深层低渗透砂砾岩油藏注CO2吞吐提高采收率实验研究

熊建华，龙小泳，朱璐，张瀚龙

(1.江苏油田分公司，扬州 225100；2.玉门油田分公司老君庙采油厂，酒泉 735019)

中国的砂砾岩油藏分布比较广泛，主要分布在准葛尔盆地的新疆油田、辽河盆地的辽河油田以及渤海湾盆地的胜利油田等地区[1-4]。西部某砂砾岩油藏S井区具有储层埋藏深(大于3 500 m)、地层温度高(125 ℃)、地层压力高(35.8 MPa)、储层物性差、水敏性强以及地层天然能量较低的特点，属于典型的深层低渗透砂砾岩油藏，该井区前期压裂后采用注水的方式进行开发，前期稳产效果较好，但随着开采时间的延长，产能递减速度较快，油井产液量和产油量均显著降低。并且由于储层孔喉细小，且非均质性较强，导致水驱开发不均匀，地层能量衰竭较快，井区整体采收率较低[5-7]。因此，亟需寻找一种新的提高采收率方法，以进一步提高深层低渗透砂砾岩油藏的开发效率。

CO2气体易溶于原油，并能够有效降低原油的黏度以及界面张力，增大原油的膨胀系数，改善油水流度比[8-9]。因此，往地层中注入CO2气体能够有效提高原油的采收率，在油藏实际应用过程中CO2的注入方式主要包括CO2驱替以及CO2吞吐，其中CO2吞吐以其施工简便、见效快、适用范围广以及资源消耗低等优点，近年来受到了中外研究者的关注，并取得了较多的研究成果[10-14]。从20世纪50年代开始，外国学者就开始对CO2驱油技术进行了研究。Torabi等[15]研究认为，CO2吞吐在近混相状态下的提高采收率效果明显高于非混相状态；Abedini 等[16]研究表明，CO2吞吐实验时注入压力越高，吞吐采收率就越高，并且当注入压力小于最小混相压力时，吞吐采收率的增幅较大。中国由于CO2气源相对匮乏，开展CO2驱油以及CO2吞吐提高采收率技术的研究起步时间相对较晚，但近年来有较多学者针对致密砂岩油藏注CO2吞吐技术进行了研究。华文静等[17]针对延长油田致密砂岩储层开展了CO2吞吐参数优化实验研究，为目标区块优选出合适的注气速度、注气时长、焖井时间和吞吐轮次；杨正明等[18]开展了CO2吞吐大型物理模拟实验，结果表明：经过3个周期的CO2吞吐后，致密油藏采收率可以提高12.5%；孙丽丽等[19]研究表明，CO2吞吐的生产压力应高于原油的最小混相压力，CO2吞吐能够显著提高致密砂岩油藏的采收率和换油率；何应付等[20]研究发现，致密油藏CO2吞吐过程中注入压力、焖井时间、注入速度、周期注入量、吞吐轮次以及裂缝间距等因素对吞吐采收率的影响较大，应选择合适的CO2吞吐施工参数。江苏油田、中原油田、胜利油田以及冀东油田等地区先后开展了CO2吞吐矿场施工试验，均取得了比较明显的增油效果。

综合上述研究结果可知，有关CO2吞吐提高采收率技术的研究大多是针对低渗透或者致密砂岩油藏，而关于深层低渗透砂砾岩油藏CO2吞吐技术的室内研究及现场应用报道则相对较少[21-25]。为此，以西部某深层低渗透砂砾岩油藏为研究对象，采用CO2吞吐物理模拟实验与核磁共振分析实验相结合的方式，评价了生产压力、焖井时间、吞吐周期以及岩心渗透率对CO2吞吐提高采收率的影响，并进行了矿场试验。研究结果可为深层砂砾岩油藏实施CO2吞吐提高采收率现场试验提供技术支持，在深层低渗透砂砾岩油藏的应用中具有较大的潜力。注入地层中的CO2不仅补充了地层能量，提高了原油的采收率，一部分CO2气体还能长期稳定的储存在地层中，起到良好的CO2封存效果，有效减轻CO2温室气体对气候环境的影响。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

实验材料：实验用岩心取自目标深层低渗透砂砾岩油藏储层段，具体物性参数如表1所示。实验用油样为地面脱气原油，密度为0.896 g/cm3，50 ℃下黏度为3.06 mPa·s；根据前期的细管实验结果，CO2与地层原油的最小混相压力为20.8 MPa；实验用水样为模拟地层水(水型为CaCl2型，总矿化度为18 506 mg/L)；实验用CO2气体的纯度为99.999%，成都宏锦化工有限责任公司。

表1 实验用岩心基本物性参数

实验仪器：CO2吞吐实验装置(主要包括岩心夹持器、驱替泵、中间容器、回压泵、回压阀、围压泵、六通阀、样品收集装置以及恒温箱等)，实验流程图和装置图分别如图1、图2所示。KS-1型气测孔渗联测仪、CK-1型-岩心抽真空饱和装置购自海安县石油科研仪器有限公司；Q5000系列高压精密驱替泵购自美国Chandler公司；Micro-MR系列核磁共振岩心分析仪购自苏州纽迈分析仪器股份有限公司。

图1 CO2吞吐提高采收率实验流程图

图2 CO2吞吐实验装置

1.2 实验方案

1.2.1 实验准备

①将目标深层砂砾岩油藏储层段天然岩心彻底烘干，并测定其孔隙度和渗透率；②将岩心放入抽真空饱和装置中饱和模拟地层水，并测定其孔隙体积，备用；③将地面脱气原油放入高压压力釜中，然后按照目标地层的原始生产气油比(42.5 m3/m3)通入一定量的天然气，在地层压力和温度条件下配制模拟油样品，备用。

1.2.2 CO2吞吐实验

步骤1按照图1中的实验流程将各部分仪器进行连接，并检查仪器的密封性。

步骤2将上述饱和模拟地层水后的岩心装入岩心夹持器中，使用高压精密驱替泵，以0.01 mL/min的流速将模拟油样品驱替至岩心中，为防止模拟油脱气，在岩心出口端加上一定的回压值。

步骤3待实验压力达到原始地层压力(35.8 MPa)时停泵、憋压，然后进行压力衰竭开发实验，当压力降低至目标生产压力时停止，记录产油量。

步骤4以恒定的流速(0.1 mL/min)注入高纯CO2气体，实验压力达到原始地层压力后停泵，关闭入口端阀门焖井。

步骤5继续打开入口端阀门进行吞吐实验，当实验压力再次达到目标生产压力时停止，即完成一个吞吐周期，记录产油量，计算吞吐开发采收率。

步骤6改变生产压力、焖井时间以及实验岩心等参数，重复步骤4和步骤5，考察不同因素对CO2吞吐采收率的影响。实验温度均为储层温度(125 ℃)。

1.2.3 核磁共振分析实验

使用Micro-MR型核磁共振岩心分析仪对CO2吞吐不同阶段前后的岩心进行T2谱图测试(T2为弛豫时间)，通过对比岩心的T2谱曲线分布变化情况来表征CO2吞吐对不同孔隙中原油的微观动用特征。为了消除水中的氢原子对核磁信号的干扰，实验过程中所使用的模拟地层水均使用重水配制。

2 结果与讨论

2.1 CO2吞吐采收率影响因素

2.1.1 生产压力

深层砂砾岩油藏原始地层压力较高，在衰竭开发过程中易出现压力快速降低的情况，衰竭开发时的压力界限有别于常规油藏，生产压力对深层砂砾岩油藏CO2吞吐采收率的影响较大。因此，为了指导深层砂砾岩油藏的现场实际开发，室内按照1.2.2节中的实验方法，考察了不同生产压力对CO2吞吐效果的影响，焖井时间均为6 h，吞吐周期均为1次，岩心渗透率均约为0.5×10-3μm2，实验结果如图3所示。

由图3可以看出，随着生产压力的不断降低，CO2吞吐采收率呈现出逐渐升高的趋势，而换油率则呈现出逐渐降低的趋势。这是由于当生产压力较低的时候，要恢复至原始地层压力就需要注入更多的CO2气体，CO2气体注入量越多，岩心孔隙中的原油就会更多地接触到CO2气体，进而起到降低原油黏度、增大原油体积系数和膨胀系数的作用，使更多的原油被CO2吞吐采出，达到提高采收率的效果。而CO2气体注入量越多，其相应的换油率就会越低，导致CO2的利用率有所下降。

图3 生产压力对CO2吞吐效果的影响

因此，为了更进一步地优化适合目标深层砂砾岩油藏的井底生产压力，以生产压力为30 MPa时的吞吐采收率为基准，计算出不同生产压力条件下单位压降提高采收率的幅度，结果如图4所示。

图4 不同生产压力时的单位压降提高采收率幅度

由图4可以看出，当生产压力从30 MPa开始逐渐降低至22 MPa时，单位压降提高采收率先升高后降低，当生产压力降低至26 MPa时，单位压降提高采收率可以达到最大值，而继续降低生产压力，单位压降提高采收率则开始逐渐降低。因此，为了平衡CO2吞吐采收率和CO2利用率，最终推荐目标深层砂砾岩油藏合适的生产压力为26 MPa。

2.1.2 焖井时间

在优选出合适生产压力的基础之上，室内继续考察了不同焖井时间对CO2吞吐效果的影响，生产压力均为26 MPa，吞吐周期均为1次，岩心渗透率均约为0.5×10-3μm2，实验结果如图5所示。

图5 焖井时间对CO2吞吐效果的影响

从图5可以看出，随着焖井时间的不断延长，CO2吞吐采收率和换油率均呈现出不断升高的趋势，当焖井时间由2 h延长至8 h时，CO2吞吐采收率可由8.15%增大至13.65%，采收率提升了5.5%，而继续延长焖井时间至10 h，CO2吞吐采收率为13.89%，比焖井8 h时采收率仅提升了0.24%。并且当焖井时间达到6 h以后，再继续延长焖井时间，CO2吞吐过程的换油率基本不再增大。分析原因是由于当焖井时间较短时，随着焖井时间的延长，CO2与原油接触的时间逐渐增大，使CO2与原油之间的反应更加充分，有利于提高CO2吞吐采收率；而当焖井时间延长至一定程度时，CO2与原油之间已经得到了比较充分的反应，并且原油的膨胀能量也会随着焖井时间的延长而部分消耗，从而使CO2吞吐基本不再变换。因此，综合考虑CO2吞吐采收率和开发效率，推荐目标深层砂砾岩油藏合适的焖井时间为8 h。

2.1.3 吞吐周期

在优选出合适生产压力和焖井时间的基础之上，室内继续考察了不同吞吐周期对CO2吞吐效果的影响，生产压力均为26 MPa，焖井时间均为8 h，岩心渗透率为0.524×10-3μm2，实验结果如图6所示。

图6 吞吐周期对CO2吞吐效果的影响

由图6可以看出，随着吞吐周期的不断增加，CO2吞吐采收率和换油率均呈现出不断降低的趋势，当吞吐周期达到第6次时，采收率仅剩2.04%，换油率则降低至0.02 mL/mL；另外，经过7个吞吐周期后的总采收率可达49.72%，而前5个吞吐周期的累计采收率为46.74%，占总采收率的94%以上。这是由于在前几个吞吐周期过程中，CO2吞吐已经基本将岩心中较大孔隙中的原油完全采出，后面再注入的CO2无法有效的动用岩心微小孔隙中的原油，致使后续的CO2吞吐过程形成了无效循环；并且经过几个轮次的吞吐后，岩心中剩余原油的重质组分占比不断增大，而CO2吞吐对原油中重质组分的驱油效果较差，致使换油率急剧下降。因此，推荐目标深层砂砾岩油藏合适的吞吐周期为5次。

2.1.4 岩心渗透率

综合2.1.1节～2.1.3节中的实验结果，选择生产压力均为26 MPa，焖井时间均为8 h，吞吐周期均为5次，考察了不同渗透率岩心对CO2吞吐效果的影响，实验结果如图7所示。

图7 岩心渗透率对CO2吞吐效果的影响

由图7可以看出，随着岩心渗透率的不断增大，不同周期CO2吞吐采收率均呈现出逐渐升高的趋势，即实验用岩心的渗透率越大，CO2吞吐开发效果越好，当岩心渗透率达到4.872×10-3μm2时，经过5个吞吐周期后的累计吞吐采收率可以达到57.98%，而渗透率为0.051×10-3μm2的岩心累计吞吐采收率仅为34.66%。这是由于当岩心渗透率较低时，注入的CO2不易在小孔隙内部进行扩散，影响CO2与原油的接触反应，致使吞吐采收率较低；而当岩心的渗透率较高时，CO2及原油等流体在孔隙内部的流动能力增强，使CO2可以与更多的原油进行接触反应，进而提高了CO2吞吐的采收率。目标深层砂砾岩油藏的储层段渗透率为0.062×10-3～5.751×10-3μm2，采取CO2吞吐能够有效提高其原油动用程度。

2.2 CO2吞吐微观孔隙动用特征

为了考察CO2吞吐对目标深层砂砾岩油藏岩心的微观孔隙动用特征，室内按照1.2.3节中的实验方法，对2.1.4节中不同渗透率岩心CO2吞吐前后的核磁共振T2谱图进行了测定，实验结果如图8所示。

图8 不同渗透率岩心CO2吞吐前后的T2谱图

由图8可知，随着CO2吞吐周期的不断增加，不同渗透率岩心的T2谱图曲线包络的面积均呈现出逐渐缩小的趋势，这是由于岩心孔隙中的原油饱和度随着CO2吞吐的进行而逐渐降低所导致的。另外，根据核磁共振的测试原理可知，岩心孔隙中所含流体的横向弛豫时间T2值与岩心的孔隙半径成正比，即弛豫时间T2值越大，代表其所对应的孔隙半径就越大。因此，参考文献[12]中的方法，将弛豫时间处在0.1～10 ms所对应的岩心孔隙划分为小孔隙，而将弛豫时间处在10～1 000 ms之间所对应的岩心孔隙划分为大孔隙。

由图8(a)可以看出，渗透率为0.051×10-3μm2的岩心由于储层物性较差，其T2谱图曲线呈现出单峰的特征，主要发育有小孔隙，大孔隙发育程度较低，经过5个周期的CO2吞吐后，大孔隙所对应的信号幅度基本消失，并且T2谱图曲线所包络的面积减小幅度较少，说明原油的采出程度较低。

由图8(b)可以看出，渗透率为0.536×10-3μm2的岩心T2谱图曲线呈现出双峰的特征，并且左峰高于右峰，说明岩心中小孔隙的发育程度高于大孔隙，经过5个周期的CO2吞吐后，大孔隙所对应的信号幅度降低程度明显高于小孔隙，说明大孔隙中原油的采出程度明显高于小孔隙。

由图8(c)可以看出，渗透率为4.872×10-3μm2的岩心T2谱图曲线同样呈现出双峰的特征，但其左峰低于右峰，说明此岩心的物性相对较好，大孔隙发育程度明显高于小孔隙，并且孔隙连通性也较好，经过5个周期的CO2吞吐后，大孔隙中原油的动用程度明显大于小孔隙，并且岩心T2谱图曲线所包络的面积减小幅度较大，说明原油的采出程度较高。

3 矿场试验

根据CO2吞吐提高采收率的室内物理模拟实验结果，现场选取目标深层低渗透砂砾岩油藏S井区的S-1Y井为研究对象，开展了CO2吞吐现场试验。S-1Y井储层埋深约3 150 m，储层平均孔隙度为7.95%，平均渗透率为0.535×10-3μm2。储层原油的原始气油比较高(165.3 m3/t)，原始地层压力和饱和压力也比较高。该井于2015年8月份开钻，2015年12月份采取压裂投产，2016年5月转抽，S-1Y 井开采初期日产油可达23.5 t，但产量递减较快，3个月后日产油量降低至约5 t。因此，决定对该井采取CO2吞吐提高采收率现场施工试验。结合该井区的具体油藏参数和现场实际生产现状，采用油藏数值模拟软件建立了单井CO2吞吐的数值模型，并优化出了适合S-1Y井的注CO2吞吐矿场试验的合适参数。具体参数为：CO2注气量为6 500 t、CO2注入速度为150 t/d、焖井时间为18 d、吞吐周期为5次、生产压力为22 MPa。S-1Y井2019年8月开始CO2吞吐矿场试验，首轮CO2吞吐施工效果如表2所示。

表2 S-1Y井CO2吞吐施工效果

S-1Y井经过首轮CO2吞吐施工后返排约7 d见油，初期的最高日产油量可以达到25.6 t/d。由表2可以看出，平均日产油也可以达到约10.4 t/d，与CO2吞吐施工措施前的3.9 t/d相比，日产油量显著提高；含水率由CO2吞吐施工措施前的49.3%降低至16.5%，流压也得到一定程度的提高。截至目前，S-1Y井已生产482 d，目前日产油量仍可达到6.8 t/d，该井累计增油达到了2 016 t，增油效果较好。

4 结论

(1)CO2吞吐提高采收率影响因素实验结果表明，随着生产压力的降低以及焖井时间的延长，吞吐采收率逐渐升高；而随着吞吐周期的不断增加，吞吐采收率逐渐降低；岩心渗透率越大，吞吐采收率就越高。适合目标深层低渗透砂砾岩油藏CO2吞吐的最佳生产压力为26 MPa，最佳焖井时间为8 h，最佳吞吐周期为5次。

(2)岩心核磁共振分析实验结果表明，在低渗透砂砾岩储层岩心CO2吞吐采油过程中，岩心的孔隙大小对原油的微观动用特征影响较大，物性较差的岩心大孔隙发育较少，原油采收率的贡献主要来自小孔隙，且整体采出程度较低；物性较好的岩心大孔隙发育程度高于小孔隙，大孔隙的原油动用程度明显高于小孔隙，并且整体采出程度较高。

(3)矿场试验结果表明，S-1Y井采取CO2吞吐提高采收率施工措施后，日产油量得到显著提升，平均含水率也明显降低，累计增油效果显著，说明CO2吞吐能够有效提高深层低渗透砂砾岩油藏的采收率。