低渗稠油油藏降黏剂-CO2复合驱提高采收率机理研究

郭德明，潘 毅，孙 扬，巢忠堂，李晓楠，程诗胜

（1.西南石油大学，四川成都610500；2.中国石化江苏油田分公司，江苏扬州225009）

CCUS（碳捕集、利用与封存）技术，即将生产过程中排放的CO2捕集后投入到新的生产中，实现对CO2的利用和封存，这是石化能源大规模低碳利用的关键技术，也是实现碳达峰碳中和的重要途径。早在1958年，美国就在德克萨斯州Dollarhide Deveonian 油田实施了第一个CO2混相驱矿场试验，我国对注CO2提高采收率技术的研究也从未停止过，“十一五”期间在中国吉林油田建成了第一个CO2天然气藏开发和CO2驱油与埋存一体化的CO2驱工业化推广项目，提高原油采收率13.8%。虽然将CO2注入油藏能够实现提高采收率与温室气体埋存的双赢，但中国大部分油田属于陆相沉积储层，具有非均质性强，原油黏度高的特点[1-7]，CO2驱油时气窜、黏性指进现象严重，不仅无法实现对CO2的有效埋存，同时也会降低CO2的利用率。为此，CO2复合驱技术受到越来越多的关注[8-18]，结合江苏油田Z-13断块油藏的实际特点，选用水溶性降黏剂作为复合驱段塞以改善开发效果，结合CO2—EOR 技术，提出水溶性降黏剂-CO2复合驱油体系。通过开展地层油注CO2膨胀实验、不同体系黏温曲线测试以及长岩心驱替实验，明确了CO2-降黏剂复合驱提高采收率机理。以期为稠油油藏探索基于CO2—CCUS技术的高效开发技术提供参考。

1 CO2、降黏剂对稠油黏度的影响

Z-13 断块构造埋深为2 160 m，地质储量为142×104t，油藏平均渗透率为16.6×10-3μm2，地层油黏度为80 mPa·s，地层油密度为0.877 g/cm3，属低渗稠油油藏。以Z-13 断块储层条件为出发点，探究CO2、降黏剂对稠油物性的影响，旨在认识注入剂与提高采收率相关的驱油机理。

1.1 CO2对稠油的溶胀降黏作用

主要以研究CO2在Z-13 区块稠油中的溶胀特征为基础来认识注气提高采收率机理。利用PVT 相态分析仪测试原油注CO2相态特征，借助实验得到的一系列高压物性参数，从热力学角度来认识注气驱物理化学驱油机理，评价Z-13 断块注CO2技术的可行性，实验结果见表1。

表1 地层温度91℃下注CO2膨胀实验数据Table 1 Experimental data of CO2 injection at formation temperature（91 ℃）

注CO2能有效提高采收率的一个重要依据是注入的CO2溶解到原油后可以使原油黏度降低，而降黏的效果与驱油效果密切相关[19]。实验结果表明：随着CO2的注入量的增加，原油溶解CO2降低了原油密度，对稠油的稀释作用越明显[20-21]，原油黏度从88.08 mPa·s降至62.68 mPa·s，当注气摩尔分数达到60%时，降黏率为28.84%。黏度降低可以增加稠油流度和驱替剂的波及面积。

在分析地层油注气膨胀能力时发现，当注气摩尔分数达到60%时，原油体积膨胀系数可达到1.16，而体积膨胀可以使孔隙中的含油饱和度增加，进而使得储层中可动油饱和度增加，油藏也会因此获得更高的采收率。

随CO2注入量的增加，CO2的密度也会不断升高，与原油的密度差不断减小，原油与CO2之间的界面张力也在不断减小，当注气摩尔分数达到60%时，界面张力降低至超低界面张力范围（10-2mN/m），极大地降低了低微孔隙驱油过程的界面渗流阻力，提升CO2微观驱替过程的洗油效率[21]，进一步证实了Z-13断块注气提采的可行性。

1.2 降黏剂对稠油的降黏作用

采用国产CHY-V 型稠油黏度计，在原始地层压力条件下，对比地层油、地层油-降黏剂体系、CO2-降黏剂-地层油复合驱油体系的黏温曲线，通过不同体系的黏度变化认识复合驱油体系的驱油机理，测试结果见图1。

图1 压力21.3 MPa下黏度随温度变化曲线Fig.1 Viscosity curves change with temperature at 21.3 MPa

在分析不同体系降黏效果时发现：在地层条件下，KD-45A 型降黏剂对地层油的降黏率仅为14.8%，并不能起到很好地降黏效果。考虑到实验过程以及降黏剂密度的影响，在静态条件下，水溶性降黏剂只能乳化油/剂界面层，无法进入油层深处，所以降黏效果较差。

CO2在原油的溶解度较大，能够使原油间的分子力部分转变为气-液分子间的引力，以此来降低原油间的内摩擦力从而起到降黏效果[22]，因此，地层油-降黏剂-CO2体系降黏效果较好。通过以上曲线也不难看出，注入CO2可以使地层油-降黏剂混合体系黏度降低52.7%。原始地层条件下降黏剂与CO2的复合体系对地层油的降黏率可达59.7 %。由此可见，复合体系对地层油的降黏效果更加理想。

2 长岩心模型降黏剂溶液-CO2驱油实验研究

2.1 实验准备

主要实验仪器：加拿大RUSKA 长岩心驱替设备。主要实验材料：标准岩心组成的组合长岩心模型（岩心基础参数如表2 所示）；根据Z-13 断块实际地层水性质配制而成的地层水，总矿化度为17 276 mg/L，K++Na+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-的质量浓度分别为6 404，144，21，9 140，496，970，99 mg/L；地层油；体积分数为0.5%的KD-45A型水溶性降黏剂；注入气为工业CO2。

2.2 实验步骤

设计实验为对比性实验，分别设计了7种不同的驱替方式，具体为前置不同尺寸（0.1，0.2，0.3，0.4 HCPV，注：HCPV表岩心烃类孔隙体积）降黏剂段塞-CO2驱（即先注入一定量的降黏剂，后用CO2连续驱替）、降黏剂-CO2交替驱、CO2连续驱、降黏剂驱。以下具体实验步骤为：

1）通过加权平均计算得出岩心排序从入口到出口依次为Z13-3、4、7、5、6、1、2。将岩心按顺序依次装入岩心夹持器，在地层温度91℃下用两台真空泵在岩心两端将岩心抽空，使其真空度达0.01 mmHg后再抽空24 h。

2）以0.1 mL/min 的流速饱和地层水，待出口流速稳定后计算岩心中饱和水的体积，随后以同样的速度饱和脱气油，计量产出水体积，若出口不产水且产油速度稳定时可断定岩心中束缚水已建立完成，此时逐步提升回压使得出入口压力均为地层压力（21 MPa），同时计算束缚水饱和度、含油饱和度。

3）用模拟地层油驱替脱气原油直至出口气油比恒定，在地层条件下老化72 h 备用。首先开展0.1 HCPV降黏剂段塞-CO2复合驱实验。

4）以0.1 mL/min的速度向老化后的岩心中注入降黏剂1.445 mL（0.1 HCPV），后转注CO2连续驱替，记录出口产出油、气体积，当驱替倍数到达1.2 HCPV后结束驱替。

表2 Z-13组合长岩心模型岩心孔渗参数Table 3 Core and permeability parameters of Z-13 displacement experimental core

5）重复前三步，改变第四步的段塞大小，得到不同前置段塞所对应的实验结果。

6）重复前三步，随后将降黏剂与CO2交替注入岩心，每次注入量均为0.1 HCPV，注入速度均为0.1 mL/min，当CO2突破后进行连续CO2驱，注入倍数达到1.2 HCPV时结束驱替，得到交替驱实验结果。

7）重复前三步，后恒速向岩心注降黏剂（CO2），注入速度为（0.1 mL/min），驱替倍数到达1.2 HCPV后结束实验，得到降黏剂驱（CO2驱）实验结果。

2.3 实验结果及分析

为了探究降黏剂段塞的驱油机理及段塞大小对采收率的影响，开展了前置0.1，0.2，0.3，0.4 HCPV 降黏剂段塞-CO2复合驱油实验。图2 给出不同前置段塞采收率、气油比随注入倍数变化的曲线。实验结果表明：当注入段塞小于0.3 HCPV，段塞越大采收率越高，此时段塞越大越能“降低”气相向出口推进的速度，段塞对CO2的调驱作用越明显，CO2的波及面积越大，剩余油饱和度越低；当段塞大于0.3 HCPV时，降黏剂段塞的调驱作用更加明显，此时CO2最晚突破，如图2b 所示，但段塞过大也会阻碍降黏剂与CO2的协同关系，复合驱油体系变为单一降黏剂驱，累积采收率反而会降低。

图2 不同前置段塞采收率、气油比随注入倍数变化Fig.2 Variation curves of different pre-slug recovery factor and gas-oil ratio with injection ratio

降黏剂与CO2的协同作用机理可以通过以下分析来确定：

1）对于CO2驱，油气两相黏度差会导致驱替过程中形成不规则的油气驱替前缘，随着CO2的连续注入，造成严重的指进现象，CO2快速突破油相到达出口，仅形成狭长的高渗波及区，无法实现对CO2的有效利用，图3 可以看出，CO2驱最先突破，突破后累积采出程度曲线马上趋于平缓。

图3 不同注入方式累积采收率、气油比随注入倍数变化Fig.3 Variation curve of cumulative recovery factor and gas-oil ratio with injection ratio under different injection methods

2）对于复合驱油体系，降黏剂段塞使原本的CO2/原油界面转换为降黏剂/原油界面，根据流度比的定义可以表示为：

式中：M1、M2为CO2与原油、降黏剂与原油间的流度比；λc、λo、λj为CO2、地层油、降黏剂的流度；Ki为有效渗透率，μm2；μi为流体黏度，mPa·s。

根据相渗透率的定义：

流度比可表示为：

则

式中：Qi为在压差ΔP下，流体通过岩心的流量，cm3/s；μi为通过岩心的流体黏度，mPa·s；C为常数。

储层对气相的通过能力远大于液相，故M1远大于M2。降黏剂段塞很大程度上缓解了原本的气油两相黏度差，降低了油气两相间的流度比，增加了CO2波及面积。

以上述实验结果为基础，对比不同注入方式来认识复合驱体系驱油机理。不同驱替方式的累积采出程度存在较大差异，表明不同驱替方式形成了不同的驱油机理（图3）。图3a、图3b 分别给出不同注入方式累积采收率、气油比随注入倍数变化曲线，从图3b 可以看出，含降黏剂段塞的复合驱油体系比CO2驱突破更晚。当驱替倍数为1.2 HCPV 时，0.3 HCPV 降黏剂段塞-CO2驱的最终采收率比CO2驱高6.09%，交替驱比CO2驱高13.44%，降黏剂与CO2协同关系显著。首先，降黏剂段塞能够改善因黏度差引起的油气过大的流度比，有效的控制CO2沿气流通道迅速突进，此时的CO2不仅能够实现对狭长带状波及区的有效波及，还能够进入远离主流线的区域，实现对更远、更小孔道的有效波及[23]；另外，高温会加剧降黏剂分子的布朗运动，这种分子的无规律运动会引起降黏剂分子的“扩散”，段塞中的降黏剂分子通过界面运移扩散至油相，“破坏”稠油分子之间的作用力，“解聚”稠油大分子向低层次转化[24]，随后，活性剂亲油基团向内包裹住油相，亲水基团向外形成连续相，形成低黏度的O/W 形乳状液[25]，此时的乳状液过渡带黏度接近水相，能够防止水溶性降黏剂的指进，降黏剂段塞对CO2的调驱作用更加明显，CO2的波及面积更大。

分析复合驱提高采收率机理时也需要考虑CO2在降黏剂中的溶解，汤勇在研究CO2在地层水中溶解的驱油特征时提出考虑CO2在地层水中的溶解时，含油饱和度剖面比不考虑CO2溶解时滞后，形成的油墙需要更长的时间才能推进到生产井[26]。SUTJIADI-SIA 等的研究结果也表明采用纯水密度计算出的体系界面张力值比采用饱和CO2后水的密度计算出的界面张力值要高3 mN/m[27]。因此，CO2在降黏剂中的溶解会降低CO2-降黏剂体系的界面张力，充分发挥二者的协同驱油作用，形成碳化水可以大幅降低重力和黏度差异的影响，形成较为稳定连续的驱替界面[28]，将更多残余油置于降黏剂波及范围之内，进一步增加油藏的动用储量。

3 CO2复合驱提高采收率机理数值模拟研究

3.1 复合韵律储层机理模型建立

1）数值模拟网格划分

在物模实验基础上，基于Z-13 断块实验区块建立不规则井组模型，通过建立复合韵律纵向精细网格机理模型，开展降黏剂-CO2复合驱协同作用机理研究。设计了一注一采复合韵律特征储层机理模型，分别开展水驱、降黏剂驱、CO2驱、降黏剂/CO2交替驱模拟对比研究。模型设计为单层一注一采正交块状网格模型。注采井距200 m，纵向总厚度5 m，为保证驱替的渗流精细流动计算，合理网格亦考虑使两口井之间网格数较多为优，注采井间Y方向网格步长为4 m，平面网格数划分为5×50 网格系统，纵向上细分为50个模拟层，Z方向上网格步长设计为0.1 m，最终形成的三维网格系统总网格数为5×50×50=12 500个（图4）。

图4 复合韵律储层概念模型网格图与属性Fig.4 Grid diagram and attribute of the conceptual model of composite rhythm reservoir

2）模型储层参数

建模所用的参数均来自Z-13 断块取心井资料，表3为建模所用参数及取值。

表3 Z-13断块建模参数汇总Table 3 Summary of modeling parameters of Z-13 fault block

3）相渗曲线，如图5所示。

图5 相渗关系曲线Fig.5 Relative permeability curves

4）驱替方案设计如表4所示。

表4 复合韵律模型不同驱替方式方案设计Table 4 Scheme design of different displacement modes of the compound rhythm model

3.2 复合驱机理分析

1）相比于水驱，降黏剂驱前缘形成的O/W 型乳状液存在贾敏效应，在渗流过程中会改善驱替前缘（图6），致使降黏剂的波及系数更高。而水驱、降黏剂驱受重力影响较大，复合韵律模型底部一旦被水淹，模型底部含水饱和度也会迅速增高，水相渗透率增大，进而纵向上的流度比增大，无法实现对模型上部区域的有效波及（图6），模型预计10年后累计提高采收率3.94%。

图6 水驱、降黏剂驱纵向剖面含油饱和度等值线对比Fig.6 Contrast of oil saturation contours in longitudinal profiles of water flooding and viscosity reducer flooding

2）与水驱相比，CO2驱受气体重力超覆作用，驱替波及到纵向剖面上部，提高了波及体积，同时普通稠油CO2非混相驱具有降黏、膨胀和抽提等多种作用，也可以达到较高的驱油效率[2]。但受油气流度比以及超覆作用的影响，CO2会沿纵向上部低渗层位进（图7），无法实现对纵向下部区域的波及，模型CO2驱10年后预计贡献采收率4.8%左右。

图7 水驱、CO2驱纵向剖面含油饱和度等值线对比Fig.7 Contrast of oil saturation contours in longitudinal profiles of water flooding and CO2 flooding

3）CO2与降黏剂的交替注入，CO2将降黏剂携带至正韵律砂体的高部位（图8、图9），对顶部剩余油实现有效波及，改善纵向波及的同时提高微观驱油效率，从而实现驱油效率与波及系数的双重目标。其次，降黏剂受重力影响会对砂体的低部位进行有效波及。交替驱也可减少降黏剂在近井带岩石颗粒表面的吸附，将更多残余油置于降黏剂波及范围之内，提高单纯注入降黏剂时的波及体积，特别是超覆作用下，CO2会携带少量降黏剂进入更小、更远的孔隙介质中，进一步增加油藏的动用储量，提高原油采收率。与水驱相比，复合驱模型预计可为整体贡献采收率7.25%。

图8 水驱、交替驱纵向剖面含油饱和度等值线对比Fig.8 Contrast of oil saturation contours of longitudinal profiles of water flooding and alternate flooding

图9 交替驱纵向剖面CO2摩尔分数、降黏剂体积分数等值线Fig.9 Contours of CO2 mole fraction and viscosity reducer concentration in longitudinal profile of alternating flooding

4 结论

1）水溶性降黏剂只能乳化原油表层以起到降黏效果，降黏效果较差，但降黏剂段塞能够改善因黏度差引起的油气过大的流度比，从而有效控制CO2沿气流通道突进。

2）段塞越大对CO2的调驱作用会越明显，但是当前置段塞大于0.3 HCPV 时，就会影响降黏剂与CO2的协同关系，采收率反而会降低。

3）水溶性降黏剂乳化形成的O/W 形乳状液过渡带黏度接近水相，能够防止水溶性降黏剂的指进，使降黏剂段塞对CO2的调驱作用更加明显、CO2的波及面积更大。

4）CO2在降黏剂中的溶解会降低CO2-降黏剂体系的界面张力，可以充分发挥二者的协同驱油作用；形成的碳化水可以大幅降低重力和黏度差异对波及面积的影响，形成较为稳定连续的驱替界面，提高波及效率，复合驱油体系能够实现模型波及面积的最大化，比单一降黏剂驱和CO2驱效果好。