厚层砂岩油藏原油密度影响下的CO2驱重力超覆实验

赵凤兰，宋黎光 ，冯海如，程静

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.中国石油冀东油田分公司，河北 唐山 063200；3.中国海油海洋石油工程股份有限公司，天津 300451；4.中国石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东 东营 257440）

0 引言

低渗油田具有较高的石油地质储量，且原油品质好；但由于注水困难，常规注水开发难以获得较高的采收率。CO2驱提高原油采收率技术对于低渗油藏具有很好的适应性[1-15]。将CO2注入低渗油藏，所需注入压力低，驱油效率高，但CO2驱波及效率常受油藏性质及油气性质差异的影响[16-20]。

在油田驱替开发过程中，由于驱替介质和原油密度存在差异，在重力作用下，密度较小的流体处于油藏上部，这种现象被称为重力超覆或重力分异。CO2驱时，在较厚的低渗油层中，由于CO2与原油存在密度差，重力超覆在油层垂向发展，严重降低CO2驱的波及效率，影响开发效果[21-22]。重力超覆是厚层油藏气驱开发中不可忽略的因素，受其影响，严重时可导致采收率降低50%以上，因此，研究重力超覆的发展变化规律对有效提高厚层油藏气驱采收率具有重要意义。

国内外对重力超覆规律的研究较多，普遍认为注气速度、原油与CO2密度差，以及油层厚度均对重力超覆产生影响，并影响CO2驱的最终采收率[23-24]。这些研究多采用数值模拟方法，但模拟条件过于理想，无法真实反映复杂油藏油气运移过程中的重力超覆。部分学者为评价重力超覆对采收率的影响，开展了室内实验研究。如：Han等[25]利用水平驱替和垂向驱替的方式对比研究了重力超覆对CO2驱采收率的影响，以气体突破时间和最终采收率大小表征重力超覆程度。该实验采取自下而上驱替形成重力超覆的方式，可充分验证重力超覆对采收率的影响，但无法进一步研究重力超覆的变化规律。杜勇等[26]利用公式计算和可视化实验，验证重力超覆的形成需要足够大的注入速度。然而，这些实验均没有充分模拟油藏条件下的重力超覆过程，并且鲜有采用室内实验方式研究原油密度对重力超覆变化规律的影响。本文基于可模拟真实油藏条件的长岩心物理模型，采集岩心上下部位流体，计算岩心上下部位采收率，通过岩心上部采收率占比评价重力超覆程度，进而开展不同驱替压力下油气密度差对重力超覆的影响规律研究，并引入重力超覆准数进一步分析其影响机理，从而为厚层砂岩油藏CO2驱开发如何有效减小重力超覆程度提供理论依据。

1 实验

1.1 材料

实验所用岩心为人工压制的低渗均质砂岩岩心，尺寸为60 cm×8 cm×2 cm。不同油气密度差实验中所用的原油不同：1#为低渗油藏脱气原油，黏度1.26 mPa·s，密度 0.79 g/cm3；2#为低渗油藏脱气原油与轻烃复配的轻质油，黏度 1.00 mPa·s，密度 0.72 g/cm3；3#为高密度脱气原油，黏度 6.00 mPa·s，密度 0.83 g/cm3；4#为较高密度脱气原油，黏度4.30 mPa·s，密度0.81g/cm3。实验用水为模拟地层水，总矿化度为76 580 mg/L，CaCl2水型。实验用气为纯度99.9%的CO2，黏度和密度分别为 0.025 mPa·s，0.28 g/cm3（10 MPa，60 ℃下），0.063 mPa·s，0.72 g/cm3（20 MPa，60 ℃下）。

1.2 装置

实验装置如图1所示。注入泵（ISCO泵）与高温高压活塞式中间容器相连；将流体注入装有岩心的高温高压二维超覆岩心夹持器中，夹持器与2套采油设备相连，每套采油设备均包含1个回压阀，1个气液分离收集装置以及气体流量计（Bronkhorst公司生产）；2套采油设备中的回压阀连接在相同的稳压罐上，稳压罐与手摇泵相连，以控制回压；岩心夹持器入口和出口均安装压力传感器，并配套压力数据采集设备；由KDHW-Ⅱ型自控恒温箱控温。

图1 实验装置

1.3 步骤

1）岩心准备。测量岩心外观尺寸，确保符合实验要求；将岩心放置在80℃空气浴中烘干12 h以上，使岩心干燥；将岩心4个侧面涂刷0.1～0.2 mm厚的环氧树脂防腐层，以免CO2沿岩心侧面窜逸腐蚀夹持器胶套；用砂纸打磨岩心2个端面，防止端面堵塞物堵塞岩心。

2）建立油藏环境油水饱和度分布。将处理好的岩心装入夹持器中，夹持器加围压至6 MPa；真空泵与岩心夹持器产出端口相连，将岩心抽真空4 h以上；手摇计量泵与岩心注入端相连，注入模拟地层水饱和岩心至压力不变为止，根据手摇计量泵刻度计算岩心孔隙体积；通过ISCO泵以0.10～0.50 mL/min的注气速度将模拟地层水注入饱和地层水后的岩心，根据注采压差及注入速度计算岩心平均渗透率；将装有岩心的夹持器及装有原油的中间容器升温至实验温度（60℃）；将岩心水平放置后，以0.05 mL/min的速度将原油注入岩心，驱替地层水至产出端不产水为止，并根据累计注入量及产出油量计算饱和至岩心的原油体积，从而计算岩心含油饱和度；将岩心置于实验温度下老化24 h以上。

3）驱替实验。将岩心较窄一面与水平面平行放置，以便CO2在竖直方向具有较大的运移空间。将装有CO2的中间容器升压至实验压力，调整出口回压，并稳定在实验压力；CO2通过管线注入，管线与岩心断面接触的堵头相连，堵头上分布有同心圆凹槽，确保注入流体均匀注入岩心端面。基于重力与黏性力对驱替前缘稳定性的综合影响，实验压力10 MPa时，若以油田实际注气量折算的注气速度——0.10 mL/min开展驱替实验，会出现因注气速度较小，重力超覆程度较大，重力超覆受油气密度差影响变化不明显的情况[27]，故以0.30 mL/min的注气速度将CO2注入岩心中；实验压力为20 MPa时，则以0.10 mL/min的注气速度将CO2注入岩心[28]。驱替过程中，每隔一段时间计量1次岩心上下部的产出流体及实验压力数据，直至2个产出端产出气油比均大于3 000 m3/m3，停止驱替。

各组实验参数见表1。基于实验研究可知[29]：实验压力10 MPa下的油气密度差比20 MPa下的更大；当实验压力10 MPa、注气速度0.30 mL/min时，重力超覆程度仍比实验压力20 MPa、注气速度0.10 mL/min时严重。这说明，油气密度差是影响重力超覆的主要因素。

表1 各组实验参数

2 实验结果分析

2.1 不同原油密度时的岩心采收率

2.1.1 低压（10 MPa）条件下

图2为实验压力10 MPa下不同原油密度时的岩心采收率曲线。由图2可以看出，岩心上部采收率曲线均处于岩心下部采收率曲线之上，说明CO2对岩心上部的波及效率较高。

图2 10 MPa压力下不同原油密度时的岩心采收率

原油的产出过程包括无气产油、油气同产和气窜3个阶段。无气产油阶段，气驱前缘还未达到产出端，CO2对岩心上下部波及效率的差异决定着采收率的分布情况。从图2可以看出：原油密度为0.72 g/cm3时，至岩心上部见气，无气产油阶段岩心上下部阶段采收率分别为25.7%和12.0%；原油密度为0.79 g/cm3时，岩心上下部阶段采收率分别为22.1%和10.0%。原油密度增大后，岩心上部采收率占比增加不明显，但高密度原油的轻质组分含量小于低密度原油，CO2相同波及效率下的驱油效率较小，岩心上下部采收率均降低。原油密度为0.83g/cm3时，岩心上下部阶段采收率分别降低至20.6%和3.8%，高密度原油与CO2之间的传质和扩散作用弱于低密度原油，CO2对原油的驱替效率进一步降低。受较大油气密度差影响，CO2对岩心上下部波及效率差异显著，岩心上部采收率占比进一步增大。

2.1.2 高压（20 MPa）条件下

图3为实验压力20 MPa、不同原油密度时的岩心生产动态。虽然高压下CO2密度增大，但岩心上部采收率曲线仍在下部采收率曲线之上。

图3 20 MPa压力下不同原油密度时岩心的采收率

由图3可以看出：原油密度为0.79 g/cm3时，无气产油阶段岩心上下部采收率分别为20.5%和13.8%，岩心上下部采收率比值较小，约为1.50。原油密度增大至0.81 g/cm3后，无气产油阶段岩心上下部采收率分别为19.0%和10.8%。原油密度增大，CO2与原油之间的传质扩散作用减弱，岩心上下部采收率均有所下降。另外，岩心上下部采收率比值增大至1.76左右，CO2对岩心下部的波及效率相比低密度原油有所降低。原油密度为0.83 g/cm3时，无气产油阶段岩心上下部采收率分别为18.9%和10.1%。与0.81 g/cm3密度原油时的实验结果对比，岩心上部采收率几乎不变，下部采收率减少也不明显。原因可能是在20 MPa压力下CO2与0.83 g/cm3密度原油的混相互溶程度优于0.81 g/cm3密度原油，虽然驱油效率接近，但岩心上下部采收率比值仍增大至1.87，CO2对岩心下部的波及效率进一步降低，岩心整体波及效率因原油密度增大呈降低趋势，岩心见气时总体采收率下降。

2.2 重力超覆程度评价与表征

2.2.1 重力超覆程度评价

依据物质平衡原理，岩心上下部产出原油量的差异可近似代表注入CO2在岩心纵向的分布情况，因此，可以通过见气时岩心上下部产出端采收率分别占见气时岩心总体采收率的大小，评价重力超覆程度。本文以见气时岩心上部采收率的占比和总体采收率为指标，评价原油密度影响下的重力超覆程度（见图4）。

图4 低、高压及不同原油密度下无气产油阶段的岩心采收率

由图4可以看出：低压（10 MPa）条件下，无气产油阶段岩心上部采收率占比随原油密度增加，由68.2%（原油密度0.72 g/cm3）逐渐增至84.4%（原油密度0.83 g/cm3），CO2对岩心下部的波及效率降低；重力超覆随原油密度的增大而持续加剧，受其对岩心整体波及效率的影响，无气产油阶段岩心总体采收率随原油密度的增大而降低，由37.7%（原油密度0.72 g/cm3）降低至24.4%（原油密度0.83 g/cm3）。值得注意的是，原油密度由0.79 g/cm3增至0.83 g/cm3后，岩心上部采收率占比增加明显，密度为0.83 g/cm3的原油重质组分含量更多，对传质扩散作用的影响程度更大，气驱前缘的稳定性易发展成重力舌进，重力超覆明显加剧。

高压（20 MPa）时，CO2在原油中的溶解量更大，相同温度下，20 MPa时CO2在0.79 g/cm3密度原油中的饱和溶解量约为10 MPa时的4倍，扩散传质作用随压力增大而增强，油气混相区较大，气驱前缘不易受重力分异作用影响。原油密度由0.79 g/cm3增至0.83 g/cm3后，见气时岩心上部采收率占比由59.6%增至65.1%，而采收率增加幅度小于低压且同样原油密度变化条件下（两者分别为5.5，15.6百分点）；但CO2驱对岩心整体的波及效率和驱油效率相比低压时有所增加。另外，随原油密度增大，即使见气时岩心上下部采收率差距增加，但岩心总体采收率降低幅度逐渐减小，说明高压下驱油效率的提高弥补了重力超覆对波及效率降低的影响，见气时岩心总体采收率没有明显降低。

2.2.2 重力超覆程度表征

重力超覆的形成和发展受多种因素影响，包括驱替方向的黏滞力、气体所受的垂向浮力，以及气体沿驱替方向运移及沿垂向超覆所受的渗流阻力等。有关黏滞力与重力综合作用的表达式[25]为

式中：Rvg为重力超覆指数（与重力超覆程度成反比）；g为重力加速度，m/s2；v 为注入线速度，cm/s；μo为原油黏度，mPa·s；X 为岩心长度，cm；K 为岩心渗透率，10-3μm2；Δρ为油气密度差，g/cm3；Y 为岩心厚度，cm。

垂向浮力大小与油气密度差直接相关，同时重力超覆的发展还取决于驱替方向油气黏度差异造成的黏性指进程度及油气运移空间的影响[30]。

将实验岩心模型简化为图5的流动微元的流动模型[31]。CO2驱替过程中，任意气驱前缘处的流动微元同时受到沿驱替方向驱动力的作用和垂直方向浮力的作用。驱替压差使注入气沿注入方向以速度vx流动，油气密度差引起的重力超覆使注入气沿垂向以速度vy流动；在二者的同时作用下，该处流动微元最终沿与驱替方向夹角为θ的方向以合速度vc流动。

图5 CO2驱替过程中的流动微元流动模型

由图5可以看出，θ越小时，垂向上的分速度vy越小，合速度vc越趋于水平，此时纵向驱替更加均匀，重力超覆程度较弱。因此，可用流动微元横向与纵向流动时间比——重力超覆准数N表征驱替效果的均衡性，从而反映重力超覆程度。

基于图5，在不考虑渗流阻力时，依据达西定律可知驱替方向与垂直方向的渗流速度[32]分别为

式中：Kx，Ky分别为驱替方向和垂直方向的渗透率，m2；p为压力（驱动力），MPa；μ为地层条件下的原油黏度，Pa·s；Δp 为注采压差，MPa；L 为注采井距，m。

依据重力超覆准数的定义，则：

式中：tx，ty分别为驱替和垂向方向的流动时间，s。

将式（2）代入式（3），得到重力超覆准数的计算式：

式中：H为油层厚度，m。

考虑到实验岩心为人工压制的均质岩心，垂向与驱替方向的渗透率大小相近，可将重力超覆准数的表达式写作：

根据式（5）计算的重力超覆准数见表2。

表2 不同原油密度时的重力超覆准数

不同原油之间除了密度不同，受原油组分和岩心孔隙结构不同的影响，界面张力也存在差异，因此，在相同压力条件下，渗流阻力不同，使得重力超覆准数随油气密度差的增加并非呈线性增加。高压条件下的重力超覆准数明显低于低压条件下。高压条件下，油气密度差小，浮力作用减弱，气驱前缘运移至岩心顶部的速度变慢，到达油层上部的时间与到达产出端的时间比增大，纵向波及效率高，重力超覆程度弱。由式（1）可知，注气速度的增大有利于降低重力超覆程度，而注气速度较小的高压（如注气速度0.10 mL/min、压力20 MPa）驱替实验中，重力超覆准数值则低于注气速度较大的低压（如注气速度0.30 mL/min、压力10 MPa）条件下。——这说明注气速度的增大难以抵消油气密度差对重力超覆的影响。而高压下，油气密度差的降低及油气间传质扩散作用的增大，不仅减弱了浮力的影响，气驱前缘混相带的增大也有效地增强了气驱前缘的稳定性，消减了重力超覆的影响，使得CO2驱效果更好。

3 结论

1）模拟油气运移时的长岩心CO2驱替实验表明，无论低压还是高压条件下，油气密度差的增大，均会加剧重力超覆程度。低压条件下，油气密度差对油气超覆的影响更为明显，而重力超覆对岩心采收率的影响更大，即使在较高的注气速度下，仍可形成明显的重力超覆，降低岩心采收率。

2）引入重力超覆准数表征重力超覆程度，并反映其变化规律。随油气密度差增大，重力超覆准数增大，对应的重力超覆程度加剧。高压条件下的重力超覆准数均小于低压条件下，重力超覆程度较弱。高压时油气间传质扩散作用较强，油气混相带相比低压时大，CO2驱替前缘较稳定；虽然重力超覆仍有所加剧，但总体采收率没有明显降低。

3）重力超覆受多种因素制约，基于本文得出油气密度差对CO2超覆的影响规律，在注采井距确定的厚油层油藏进行CO2驱开发时，应尽可能增大驱替压力，降低重力超覆准数。这样，可以在降低油气密度差同时，增大油气混合带，进而在CO2纵向运移至油藏上部前，使CO2波及更多原油，改善原油开发效果。