二氧化碳混相压裂吞吐实验

吴俊峰，刘宝忠，刘道杰，王长权，李迎辉，刘国华

(1.中国石油冀东油田分公司，河北 唐山 063004；2.长江大学，湖北 武汉 430100；3.中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

目前，低渗致密油气资源量占新增探明储量的70%以上，已成为中国增储上产的资源基础[1-4]。新发现的低渗油气资源地质特征主要表现为储层更加致密、孔隙与喉道更加细小、非均质性更严重等，开发过程中表现为启动压力梯度高、生产压差大、注水补充能量难度大、单井产量低，即“注不进”、“采不出”，油藏动用程度及采出程度普遍偏低，开发效益差[5-10]。CO2是良好的驱油剂，在油藏中注入CO2并实现混相是目前最具潜力的提高原油采收率的方式之一，而驱替过程能否形成混相是影响驱油效率的关键因素，随着混相程度的增大驱油效率逐渐增加，形成混相驱后驱油效率增幅变缓[11-16]。CO2混相压裂吞吐提高采收率技术是利用压裂高压泵车将CO2及辅助剂(缩膨剂、不返排酸、增溶剂、降凝剂等)快速注入地层，改善井底附近经长期开采后形成的低压状态，闷井一定时间后再开井生产。但该技术在低渗致密油藏中提高采收率的增油机理及渗流规律有待深入研究。因此，通过室内实验，在混相条件下开展CO2与原油的相互作用机理实验和CO2混相压裂液体系吞吐实验，明确CO2混相压裂吞吐提高采收率机理。在此基础上，进一步通过矿场试验验证其有效性，为该项技术在矿场推广应用提供技术支持。

1 室内实验

1.1 CO2与原油最小混相压力的确定

CO2具有界面张力极低、黏度极低、流动性极强、扩散性极强的特性，较容易与原油实现混相。在开展CO2混相压裂吞吐前，必须明确CO2与原油的最小混相压力[17-18]。依据SY/T 6573—2016《最低混相压力实验测定方法——细管法》，开展最小混相压力测试，流程图见图1。其中，细管模型直径为4 mm、长度为20 m、孔隙体积为111.13 cm3。实验原油取自南堡凹陷高5断块Es33V油组，原油组成见表1。实验温度为储层温度(113.8 ℃)。

图1 CO2最小混相压力测试流程Fig.1 The flow chart of CO2-crude oil minimum miscible pressure test

表1 高5断块V油组原油组成Table 1 The crude oil composition of V Oil Formation, Fault Block Gao 5

最小混相压力实验结果如图2所示。由图2可知，实验原油注CO2的最小混相压力为27.76 MPa，小于目前地层压力(33.00 MPa)及原始地层压力(48.71 MPa)，该结果说明CO2可与该原油实现混相。

图2 CO2最小混相压力实验结果Fig.2 The test results of minimum miscible pressure of CO2 and crude oil

1.2 CO2混相增油机理实验

CO2混相压裂吞吐过程主要依靠CO2增溶、膨胀、降黏等提高原油采收率。通过开展原油注CO2膨胀规律实验，测试CO2对地层流体物性的影响，明确CO2混相压裂吞吐增油机理。实验用油为南堡凹陷高5断块V油组原油。实验温度为113.8 ℃，实验压力为33.00 MPa，气油比为91.2 m3/m3，注入CO2的摩尔分数为0～60%，实验流程见图3。

图3 CO2混相增油机理实验流程Fig.3 The test flow chart of CO2-crude oil miscible stimulation mechanism

1.2.1 原油饱和压力

原油饱和压力的变化规律见图4。由图4可知：原始原油的饱和压力为25.20 MPa，注入CO2后，原油饱和压力随CO2摩尔分数的增加而增大，且饱和压力增幅不断变大；当CO2摩尔分数达到35%时，原油饱和压力接近目前地层压力；当CO2摩尔分数为50%时，原油的饱和压力上升至40.35 MPa；当CO2摩尔分数达到60%时，原油的饱和压力达到47.49 MPa，接近原始地层压力，表明在原始地层压力下原油可溶解摩尔分数大于60%的CO2，并达到混相。

图4 原油饱和压力随CO2摩尔分数变化Fig.4 The variation of crude oil saturation pressure with CO2 mole fraction

1.2.2 溶解气油比

饱和压力下原油溶解气油比随CO2摩尔分数的变化见图5。由图5可知：原油原始溶解气油比为92.64 m3/m3，随CO2摩尔分数的增加，原油饱和压力不断上升，溶解气油比逐渐增大，且增幅不断变大；当CO2摩尔分数为30%时，溶解气油比为177.45 m3/m3；当CO2摩尔分数为60%时，气油比为403.35 m3/m3，表明CO2体系中的摩尔分数越大，体系中溶解的CO2越多，原油溶解CO2的能力越强。

图5 饱和压力下原油溶解气油比随CO2摩尔分数的变化Fig.5 The variation of dissolved gas-oil ratio of crude oil with CO2 mole fraction at saturation pressure

1.2.3 原油膨胀能力

原油膨胀能力可由原油体积系数和膨胀因子来描述，其中，原油体积系数表示单位体积地面原油在地层温度压力下的体积，该体积随注气量增大而增大，增大的倍数即为原油膨胀因子。原油体积系数或膨胀因子越大，说明原油膨胀能力越强。饱和压力下原油体积系数和原油膨胀因子随CO2摩尔分数的变化见图6。由图6可知：未注入CO2时，原油体积系数为1.391 5；注入CO2后，原油体积系数和膨胀因子随注入量的增加而增大，且增幅不断变大；当CO2摩尔分数为30%时，原油膨胀因子为1.123 9；当CO2摩尔分数为60%时，原油膨胀因子为1.410 1，表明CO2可显著提升原油的膨胀效果，具有增溶膨胀驱油的能力。

图6 原油体积系数及膨胀因子随CO2摩尔分数的变化关系曲线Fig.6 The variation curve of crude oil volume coefficient and expansion factor with CO2 mole fraction

1.2.4 原油黏度

饱和压力下地层原油黏度随CO2摩尔分数的变化见图7。由图7可知：未注气时，饱和压力下的原油黏度为0.402 mPa·s；随CO2摩尔分数的增加，原油中溶解气量增大，地层原油黏度呈现先小幅增大后不断减小的趋势；当CO2摩尔分数为30%时，原油黏度降至0.369 mPa·s，主要原因为CO2摩尔分数的增加引起原油饱和压力增大，导致原油被压缩，高压下CO2溶解程度更大，原油黏度更小，可流动性更大。因此，压裂后返排时原油流动能力增强，原油更容易被采出，从而提高采收率。

图7 饱和压力下原油黏度随CO2摩尔分数的变化Fig.7 The variation of crude oil viscosity with CO2 mole fraction at saturation pressure

1.2.5 注CO2后原油密度变化特征

饱和压力下地层原油密度随CO2摩尔分数的变化见图8。由图8可知，未注气时，饱和压力下的原油密度为0.743 5 g/cm3，随CO2摩尔分数增加，饱和压力下原油密度逐渐增大，当CO2摩尔分数达到60%时，饱和压力下原油密度达到0.797 6 g/cm3。这是因为高饱和压力条件下，CO2的密度比原油密度大，导致溶解CO2后的原油密度增加，且含CO2原油体系中CO2含量越高，体系的饱和压力增加越大，原油密度增幅也越大。

图8 饱和压力下原油密度随CO2注入量的变化Fig.8 The variation of crude oil density with CO2 injection at saturation pressure

1.3 CO2混相压裂吞吐增油效果实验

利用岩心驱替装置开展CO2混相压裂吞吐实验，明确CO2混相压裂吞吐增油效果，实验流程见图9。实验岩心取自高5断块Es33V油组高123X9井3 625.3～3 637.2 m处，基质平均渗透率为6.9 mD；实验温度为113.8 ℃，饱和活油压力为33.00 MPa。为模拟压裂成缝特征，将岩心抽真空饱和地层水后进行气驱水，得到束缚水饱和度，进行劈缝(单缝)处理后装入岩心夹持器后饱和原油，开展CO2混相压裂液吞吐实验。吞吐阶段依次注入0.035倍孔隙体积不返排酸、0.025倍孔隙体积缩膨剂、0.020倍孔隙体积增溶剂、0.045倍孔隙体积CO2、0.025倍孔隙体积降凝剂，后续连续注入CO2至矿场压裂压力(55 MPa)，测定不同闷井时间的吞吐效率。实验结果如表2所示。由表2可知，压降为2～15 MPa时，不同闷井时间下的CO2混相压裂吞吐技术采出程度均超过20%，阶段采出程度高，建议控制压降生产。

2 矿场应用

南堡凹陷高5断块Es33V油组埋深为3 400～4 400 m，为近源低渗层状岩性油藏，平均孔隙度为17.0%，平均渗透率为2.1 mD，属于低孔特低渗油藏，孔喉类型为点状喉道，孔隙大、喉道细，连通性差。黏土矿物含量平均为16.9%，主要为伊蒙混层、高岭石，相对含量分别为58.6%和22.6%，储层水敏性强。V油组油品为常规轻质油，密度低(0.75 g/cm3)、黏度低(小于0.5 mPa·s)、含蜡量高(19.43%)、胶质沥青质含量中等(15.71%)。该油组地层压力为48.7 MPa，油藏温度为124.0 ℃。开发上整体呈现低产液量、低产油量(1.3 t/d)、低含水(30.7%)、注水井注入压力高、注不进等特点。

图9 CO2混相压裂吞吐提高采收率实验流程Fig.9 The test flow chart of CO2 miscible fracturing and huff and puff for EOR

表2 CO2混相压裂吞吐提高采收率实验数据Table 2 The test data of CO2 miscible fracturing and huff and puff for EOR

2018年7月在该油组高123X9井优先实施CO2混相压裂吞吐试验。基于高123X9井静、动态资料，利用采油气体软件，建立单井径向模型。模型采用非平衡初始化方法，通过调整孔隙度、渗透率、相对渗透率曲线、高压物性等参数对模型进行定液量生产方式历史拟合，拟合完成后得到优化注入方案：返排酸为350 m3、缩膨剂为250 m3、增溶剂为200 m3、CO2为450 m3、降凝剂为250 m3。施工过程中，排量为3 m3/min，注入压力为40.00～48.00 MPa，全程施工顺利。闷井20 d后，折算地层压力为47.00 MPa，超过了储层原油最小混相压力(27.76 MPa)，表明CO2在地下与原油已实现混相。高123X9井措施实施前日产液为0.8 m3/d，日产油为0.6 t/d，液面高度为2 125 m，间开生产。措施实施后初期，该井日产液为6.5 m3/d，日产油为4.1 t/d，液面高度为2 100 m。截至目前，该井日产液3.1 m3/d，日产油2.9 t/d，稳定生产26个月，累计增油2 200 t。井口原油黏度由4.51 mPa·s升至7.87 mPa·s(70 ℃)，凝固点由37 ℃降至31 ℃，含蜡量由18.3%增至23.6%，胶质+沥青含量由6.9%升至20.5%。结果表明，CO2在地层中与原油实现了互溶，动用了原油中的重质组分，提高了原油在地层中的流动性。该项技术的成功应用，为南堡凹陷未动用储量有效开发提供了重要的技术参考。

3 结 论

(1) CO2混相压裂吞吐提高采收率技术通过向地层注入CO2，使其在地层与原油混相，提高了原油体积系数和膨胀因子，降低了原油黏度，增强了原油在储层中的流动性，从而提高单井产量及原油采收率。

(2) CO2混相压裂吞吐的前提是地层压力高于CO2在原油中的最小混相压力，CO2在地层能够与原油实现混相，室内实验CO2混相吞吐采出程度可达60%以上。

(3) 现场应用表明，CO2混相压裂吞吐提高采收率技术能够有效提高油藏单井产量及开发效果，措施实施后初期，单井日产液为6.5 m3/d，日产油为4.1 t/d，累计增油2 200 t。该方法为国内外低渗及致密油藏效益开发提供了有效技术途径。