低渗高凝油藏CO2复合驱提高采收率机理实验研究

陈世杰，潘 毅，孙 雷，司 勇，梁 飞，高 丽

（1.西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦124000）

高凝油藏在世界上分布较广，地质储量约1 000×108t。美国、前苏联、印度等国都具有高凝油资源。我国的辽河油田、渤海油田都有相当储量的高凝油油藏。常规高凝油一般具有高含蜡、高凝固点、析蜡温度高的“三高”特征[1-2]，而在我国这类油藏大多还具有低渗特征，导致注气难度大，压裂后气驱流度比过大，容易气窜。裂缝性低渗高凝油藏注气开发的机理研究相当复杂，目前关于防止气窜改善流度比的机理研究还不明确，导致对高凝油注气的相关研究较少，影响了开发方式的确定，也制约了该类油藏整体开发部署设计。对此，学者王伟伟[3]、许正恩等[4]、付美龙等[5]、秦正山等[6]开展了关于高凝油注减氧空气和CO2的室内实验研究，分析了低温氧化和驱替方式对提高原油采收率的作用机制。基于复合驱复合形式多样，组合方式多种的特点，近年来，以泡沫作为辅助介质驱替原油的研究普遍认为泡沫的注入能大幅提高原油采出程度[7-12]，且弱凝胶作为另一种驱油剂在提高采出程度方面的效果也较为显著[13-16]，但对于裂缝性高凝油藏注气后如何防窜以及其作用机理的研究甚少。故亟需开展此类油藏的提高采收率机理和技术方法研究，寻求更加适合此类油藏储层特征的提高采收率方式。为有效解决S358高凝油藏注气难度大，压裂后气驱易窜导致采出程度极低的问题，在前人研究的基础上引入复合驱的驱替方式，首先对高凝油注CO2、干气、烟道气、减氧空气（90%N2+10%O2）的配伍性进行实验研究，基于CO2对高凝油具有增溶膨胀、增溶降黏、降界面张力、萃取中间烃组分、水溶性气泡贾敏阻水等物理化学优势（相对于干气、减氧空气、烟道气）；其次设计了不同驱替方式的CO2复合驱长岩心实验，包括CO2连续驱、CO2+水段塞（0.3 HCPV）、CO2气水交替（以0.3 HCPV 交替）、CO2+泡沫驱（0.3 HCPV）、CO2+弱凝胶（0.3 HCPV）共5 种方式的提高采收率机理室内实验，目的是探索低渗裂缝性高凝油藏复合驱防窜提采的方式及可行性，以确保三次采油的高效开发，该研究可为此类油藏提高采收率提供实验基础和依据。

1 高凝油注气PVT相态实验研究

流体相态配伍性研究是油气田开发的基础[17]，本次实验通过向复配好的高凝油流体注CO2、干气、减氧空气（90%N2+10%O2）、烟道气后的增溶膨胀效果、增溶降黏、降界面张力效果、抽提能力、混相程度进行了实验测试及模拟计算分析，优选了CO2作为长岩心实验的气体注入介质。

1.1 实验条件、流程及内容

本文所开展的相态实验借助于加拿大DBR 公司研制生产的JEFRI全可视无汞地层流体PVT分析仪、Agilent 7890B GC 油气相色谱仪以及高温高压地层流体配样器。在地层温度108 ℃，压力31 MPa 下，将复配好的高凝油地层流体转入DBR 储样腔体中，通过流体储样高温高压PVT 玻璃筒观测复配高凝油地层流体注气后的相态行为变化，利用数据采集系统、CCD 摄像系统、黏度测试仪、计量系统等可分析高凝油注气后的相态特征。

实验所用注入气为CO2、干气、减氧空气以及烟道气，通过向DBR 腔体中注入一定摩尔分数的气（0，10 %，20 %，30 %，40 %，50 %），分析高凝油注气后的增溶膨胀、降黏以及抽提萃取等特性，筛选出与高凝油更加配伍的注入气，进行后续实验。注入气组成见表1，高凝油物性特性及复配后高凝油流体井流物组成见表2。

表1 注入气组成Table 1 Composition of injection gas%

表2 高凝油基本物性参数Table 2 Basic physical parameters of high pour-point oil

1.2 实验及相态模拟结果

1.2.1 增溶膨胀效果分析

在实验压力小于40 MPa 下，对4 种注入气的膨胀性进行实验测试，为对比相同注入摩尔量下的压力变化，当注入压力高于40 MPa 时，利用CMG 软件中WinProp模块的PR状态方程对较高压力的情况进行拟合回归。图1a、图1b 给出了高凝油注入CO2、减氧空气、干气、烟道气在饱和压力下的溶解气量及膨胀因子变化的对比。可以看出，在地层压力31 MPa下，与减氧空气、干气和烟道气相比，CO2增溶能力最强，溶解气量可增加30%摩尔左右，可使高凝油膨胀因子提高0.2 左右，即对高凝油而言，与其他注入气相比，CO2具有明显占优的溶解能力和增溶膨胀效果。

图1 高凝油注入不同气饱和压力下的溶解气量及膨胀因子变化Fig.1 Changes of dissolved gas volume and expansion factor of high pour-point oil injected under different gas saturation pressures

1.2.2 增溶降黏、降界面张力效果分析

注气是油气开采惯用且高效的开采方式，然而由于注入气与地层原油的黏度差异大，会导致注入气产生黏性指进而降低驱替效率。因此，注入气的选择应能保证通过与地层原油的增溶达到有效降低地层油黏度的目的，从而改善流度比来获得较好的采出程度[18]。基于地层流体黏度，利用CMG 软件中WinProp 模块的PR 状态方程对注入4 种气后的黏度及界面张力进行模拟计算，计算结果见图2a、图2b。

图2 高凝油注入不同气饱和压力下的黏度及界面张力变化Fig.2 Changes of viscosity and interfacial tension of high pour-point oil injected under different gas saturation pressures

从图2a 可以看出，在地层压力31 MPa 下，与其他注入气相比，CO2的降黏效果更为明显，可将高凝油黏度降低2.6 mPa·s 左右。而在更高的压力下减氧空气和烟道气的注入还会使地层油的黏度略微增加，这主要是由于减氧空气和烟道气中N2含量较高导致气体难以溶解而使得压力急剧升高所致。图2b给出的是高凝油注入CO2、减氧空气、干气、烟道气饱和压力下的界面张力变化，可以看出在地层压力31 MPa 下CO2降低界面张力的程度也优于其他3 种注入气。

1.2.3 抽提（萃取、蒸发、汽化）能力分析

在地层条件下，利用CMG软件中WinProp模块的PR状态方程对注入气在降压释放带出重质组分的抽提能力进行评价。图3a 给出了饱和压力15.875 MPa下注入CO2、减氧空气、干气、烟道气达到地层压力31 MPa 时所需的注入量分别为47.0 %、29.3 %、16.8 %、14.2 %，反映出CO2与原油的互溶能力明显优于减氧空气、干气和烟道气。图3b 为高凝油溶解注入气达到地层压力降压过程中CO2、减氧空气、干气、烟道气释放产生的抽提效应对地层油体积收缩率影响。相比之下，CO2使得原油体积收缩程度最大，可达73%左右，抽提效果也明显优于其他3种气体。

图3 饱和高凝油地层压力下的注入量及注入气释放产生的抽提对原油体积收缩影响Fig.3 Influence of injection volume under saturated high pour-point formation pressure and extraction produced by injected gas release on crude oil volume shrinkage

1.2.4 混相程度分析

影响最小混相压力（MMP）的主要因素是原油组成中重质组分的性质，且MMP与C17+、C26+的含量成正相关变化[19]。S358 高凝油中C17+摩尔含量为35.373%，C26+摩尔含量为8.947%，其含量远高于一般黑油体系，这也决定了高凝油注气混相的难度。为进一步研究S358 高凝油的混相性，运用CMG 软件中WinProp 模块的PR 状态方程对高凝油注气的单次接触及多次接触混相性进行模拟计算，计算结果见图4、图5。以注入量30%摩尔对4种注入气与原油单次接触P-X相图进行了对比，从图4注入气与原油的一次接触对比分析发现，CO2接近混相的程度相对最高。

图4 30%摩尔注入量下不同气一次接触P-X相图对比Fig.4 Comparison of P-X Phase diagrams of different gases in one-time contact with injection of 0.3 mol

通过对注入气与地层流体的多次接触过程模拟计算，得到注CO2、减氧空气、干气、烟道气与地层流体多次接触过程三角相图，见图5a—图5d，可知在原始地层压力31 MPa 下注CO2、减氧空气、干气、烟道气均为多次接触蒸发气驱非混相作用机理。与其他注入气相比，在地层压力31 MPa 下，注入CO2气体时两相包络线收缩最小，组成最接近。

图5 地层压力（31MPa）下注不同气前缘多次接触非混相驱三角相图Fig.5 Triangular phase diagram of immiscible flooding with multiple contacts of different gas fronts under formation pressure（31 MPa）

1.3 分析与讨论

通过相态实验测试以及模拟计算，从地层高凝油流体注气后的增溶膨胀、降黏降张、抽提萃取以及混相性4 个方面分析了注入气与地层流体接触后的物理化学特征。研究表明，在饱和压力15.875 MPa下注气直到地层压力31 MPa 时，CO2能溶解47 %摩尔，干气能溶解29.3%摩尔，烟道气能溶解16.8%摩尔，减氧空气能溶解14.2%摩尔；与其他3 种注入气相比，注CO2气体后地层高凝油流体膨胀因子可提高0.21左右，涨幅最大；同时，原油注CO2黏度及界面张力降低程度最大，黏度可降低2.6 mPa·s 左右，界面张力可降低5.2 mN/m；此外，CO2使得原油体积收缩程度也最大，可收缩73%左右，抽提效果明显优于其他3种气体；且单次接触和多次接触模拟计算结果均体现出CO2的混相性最好。基于CO2对高凝油流体的一系列优势，下文研究了CO2复合驱对低渗高凝油藏的防窜调驱提采效果。

2 高凝油注CO2复合气驱长岩心驱替效率实验研究

在明确了S358 低渗高凝油藏更适用于注CO2采油的增溶膨胀降黏以及萃取增油机理基础上，考虑到压裂投产模式，基于复合驱的特点及优势，设计了低渗高凝油藏注CO2连续驱、CO2+水段塞驱（0.3 HCPV）、CO2气水交替驱（以0.3 HCPV 交替）、CO2+泡沫驱（0.3 HCPV）、CO2+弱凝胶驱（0.3 HCPV）5种不同类型复合驱的可行性及驱油效果实验研究。

2.1 CO2复合驱实验条件、流程及内容

在地层压力31 MPa，地层温度108 ℃下用复配好的地层流体开展低渗高凝油藏CO2复合驱长岩心驱替实验。本次实验主要设备有：①SCMS-C3 型全自动岩心孔渗仪实验装置；②加拿大RUSKA 长岩心驱替设备；③高温高压长岩心夹持器；④高温高压微泡沫工作液性能测试系统；⑤高温高压地层流体配样器等。实验样品为：S358 复配后地层高凝油流体（地层流体井流物组成见表1）；S358 有代表性岩样10块，先进行人工造缝形成网状微裂缝后测试岩心平均渗透率为40.422 3×10-3μm2，其他物性参数见表3。注入驱替介质包括：CO2、泡沫活性液、弱凝胶溶液以及地层水。

表3 长岩心组装基础物性参数Table 3 Basic physical parameters of long core assembly

实验流程设计如下：首先将预选好的标准岩心按调和平均的方式进行排列组装成长岩心模型；将排好序的长岩心模型装入密封胶套后再装入长岩心夹持器，连接好驱替流程，加载围压对长岩心模型侧周面密封；向长岩心夹持器注入石油醚清洗长岩心，再用乙醇（加入一定比例地层水稀释至10%，以降低沉积影响）清洗岩心，然后用氮气驱替吹干岩心，并测试气相渗透率K，之后用真空泵对长岩心模型抽真空12 h；随后在地层温度108 ℃下定量建立束缚水，用死油建压至夹持器入口端压力为31 MPa，出口端压力小于31 MPa，然后用复配好的地层流体驱替死油至出口端GOR 稳定为止；恒压至地层压力24 h后开始用驱替介质驱替，每0.1 HCPV 为一个记录点，直至出口不出油一组实验结束，进行下一组不同介质驱替实验。依次进行注CO2连续驱、CO2气水交替（以0.3 HCPV 交替注入）驱、CO2+水段塞（前置0.3 HCPV 地层水段塞）驱、CO2+泡沫活性液（前置0.3 HCPV 泡沫活性液）驱、CO2+弱凝胶溶液（前置0.3 HCPV弱凝胶）驱5种不同类型复合驱实验测试。

2.2 CO2复合驱油实验结果及分析

开展了CO2复合驱替实验，得到不同驱替方式下CO2突破时机及突破后气油比变化、驱替效率及驱替压差变化。

2.2.1 复合驱方式对CO2突破时机的影响

不同复合驱方式对CO2突破时机的影响可用CO2突破气油比曲线表征（图6）。可以看出，CO2突破后气油比变化曲线具有以下特点：不同驱替方式CO2突破时的注入倍数（时机）不同。首先，注CO2连续驱突破最早，CO2注入量达到0.43 HCPV 时突破，这表明对S358 低渗高凝油藏而言，CO2驱替前缘具有相对较强的微观指进现象；其次，当CO2注入量达到0.552 HCPV、0.501 HCPV、0.699 HCPV 时，CO2+水段塞驱、CO2气水交替驱、CO2+泡沫驱依次突破；CO2+弱凝胶驱突破最晚，在CO2注入量达到0.701 HCPV时突破。

图6 不同驱替方式生产气油比变化曲线Fig.6 Variation curve of gas-oil ratio produced by different displacement methods

此外，突破后气油比均快速上升（除CO2气水交替驱），且CO2连续驱上升速度最快，其次是CO2+弱凝胶驱、CO2+水段塞驱、CO2+泡沫驱。这三种前置段塞的驱替方式气油比变化特征表明，段塞的注入可以产生调驱效果，有利于延缓注入气突破，一旦气体突破，则气油比迅速上升。

2.2.2 复合驱方式对驱替效率的影响

图7给出不同方式的复合驱采出程度变化曲线，分为两个阶段：第一阶段是CO2突破前，第二阶段是CO2突破后。CO2突破前，采出程度与注入倍数轴接近45°角直线上升，此阶段CO2连续驱和不同方式复合驱采出程度差别较小，但突破点不同；CO2突破后，CO2连续驱和不同方式的复合驱采出程度曲线开始出现差别，在注入量为1.2HCPV 的情况下，CO2连续驱采出程度为54.804%，驱油效率最低，CO2+弱凝胶驱油效率最好，采出程度可达70.101 %，CO2+泡沫驱、CO2气水交替驱油效果仅次于CO2+弱凝胶液驱，采出程度分别为68.212%、64.801%，而0.3 HCPV 地层水段塞的注入对驱油效率影响不大，最终采出程度仅为59.249%。

图7 不同方式复合驱采出程度变化曲线Fig.7 Variation curve of recovery degree of compound flooding in different ways

与CO2连续驱相比，CO2+弱凝胶驱、CO2气水交替驱、CO2+泡沫驱的复合方式可提高采出程度的平均值为12.901%，且CO2+弱凝胶和CO2+泡沫这两种复合方式的驱油效果更佳，这也表明，CO2复合驱对于裂缝性低渗高凝油油藏的高效开发具有较显著作用。

2.2.3 复合驱方式对调驱效果的影响

图8 给出不同方式复合驱过程驱替压差随驱替倍数的变化曲线。分析了驱替压差对不同复合方式驱替效率的影响，发现驱替压差的大小则与气油比的变化具有较好的一致性，反映出驱替压差与生产气油比之间的耦合关系。从驱替压差变化趋势来看，与CO2连续驱相比，其它4 种复合方式驱油过程的驱替压差均高于CO2连续驱，表明复合驱前置段塞的注入增加了驱替阻力，减缓了CO2驱替前缘的微观指进现象，增加了CO2与原油的接触程度，改善了CO2微观波及体积，发挥了复合驱边驱边调的优势，有利于剩余油在岩心中的富集，最终提高原油的采收率。此外，驱替压差与采收率呈正相关变化，即驱替压差越大采出程度也越高，这与CAO 研究中所提出的压力对采出程度的影响一致[20]。

图8 不同驱替方式压差变化曲线Fig.8 Differential pressure change curve of different displacement methods

通过对5种驱替方式的气油比变化、驱油效率以及驱替压差进行对比，发现其作用机理分别为，CO2+弱凝胶的驱替方式极大增加了驱替的阻力，改善了CO2微观波及体积；CO2+泡沫的驱替方式延长了CO2在原油中的滞留时间，增加了CO2与原油的接触程度；CO2+水段塞、CO2气水交替的驱替方式则主要抑制了CO2驱替前缘的指进现象。

3 结论

1）S358 高凝油藏地层流体注CO2增溶能力最好，可溶解47 %摩尔，可使地层流体膨胀因子提高21%，降黏降张效果明显，黏度可降低33%，界面张力可降低86%，地层流体注CO2的混相性也最好。

2）考虑地层压裂等因素，CO2+弱凝胶驱、CO2+泡沫驱的方式既能体现CO2增溶驱油的作用，同时具有调驱的效果。这两种驱替方式采出程度分别为70.101 %、68.212 %，且驱替压差与驱油效率呈正相关关系。

3）针对裂缝性低渗高凝油而言，CO2复合驱在微观上能增加驱替效率，宏观上能起到改善波及体积的效果，因此CO2+弱凝胶、CO2+泡沫的驱替方式可作为裂缝性油藏的有效提采方式。