低渗透油层改善CO2驱的实验研究

陈涛平，陈鹏屹，孙文，张国芳，王福平

1.提高油气采收率教育部重点实验室(东北石油大学)，黑龙江 大庆 163318 2.哈尔滨石油学院石油工程系，黑龙江 哈尔滨 150028

低渗透油层在我国原油地质储量中占有相当份额，CO2混相驱是注气开发低渗透油层的首选[1]。我国对CO2驱油技术曾开展了大量的室内研究[2-4]，苏畅等[5]利用数值模拟技术对CO2多级接触过程中流体物性参数进行了计算；李向良等[6]进行了室内长岩心CO2驱油物模实验，研究了驱油效率、气体突破时间与渗透率的关系；李孟涛等[7]的实验研究表明CO2与原油形成的混相带可以阻滞CO2的指进；赵凤兰等[8]采用室内物理模拟方法，分析了混相、近混相和非混相驱的驱替特征，给出了近混相驱区域的确定方法。这些研究丰富了低渗透油层气驱开发理论基础。

目前国内由于受CO2气源限制，无法将CO2驱大面积推广应用。与CO2相比[9]，N2气源相对丰富，但N2-原油的混相压力较高，一般油层中不易达到混相，它呈气体弹性驱替，驱替效率较低[10]。对此，王进安等[11]和孙杨等[12]都提出用N2部分替代CO2进行低渗透油层开发，可达到节约CO2提高采收率的目的，但后续N2与前置CO2段塞间存在扩散和弥散作用，为了不影响前置CO2段塞与原油之间的混相，前置CO2段塞需要一定的长度。水气交替注入是抑制气窜问题、改善气驱效果的有效方法之一，许多学者对此进行了实验研究。乔红军等[13]利用低渗透储层岩心，对N2-H2O和H2O-N2两种交替注入方式对驱油效率和相对流度变化的影响进行了研究；汪益宁等[14]用16块总长度为92.7cm 的地层实际岩心，在水驱替原油结束后进行不同气水比下的CO2-H2O交替驱油实验；张丽娟等[15]针对高温油藏采用人造纵向非均质岩心，进行了烃类气体、氮气和CO2非混相水气交替驱油实验，分析了岩心非均质性对采收率的影响；汤瑞佳等[16]研究了CO2-H2O交替驱中气水比、注气速度和段塞尺寸等参数对驱油效果的影响规律。但这些研究都是气水2种介质的交替注入，尚未见到3种介质交替注入的研究。为此，开展低渗透油层前置CO2+N2组合驱(简称CO2+N2驱)和前置CO2+H2O+后续N2组合驱(简称CO2+H2O+N2驱)的实验研究，以探索在减少CO2用量的基础上，充分发挥CO2与N2各自的优势，达到有效提高采收率的目的。

1 物模实验

为了确定段塞组合驱是否能改善CO2驱油效果，现采用低渗透天然岩心在室内开展2种气体组合驱油实验研究。

1.1 实验材料

1)岩心。为了研究实际地层中CO2+N2驱和CO2+H2O+N2驱的驱油效果，物理模拟实验采用长×宽×厚为30cm× 4.5cm ×1.3cm的天然岩心，物性参数见表1。

表1 天然岩心物性参数

2)油、气和水。实验用原油为YS油田S99-TX13井模拟油，饱和压力4.704MPa下模拟油的原始溶解气油比为22.3m3/m3；实验模拟地层温度90℃，地层油黏度3.756mPa·s，CO2与原油的最小混相压力25.9MPa。矿化度为6778mg/L的模拟原始地层水作为饱和用水。CO2、N2均为工业瓶装气，人工加压至30MPa备用。

1.2 方案及设备

CO2+N2驱和CO2+H2O+N2驱两类驱替方案详见表2。实验中实时记录产油量、产气量等，直至产出流体的气油比达到1500m3/m3以上时结束实验。驱替实验在恒温恒压条件下进行，实验温度90℃，出口回压28.60MPa，以保证CO2-原油为完全混相状态。实验中不同PV数的CO2段塞由微型可调容量高压活塞容器和恒压注入泵联合精确控制，实际误差小于0.05mL。

表2 段塞组合驱实验结果

驱替实验设备为HBCD-70高温高压岩心驱替装置，该装置具有恒压恒速计量泵、特制高温高压夹持器、油气水三相计量系统、计算机控制系统等，满足实验方案要求。

1.3 驱替过程及结果

用天然低渗透岩心，分别进行了CO2+N2驱和CO2+H2O+N2驱驱替方案的实验研究。现以0.3PV前置CO2段塞驱替过程曲线(如图1、图2所示)为例，分析2种驱替方式下的驱替过程。

图1 CO2+N2驱驱替过程曲线 图2 CO2+H2O+N2驱驱替过程曲线

由图1可以看出，CO2+N2驱驱替曲线中，当注入量<0.2PV时，气油比较低，基本为原始溶解气油比，采收率持续增加；当注入量≥0.2PV后，气油比呈快速上升趋势，采收率增幅逐渐变小；当注入量达到0.3PV后，气油比急速上升至1500m3/m3以上，表明N2已突破油墙，采收率不再增加，致使驱替结束，最终采收率为61.41%。

由图2可以看出，CO2+H2O+N2驱驱替曲线中，当注入量<0.2PV时，气油比较低，基本为原始溶解气油比，采收率持续增加；当注入量为0.2～0.37PV时，气油比呈缓慢上升趋势，采收率增幅逐渐变小；当注入量为0.37～0.52PV时，气油比呈波动快速上升趋势，采收率增幅进一步变小，表明0.1PV水段塞有效阻挡了后续N2向CO2-原油混相区的突进；当注入量达到0.52PV后，气油比才迅速上升至1500m3/m3以上，N2开始突破油墙，致使驱替结束，最终采收率为80.09%，比CO2+N2驱的最终采收率(61.41%)高18.68个百分点。

2种段塞组合不同驱替方案的实验结果见表2。可以看出，进行纯N2驱时，采收率仅为17.15%，这是因为N2与原油混相压力高于注入压力，岩心中N2与原油未达到混相，大部分N2直接从注入端窜逸到采出端，驱油效果有限；而0.1PV H2O+N2驱的采收率比纯N2驱的高24.21个百分点，也再次证实在低渗透油层能够实施注入水段塞的条件下，水气交替是有效提高原油采收率的方法。

表2中2种段塞组合驱的最终采收率均比纯N2驱的最终采收率高很多，表明CO2段塞的混相驱替作用得以发挥。在相同的CO2注入量情况下，有水组合驱(0.1PV CO2+0.1PV H2O+N2)比无水组合驱(0.1PV CO2+N2)的采收率平均高16.90个百分点；0.3PV CO2+0.1PV H2O+N2驱与0.4PV CO2+N2(近全CO2)驱相比，采收率提高了18.22个百分点，CO2用量减少了25%。表明CO2与N2间0.1 PV的水段塞有效阻挡了N2向CO2段塞的扩散和弥散，使CO2的混相驱替优势和N2的补充能量优势得以进一步发挥。

2 两种组合驱比较

CO2+N2驱与CO2+H2O+N2驱比较研究，从主要技术指标和经济指标两方面进行。

2.1 技术指标

CO2+N2驱与CO2+H2O+N2驱的N2及总注入量曲线，如图3所示。在CO2+N2驱中，N2的注入量随CO2段塞注入量的增加而逐渐降低，这是因为随着CO2段塞注入量的增加，被CO2段塞驱替后剩余在岩心中的原油越来越少，使后续N2段塞出现气窜所需的注入量逐渐降低，导致停注时N2的注入量减少。而在CO2+H2O+N2驱中，N2的注入量随CO2注入量的增加虽有起伏但基本稳定，这是由于加入的H2O段塞对N2的阻挡，使得N2的气窜现象滞后，有更多的N2能够参与驱替。当CO2注入量为0.2～0.4PV时，CO2+H2O+N2驱中N2用量较大，致使随着前置CO2段塞的注入量的增加，CO2+H2O+N2驱总注入量的增加幅度远大于CO2+N2组合驱，这也是CO2+H2O+N2驱采收率较高的因素之一。

图3 N2及总注入量随CO2注入量的变化曲线 图4 采收率随CO2注入量的变化曲线

将CO2+N2驱与CO2+H2O+N2驱采收率进行比较，结果如图4所示。在2种段塞组合驱下采收率随CO2注入量变化的规律完全相同，即当CO2注入量小于0.3PV时，2种组合驱的采收率均随CO2注入量的增加而不断增加；当CO2注入量达到0.3PV时，采收率均达到高点；当CO2注入量达到0.4PV时，其采收率基本与0.3PV CO2段塞时的采收率持平或稍低。这是因为在前置CO2注入量达到0.4PV时，岩心中与CO2混相的原油已被大量驱出，残余原油较少，后续的N2或H2O+N2驱替过程中，更容易发生气窜，所以采收率不能继续增加。因此从采收率来看，CO2+N2驱与CO2+H2O+N2驱中，CO2的合理注入量均为0.3PV。

由图4可以看出，相同CO2注入量下，CO2+H2O+N2驱的采收率始终高于CO2+N2驱采收率；同一采收率下，CO2+N2驱所需的CO2段塞的注入量比CO2+H2O+N2驱所需CO2段塞的注入量大约多0.1PV，这主要是因为CO2+H2O+N2驱在CO2段塞后增加了0.1PV的水段塞。

分析认为，在CO2+H2O+N2驱中，CO2段塞与原油混相后，有效降低了原油黏度，并发挥其驱替作用，将原油驱替出来；而在CO2段塞与后续N2间注入0.1PV的H2O，不仅因其黏度远大于气体，对残余原油具有更好的驱替作用，可以将与CO2混相的原油有效驱出，而且水又可以有效阻挡N2向CO2段塞的扩散和弥散，使CO2混相驱替优势和N2的补充能量优势得以进一步发挥，所以在0.3PV前置CO2段塞下，CO2+H2O+N2驱的最终采收率比CO2+N2驱高18.68个百分点，取得了显著的驱油效果。

2.2 经济指标

为了对比分析低渗透岩心CO2+N2驱与CO2+H2O+N2驱中，不同CO2段塞情况下的吨油气体成本(每生产1t原油所需要的气体总价)，根据表2和图2计算了2种组合驱的吨油气体成本。其中相关参数：液态CO2价格435元/t，折算至标况下CO2的价格0.87元/m3；标况下N2价格1.47元/m3；注入水价格按一般工业用水价格5元/m3；国际原油价格取50美元/桶(美元对人民币汇率取6.5)。根据计算结果所作的吨油气体成本对比曲线如图5所示，在相同CO2的注入量下，CO2+H2O+N2驱相比CO2+N2驱的吨油气体成本有较大幅度降低。当CO2注入量为0～0.1PV时，CO2+H2O+N2驱的吨油气体成本相比CO2+N2驱降低幅度最大，即H2O段塞对气体成本的降低明显，但此时采收率相对较低；当CO2注入量为0.2PV时，2种驱替方案的吨油气体成本明显下降，但此时采收率仍不理想；当CO2注入量为0.3～0.4PV时，CO2+H2O+N2驱和CO2+N2驱的吨油气体成本逐渐提高但二者差值缩小，此时采收率都较理想且二者差值相对稳定。

图5 吨油气体成本随CO2注入量的变化曲线 图6 投入产出比随CO2注入量的变化曲线

考虑到不同前置段塞时后续N2段塞亦不同，进而又计算了仅考虑整个注入气体的成本，CO2+N2驱与CO2+H2O+N2驱的投入产出比(产出原油总价与注入气体总价的比值)曲线如图6所示。可以看出，CO2+H2O+N2驱的投入产出比高于CO2+N2驱的。在没有CO2前置段塞时，H2O+N2驱的投入产出比最大、利润率最高，但此时采收率仍有较大提升空间；当前置CO2段塞尺寸从0PV增加到0.2PV时，CO2+H2O+N2驱与CO2+N2驱的投入产出比差值逐渐降低。这是因为采收率随着前置CO2段塞尺寸的增加而逐渐增加的同时，CO2+N2驱的N2用量减少，而CO2+H2O+N2驱的N2用量相对稳定；当前置CO2段塞尺寸从0.2PV增加到0.4PV时，CO2+N2驱的投入产出比逐渐下降，CO2+H2O+N2驱的投入产出比稍有波动，但二者差值较小，这是由注入段塞PV数、采收率及单位体积气价3个因素综合作用结果所致。

因此，在CO2+H2O+N2驱中，虽然前置CO2注入量为0～0.2PV时的吨油气体成本较低、投入产出比较高，但其采收率不够高；在0.3PV前置CO2段塞下，CO2+H2O+N2驱的投入产出比为5.16，是CO2+N2驱投入产出比(4.73)的1.09倍，是最理想的驱替方案。

3 结论

1)在低渗透岩心中，采用0.3PV CO2+N2驱方式，可达到全CO2驱的采收率，并能减少CO2的用量。

2)在低渗透岩心中，采用0.3PV CO2+0.1PV H2O+N2驱方式，能够充分发挥前置CO2段塞与N2各自的优势，可获得较理想的驱油效果，它比全CO2驱的采收率提高了18.22个百分点，并减少了CO2用量25%。

3)在0.3PV前置CO2段塞下，CO2+H2O+N2驱的投入产出比为5.16，是CO2+N2驱投入产出比的1.09倍，是最佳的驱替方案。