华北油田长岩心注CO2驱替室内实验研究

张桂迎，李 栋，贾国辉，邓成明，贾志中

(中国石油华北油田公司第三采油厂，河北河间 062450)

目前国内外对注气驱油技术的研究较为广泛，尤其是CO2驱、N2驱、烟道气驱等气体驱替技术的研究[1-3]。CO2驱油技术是把CO2注入到油层，降低地层原油黏度和地层流体的界面张力，使原油体积膨胀，形成混相或近混相状态，继而降低渗流阻力，提高原油采收率[4-7]。

岩心驱替实验有短岩心驱替实验和长岩心驱替实验，短岩心驱替实验所得数据很难为后期现场优化方案提供精准的参数，因此大多使用长岩心驱替实验来衡量评价注气驱油效果[8-12]。为探索华北油田A区块注CO2提高采收率的潜力大小，开展长岩心注CO2驱替室内实验研究，系统地评价混相压力、非混相压力及混相条件下水气交替采收率，为现场CO2驱替提高采收率方式的优选提供理论基础。

1 实验准备

1.1 实验条件

华北油田A区块储层岩性主要以不等粒砾岩、砂砾岩为主，孔隙类型主要是粒间孔、粒内溶孔，属低孔低渗储层。

1.2 活油、地层水的配置及气源准备

根据华北油田A区块原始饱和压力，利用井口原油和套管气制备地层原油，活油配置的原油物性参数见表1；样品制备装置设定温度为储层温度，压力为原始饱和压力；地层水矿化度为7 200 mg/L，根据地层水矿化度制备模拟地层水，用于气水交替和岩心饱和地层水实验中的水段塞注入；实验温度为62 ℃；驱替速度为0.08 mL/min；采用工业级纯CO2，纯度大于99.995%，N2含量小于25.01 mg/m3，O2含量小于7.14 mg/m3，水分含量小于5 mg/kg，总烃含量小于10 mg/kg。

表1 原油物性参数

1.3 长岩心的制备

实验采用直径38 mm的天然砾岩岩心，选取胶结强度较高、端面整齐、砾石尺寸适中的岩心，并按照SY/T 5336-2006规定的相关标准对岩心进行清理，去除残留原油。先将岩心烘干，测量岩心干重G1，岩心直径D，长度L，气测渗透率K1；再将岩心抽真空后饱和模拟地层水，抽真空12 h后引入地层水，继续抽真空3 h，然后对容器加压饱和5 h后，测量岩心湿重G2。

长岩心渗透率设计：根据现场资料及实验条件，长岩心设计渗透率为20×10-3μm2，选取不同渗透率岩心按公式(1)进行排序组合[13]。

(1)

式中：L为长岩心总长度，cm；K为长岩心平均气测渗透率，10-3μm2；n为岩心个数，个；Ln为第n块岩心长度，cm；Kn为第n块岩心气测渗透率，10-3μm2。

长岩心由5块不同长度、不同渗透率的短岩心串联组成，长岩心总长度26.39 cm，总孔隙体积45.96 mL，平均孔隙度15.23 %，平均渗透率67.50×10-3μm2，短岩心串联顺序见表2。

表2 长岩心串联排序设计

1.4 实验装置

长岩心驱替装置由长岩心、回压控制器、注入泵、辅助泵、CO2容器、地层原油容器、分离器、采出气液计量装置、压力传感器、数据采集计算机组成。实验过程中，恒温箱恒定地层温度。

2 实验过程

2.1 建立束缚水

利用泵将驱替原油注入到长岩心中，每隔2 h记录一次驱替压力、环压、出口端的流水量；逐渐提高驱替速度，当出口端的流水量不再增加时，完成束缚水的建立。

2.2 建立回压

将长岩心出口端连接回压控制器，注入泵注入地面原油(死油)，当回压控制器出口处持续有地面原油流出时，回压控制器开始升压。同时，长岩心的环压由辅助泵同步激发，环压始终保持在比注入压力高2.0～5.0 MPa。当回压控制器压力增加到地层压力并且地表原油不断从出口流出时，回压建立完成。

2.3 饱和地层原油(活油)

长岩心进口端预先排空管线，采用辅助泵将地层原油容器的压力提高到与长岩心入口端相同的压力，将地层原油容器与长岩心进口端连接，并且在保持压力不变的情况下将地层原油注入长岩心中。当连续驱替地层原油注入量达到1.5 PV，且连续三次测得的回压控制器出口流出物的气油比与制备的地层原油数据一致时，完成饱和地层原油的建立。

3 不同条件下CO2驱替实验

长岩心进口端预先排空管线，将CO2容器升压至与长岩心进口端压力一致，连接CO2容器与长岩心进口端，分别在非混相压力(14.0 MPa)和混相压力(19.0 MPa)条件下，驱替CO2至长岩心中，进行气驱实验。每隔0.01 PV记录驱替时间、分离器产出的油量和气量、驱替压力、回压等数据，通过计算得到原油采收率。

当产出端气油比过高时，在混相压力条件下驱替地层水0.10 PV，在此压力下驱替CO2至长岩心中，进行气水交替实验，记录数据并计算原油采收率。

3.1 非混相压力条件下CO2长岩心驱替实验

非混相压力条件下CO2长岩心驱替实验基本参数见表3，回压设置为14.0 MPa，注气速度0.08 mL/min。

表3 非混相压力条件CO2长岩心驱替实验基本参数

从图1可以看出，随着CO2注入量的增加，驱替压力快速增高，然后缓慢下降并趋于平稳；当CO2的注入量大于0.50 PV时，采出液的气油比明显上升，说明此时注入气前缘已推进至岩心末端，气窜通道逐渐形成；此后，气窜现象明显，产油量降低，采收率趋于平稳。最终，非混相条件下CO2驱采收率为53.69%，其中注气窜流前，采收率为46.56%；CO2采出端突破至完全气窜，该阶段采收率提高了7.13%。

图1 非混相CO2驱驱替压力、采收率及气油比的变化

3.2 混相压力条件CO2长岩心驱替实验

混相压力条件下CO2长岩心驱替实验基本参数见表4，回压设置为19.0 MPa，注气速度0.08 mL/min。

表4 混相压力条件CO2长岩心驱替实验基本参数

从图2可以看出，随着CO2注入量的增加，驱替压力升高速度较快，然后快速下降并趋于平缓，分析认为，混相压力条件下CO2驱油能力较强，CO2沿气窜通道突进的同时，在较强的混相作用影响下，部分原油会随CO2进入窜流通道，造成通道内出现短时的封堵，导致压力快速上升；随着后续CO2继续向前推进，通道恢复窜流状态，压力明显下降；之后不断重复这个过程，形成了压力波动的情况，窜流通道附近原油饱和度下降，压力波动幅度逐渐降低。当CO2的注入量大于0.57 PV时，采出液的气油比急剧上升，说明采出端注入气突破，在完全气窜前，气油比略有波动，其原因与压力波动原因基本相同，即在气窜通道形成初期，通道附近部分原油在混相作用下，随CO2进入气窜通道，导致通道暂时封堵，造成注入气窜流暂时受到影响，从而使采出端气油比出现小范围波动，随着通道附近原油逐渐被采出，气窜通道逐渐稳定，最终形成较强的注气窜流，在此过程中气油比先表现为波动上升，然后大幅升高。当CO2的注入量大于0.59 PV时，发生明显的气窜，最终，混相条件下CO2驱采收率为60.55%，其中注气突破前，采收率56.05%；CO2采出端突破至完全气窜，该阶段采收率提高了4.50%。

图2 混相CO2驱驱替压力、采收率及气油比的变化

3.3 混相压力条件CO2长岩心气水交替实验

混相压力条件下CO2长岩心气水交替实验基本参数见表5，回压设置为19.0 MPa。实验初期为CO2驱油，注气速度0.08 mL/min，驱替至注入气窜流，开始进行气水交替注入，即先向岩心内注入0.10 PV的模拟地层水，注入速度0.08 mL/min，再继续使用CO2驱替岩心，注入速度0.08 mL/min，驱替至注入气窜流，完成第1次气水交替注入周期；之后，以相同的注入参数和步骤完成第2次气水交替注入周期。

表5 混相压力条件CO2长岩心气水交替实验基本参数

混相压力条件下，CO2气水交替采收率及气油比、驱替压力的变化见图3。

图3 CO2气水交替驱替压力、采收率及气油比的变化

连续气驱阶段：实验开始后，随着CO2注入量的增加，注入压力逐渐升高然后缓慢下降，注入压力下降过程中略有波动。当CO2注入量约为0.35 PV后，采出液气油比逐渐上升，CO2注入量达到0.43 PV后，采出液气油比明显上升，达到450，说明注入气发生窜流，连续气驱阶段结束，本阶段采收率为60.55%。

气水交替第二轮次：实验过程与气水交替第一轮次基本相同，水段塞注入量为0.10 PV后，再注入CO2至完全气窜；水段塞注入结束时，驱替压力升高至21.28 MPa，同时气油比逐渐下降；然后继续向岩心内注入CO2，注入过程中注入压力最高达20.36 MPa，之后注入压力逐渐降低，气油比回升。0.20 PV气段塞注入结束，气油比升至9 400 m3/m3时，气水交替第二轮次结束。此时累计注入量为1.21 PV，总采收率为76.56%，本阶段采收率增幅4.15%。

从图4可以看出，采取气水交替注入后，由于水段塞的前置封堵扰动作用，同时气相相对渗透率降低，造成注入峰值压力大幅度升高；同时在气水交替第二轮次，注入气重新窜流后，由于水段塞的存在，气相相对渗透率依然较低，气窜时的稳定注入压力远高于初期连续气驱时气窜阶段的注入压力。

图4 混相压力条件下CO2气水交替驱油各阶段采收率及最大注气压差

3.4 不同驱替方式效果对比

通过对比不同驱替方式得到的采收率可以看出，19 MPa气水交替实验条件下采收率最高，达76.56%(图5)。

图5 不同驱替方式采收率对比

从图6可以看出，连续驱油过程中，CO2换油率均呈现先上升后降低的趋势，主要是因为驱油后期气窜通道形成，驱油效率下降，导致换油率降低；19.0 MPa气水交替实验第二轮次中的CO2换油率出现一定的回升，但提高幅度较小，主要是因为该时段水段塞暂时封堵了气窜通道，导致CO2相对渗透率下降、驱替压力增大，造成产油量上升，从而使换油率出现一定程度的升高，但由于水段塞对气窜抑制能力较差，气体突破较快，换油率上升幅度较小。

图6 不同驱替方式下CO2瞬时换油率

4 结论

(1)非混相条件下(回压14.0MPa)CO2驱采收率为53.69%，其中注气窜流前，采收率46.56%；CO2采出端突破至完全气窜，该阶段采收率提高了7.13%。

(2)混相条件下(回压19.0MPa)CO2驱采收率为60.55%，其中注气突破前，采收率56.05%；CO2采出端突破至完全气窜，该阶段采收率提高了4.50%。

(3)混相压力(19.0 MPa)条件下CO2气水交替驱油时，在连续注入阶段采收率60.55%，交替第一轮次总采收率72.41%，增加了11.86%；交替第二轮次总采收率76.56%，增加了4.15%。

(4)对比不同驱替方式得到的采收率可知，19 MPa气水交替下采收率最高，达76.56%。