特低渗油藏注CO2吞吐适应性评价及规律模拟

袁钟涛，杨胜来，张 政，王 萌，张希胜

(中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249)

0 引言

我国低渗油藏尤其低渗断块油藏分布较为广泛，储量丰富，在已探明的地质储量中占2/3[1-2]。由于特低渗油藏低孔低渗、层间非均质性强的地质特点，注水吞吐开发过程中暴露出很多问题，常出现注不进，采不出，注水受效差，注水压力高，产能相对较低的难题[3]。相对于注水吞吐的效果，大量室内试验证明注CO2吞吐效果更佳出色[4]，室内驱替实验证明，CO2与原油接触达到混相压力后，最终采收率可达90%以上[5-6]。前人对于CO2的作用机理研究已经十分成熟，杨胜来[7]、杨澜[8]等人通过室内高压PVT实验和CO2吞吐实验，评价并分析了原油溶解CO2后的特性变化；高树生[9]等人实时观测了高温高压条件下CO2吞吐的微观动态过程，明确了CO2吞吐的微观作用机理；徐勇[10]对比分析了注CO2和注N2后的高压物性变化。前人对CO2的作用多采用室内岩心实验，而对于岩心尺度的数值模拟的定性表征分析较少。该研究通过建立岩心尺度的基质-裂缝渗流模型，定性研究分析注CO2，N2和H2O吞吐前后原油特性的变化情况以及渗流场规律，对吞吐效果进行评价，为特低渗致密油藏注CO2增油适应性提供一定依据。

1 地质概况

研究区块位于高尚堡油田北部的构造带上，主要储集层类型为扇三角洲前缘砂体，主要含油层系是沙三2+3亚段Ⅱ～Ⅴ油组。其中Ⅴ油组埋深为3 400～4 400 m，主要微相类型为扇三角洲前缘的水下分流河道、河口坝内缘和坝外缘微相，呈条带型组合分布，砂体发育规模较大。储层以细砂岩、粉砂岩为主，含少量粗砂、砾岩，岩屑含量高，分选很差。岩心孔隙度为17%，渗透率为2.1 mD，岩心喉道分布如图1所示，属于中孔特低渗储层。

图1 不同渗透率岩心喉道分布频率Fig.1 Throat distribution frequency of cores with different permeability

2 注CO2后体系相态研究

利用CMG的Winprop相态模拟板块模拟地层原油流体压力与注入CO2摩尔组成关系，即P-X关系，可以从P-X相图判断一次接触混相压力[11-12]，即注入任何比例的CO2都可以与原油完全混相的压力。从图2可以知道，注入CO2后与原油一次接触的混相压力为42 MPa。

图2 P-X相图Fig.2 P-X phase diagram

随注入CO2增加相包络线变化如图3所示。可以明显看出，注入CO2比例从10%增加至60%，相图总体开始向上、向左偏移，相同温度下注入CO2比例增加等液量线也随之增加，说明CO2不断富集轻质组分，混相程度增大。

图3 随注入CO2增加相包络线变化Fig.3 The change curve of the phase envelope with the increase of injected CO2

从图3可以看出，饱和压力从最初的20 MPa增加至约32 MPa，相态呈向轻质油体系转变[13]，这对提高采收率是有利的。

3 岩心尺度基质-裂缝渗流模型建立

为了评价CO2的驱油机理，以及CO2在增油机理方面的优越性，从岩心尺度建立基本模型进行数值模拟，考虑到实际地层也常采用压裂增产的措施，故模型应考虑基质-裂缝共存的渗流系统；同时基于该模型对比N2和H2O的吞吐效果，分析CO2，N2和H2O在地层中与原油的作用机理的异同，评价CO2的吞吐驱油机理。由于注CO2驱要应用到组分模型，故采用国内较为常用的CMG-GEM模拟器来模拟，在进行饱和压力、等组分膨胀实验、多级分离试验及注气膨胀实验拟合基础上，建立岩心基本模型尺寸DI方向网格为10，DJ和DK方向网格数为5，网格大小为0.5 cm×0.5 cm×0.5 cm。三维网格模型如图4所示，其中蓝色网格为基质网格，渗透率为3 mD；红色网格为高渗裂缝带，渗透率为100 mD。通过设置相渗分区对网格基质和高渗裂缝带分别赋予不同相渗曲线，裂缝相渗曲线设置为线性渗流，通过该基质-裂缝模型来模拟压裂过程中的吞吐过程。注入压力设置为45 MPa，衰竭10 h后注气，注焖时长为5 h，生产压差10 MPa。

图4 岩心尺度基质-裂缝模型Fig.4 Core-scale matrix-fracture model

4 基本渗流单元驱油机理分析

4.1 CO2溶解扩散机制

在 CO2提高采收率过程中，分子扩散具有极其重要的作用，扩散系数影响着CO2在油中的溶解量以及扩散时间[14]；此外在 CO2吞吐过程中，CO2扩散速率很大程度上影响了吞吐过程中的注入效果和焖井时长，且直接影响黏性指进以及气体的突破时间[15]，从而影响原油的最终采收率。在模拟模型中应正确考虑分子扩散，以更好地模拟和预测CO2吞吐过程。

大量室内实验表明，CO2在原油中扩散系数的数量级较小，而受到地层温度压力等因素的影响较大[12]。综合考虑到G5区块储层为特低渗常规轻质原油，油藏温度120 ℃，故在数值模拟中设置CO2在原油中的扩散系数为0.25×108m2/s。

为了更好地分析分子扩散的影响，比较了注汽结束和焖井阶段考虑或不考虑CO2分子扩散效应时CO2的摩尔分数分布。如图5所示，通过比较第5轮次中注气阶段和焖井阶段CO2摩尔分数含量平面图发现，在注汽结束后，考虑CO2扩散时，CO2的波及范围明显更大，在相应的网格区域CO2分子能更多扩散到基质中；在焖井阶段，CO2进一步扩散到基本整个渗流区域并与油相形成良好的混合，使裂缝带附近的基质网格中CO2摩尔分数较不考虑CO2扩散时有明显提高。从图6可以看出在整个吞吐过程中，裂缝处的油中CO2摩尔含量基本相同，主要区别在基质网格，考虑扩散的基质网格中油中CO2摩尔含量增加明显更高，且含量随着注入轮次增加而递增，说明CO2扩散有利于CO2吞吐效果，有助于提高采收率。

图5 注/焖井阶段油组分中CO2的摩尔分数分布场Fig.5 Molar fraction distribution field of CO2 in oil components during injection/simmering stage

图6 吞吐过程中CO2摩尔分数变化Fig.6 CO2 mole fraction change during throughput

考虑CO2扩散可以明显提高油井产能，从图7可以对比发现，吞吐5轮次后，考虑CO2扩散的采收率为23%，比不考虑CO2扩散提高了近2%，说明对于CO2驱而言，CO2扩散效应是必要的，借助CO2扩散可以一定程度上提高采收率。

图7 考虑/不考虑CO2扩散吞吐采收率对比Fig.7 Comparison of huff and puff recovery with/without CO2 diffusion

4.2 黏度变化分析

利用CO2提高采收率的作用原理之一，就是CO2溶于原油后的降黏作用[16-17]，利用CMG中的IFT效应来模拟混相效应，主要是通过界面张力来表征混相的界限[18]。相比于N2和H2O，CO2的降黏作用非常明显，经过5轮次后原油黏度变化剖面图比较如图8所示。初始原油黏度为1.2 mPa·s，在注气阶段，注CO2后原油黏度明显有一定幅度下降，裂缝带处黏度最小，从近井地带的0.15 mPa·s沿裂缝带两翼逐渐向外波及增大，说明CO2扩散到原油中后起到了一定的降黏作用；在焖井阶段CO2作用范围明显扩大，原油黏度得到进一步降低。至于H2O其注焖阶段对于原油黏度几乎没有变化，而对于N2而言，当压力足够时，N2也能起到多次接触混相作用，N2对降低原油黏度也起到了一定作用，但是作用有限，只降低了0.15 mPa·s，而且只作用在近井地带，大部分网格黏度没变，在焖井阶段范围有一定增大，但主要作用增大在裂缝附近基质网格带。

图8 CO2/H2O/N2吞吐前后黏度变化场Fig.8 Viscosity change field before and after CO2/H2O/N2 throughput

图9和图10为模型的纵向剖面和横向剖面(K=3)的原油黏度变化曲线。可以看出，在纵向剖面上，原油黏度的变化规律总体上呈从注入裂缝网格处最小，沿着裂缝两边对称增大，呈“倒几”字变化，而且随着注入CO2的轮次增加，在相同距离处的原油黏度也会减小，说明溶解在原油中的CO2也在增加；在横向剖面上，距离越近的地方原油黏度越小，随着CO2前缘扩展CO2降黏作用减弱，变化曲线呈现出曲折不规则变化，说明CO2往基质扩散时并不均匀，可能受网格压力影响，随着注入CO2轮次增加，原黏黏度也呈现出降低的趋势。

图9 纵向剖面上原油黏度变化Fig.9 Variation of crude oil viscosity on longitudinal section

图10 横向剖面上原油黏度变化Fig.10 Variation of crude oil viscosity on transverse section

4.3 渗透率变化分析

在地层多孔介质中，注入不同的吞吐介质与油、水、气发生作用后，也会引发油水、油气相渗曲线的相对渗透率变化，这也是导致不同采出程度的微观原因之一[19]。通过对比CO2，N2和H2O在5轮次吞吐前后油相相对渗透率变化场图以及吞吐过程中油相相对渗透变化曲线(如图11和图12所示)，在“吞”阶段，对比发现在相同网格区域，注入CO2后的油相相对渗透率增加明显，H2O次之，N2最差，而且注入CO2的油相高渗区域相较其他2种介质面积更大；在“吐”阶段，可以发现裂缝带中心油相相对渗透率最大，逐渐向周围减小。注入CO2后油相相对渗透率较其他2种介质明显提高更多，分析其原因主要是CO2与原油混相后降低了油气界面张力，很大程度上提升了原油流动性；而经过多轮次注入水后，地层岩石由亲油性逐渐转变为亲水性，油相相对渗透率也会随着润湿性转变而提高；对注入N2而言，与原油混相很少，大部分以气相存在，反而因为气相增加了原油流动阻力。在油相相对渗透率变化曲线上，注入CO2和水后，油相相对渗透率都有所增加，注入N2后变化相对比较平缓，说明CO2和水作用更大，注入N2后造成复杂的三相流动，抑制了原油流动。

图11 吞吐前后油相相对渗透率场Fig.11 Relative permeability field of oil phase before and after huff and puff

图12 CO2/H2O/N2吞吐过程中油相相对渗透率变化曲线Fig.12 Change curve of oil relative permeability during CO2/H2O/N2 huff and puff process

4.4 组分变化分析

由于注入不同的介质，产出的原油组分其含量也会不同，注入CO2，H2O和N2经过5轮次吞吐后的原油各拟组分摩尔质量曲线变化如图13所示。对于原油轻质组分C1～C3，经过5轮次CO2吞吐后其摩尔质量为6.99 g/mol，而H2O和N2吞吐后的摩尔质量分别为4.63 g/mol和4.52 g/mol，说明轻质组分的增加CO2发挥了一定的抽提作用，H2O和N2主要是C7+以及C15+成分的摩尔质量增加更明显，说明CO2与原油间发生混相后的萃取汽化作用强烈。同时C23+的摩尔质量也有所增大，这是由于随着CO2富集轻质组分采出，原油中重质组分摩尔分数越来越大。

图13 不同组分摩尔质量对比曲线Fig.13 Comparison curve of molar mass of different components

5 基本渗流单元驱油效果评价

就注入能力而言，从图14可以看出，在相同注入压力下N2的注入量明显远高于CO2和H2O，H2O注入量最低。对比CO2，N2和H2O的吞吐效果，结果如图15所示。说明CO2吞吐的效果相比其他2种吞吐介质较为突出，在单轮次吞吐中，CO2的产油效果优于N2和H2O。经过5轮次吞吐后，最好的是注CO2吞吐，采收率约为23%，与降压衰竭开发的采收率相比提高了8%；其次是注H2O吞吐，采收率为20%，增加了5%；最差的是注N2吞吐，采收率为18%，增加了3%。这说明CO2的驱油增产效果是最好的。

图14 不同注入介质累积注入量Fig.14 Cumulative injection volume of different injection media

图15 不同吞吐介质采收率曲线Fig.15 Recovery factor curves of different throughput media

在特低渗油藏中气体有良好的注入性，注水压力大且不易注入，而N2虽然有更佳的注入性，但“注得进采不出”。通过前面驱油机理分析可知，N2对原油的流动性改善作用较小，而CO2注入量虽不及N2，却能充分发挥其特殊的混相溶解能力，能够富集抽提轻质组分，降低油气界面张力，极大地改善流动性。

6 结论

针对冀东G5区块特低渗油藏，研究了注入CO2后的原油体系相态变化，通过数值模拟对比不同注入介质的驱油机理，最后得到吞吐效果评价，结论如下：

1)在注入CO2过程中，随着注入CO2摩尔比例从10%增加至60%，可以明显发现相图总体开始向上、向左偏移，相同温度下注入CO2比例增加等液量线也随之增加，说明CO2不断富集轻质组分，混相程度增大。

2)通过建立基质-裂缝渗流单元，研究不同介质在单簇缝中吞吐过程的渗流规律，明确了CO2的排驱增油机理；通过吞吐过程中场图变化，定性表征CO2在扩散效应、降黏作用、改善流动性及抽提作用中相比N2和H2O具有的优越性。

3)在相同的注入压力下，CO2和N2有较好的注入能力，虽然N2注入性优于CO2但吞吐效果不如CO2和H2O，CO2吞吐效果最佳，其次是H2O，最后是N2。说明在特低渗透油藏中注入CO2提高采收率是十分有效的方法。