确定。CO2吞吐开发存在合理焖井时间，超过该时间继续焖井对提高采收率贡献不大，现场应用中，可通过井底压力是否稳定判断焖井是否充分。

CO2吞吐开发采收率的贡献主要来源于流动波及与扩散波及，焖井时间足够长时，采收率的贡献主要来源于扩散波及，溶解气驱起主导作用。

符号注释：

D——递减率，s−1；E——CO2体积膨胀增加倍数，无因次；Q——递减阶段产量，mL/min；V0——开采前初始压力下CO2初始体积，m3；Vi——开采过程中不同压力下CO2体积，m3；ρ0——开发前初始压力下 CO2密度，kg/m3；ρi——开采过程中不同压力下CO2密度，kg/m3。