非均质裂缝性油藏CO2驱降低混相压力实验研究

郑继龙

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300452

CO2混相驱具有驱油效率高、成本低的优势，对于油田降本增效具有重要的贡献，备受各大油田的重视。J 油田属于非均质裂缝性油藏，基于地层原油闪蒸实验确定J 油田流体组分及气油比等物性参数，溶解气油比为63～113 m3/m3、储层原油黏度为0.66～3.04 mPa·s、地层饱和压差为2.87～7.60 MPa，由此可知，该油田具有原油黏度低、溶解气油比高的特点。其泡点压力为5.78 MPa，当油田开采压力高于原油的泡点压力时，地层原油的膨胀能较小。原油压力在泡点压力基础上降低0.1 MPa 时，体系的黏度上升了64.95%、密度增加了16.09%，因此可知，该油田原油在进行衰竭开采过程中，原油自身的膨胀能力降低速度快。因此，在该油田开展CO2混相驱存在混相难度大和气窜严重的问题。基于此，如何有效降低J油田CO2驱混相压力和气窜问题是该油田开展CO2混相驱的首要任务。目前研究最小混相压力（MMP）的方法较多，其中细管实验法测定的结果精确度和重复率较高，但是该方法测定工作量大、测定周期较长［1］。而高温高压（HTHP）界面张力仪测定最小混相压力实验具有方法简单、准确度高、测定周期短等特点［2］。

因此，本文首先用细管实验法测定油田MMP［3］，再用高温高压界面张力仪测定MMP［4］，将2次测定的结果进行比对，确定高温高压界面张力仪实验结果的可信度，最后基于高温高压界面张力仪筛选J油田CO2混相驱用降混剂。

1 实验部分

1.1 主要试剂与仪器

模拟水，J 油田地层水（CaCl2型，总矿化度3 650 mg/L）；CO2，太原市金汪气体销售有限公司；降混剂JHJ-1、降混剂JHJ-2、降混剂JHJ-3、降混剂JHJ-4和降混剂JHJ-5，天津雄冠有限公司。

KB23型高精度恒温箱，宾德亚太（香港）有限公司；ϕ3.6 mm×2 000 mm 细管实验仪，扬州华宝石油仪器有限公司；QX5210-HC-A-AH-S 型高压恒压恒速泵，美国钱德工程有限公司；高温高压转配样装置，海安石油科研仪器有限公司；BP-100-SS 型回压控制阀，美国CoreLab 公司；德国Ritter 气体流量计，上海韩顺电子有限公司；高温高压界面张力仪装置，自制。

1.2 实验操作步骤

1.2.1 细管实验法测最小混相压力

按照实验流程图（图1）连接实验装置，细管实验参数见表1。

表1 细管实验模型参数

图1 细管实验仪测最小混相压力流程

首先，烘箱温度调整到实验温度，继续加热2 h。

其次，将细管实验模型抽真空24 h 后加饱和水，测模型孔隙度和渗透率。

再次，配制模拟油，以细管实验模型测定饱和油的含油饱和度，在油藏温度条件下老化24 h。

最后，用CO2进行最小混相压力实验，实验压力分别设置30、20、13.78、9和6 MPa，以0.001 96 mL/min流速注入1.2 PV 的CO2进行实验，再分别计算各压力条件下的驱油效率［5］。

1.2.2 界面张力法测最小混相压力

按照实验流程图（图2）连接高温高压界面张力仪装置，以此测定流程气密性。

图2 高温高压界面张力仪装置流程

设置实验温度后，将CO2注入反应釜至压力达到测试压力［6-7］。

将测试用的原油缓慢注入反应釜，当油滴即将脱落探针末端时拍摄油滴形态，并计算该压力条件下的油气界面张力［8-9］。

再按同样的步骤测定其他压力条件下的油气界面张力。

2 结果与分析

2.1 细管实验法测定最小混相压力

用CO2进行最小混相压力实验，在不同压力条件下注入1.2 PV 的CO2后，参照文献［10-11］分别计算各压力条件下的驱油效率，结果见图3。

图3 累积驱油效率随注入压力变化关系

由图3 可知：两条直线的交汇点压力为11.08 MPa；当注入压力低于该值时，随着压力的不断增加，累积驱油效率增长幅度很快；当压力高于该值时，随压力增加，累积驱油效率增加幅度变缓。因此，初步确定该油田的CO2驱最小混相压力为11.08 MPa，而该油藏的压力为9.89 MPa，低于最小混相压力，在该油田注CO2无法达到混相时，需要降低该油田的最小混相压力，才能达到CO2混相驱替的目的。

2.2 界面张力法测定最小混相压力

利用高温高压界面张力仪测定J 油田原油压力与CO2的界面张力，结果见图4。

图4 界面张力随注入压力变化曲线

由图4 可知：界面张力与压力呈线性关系，当界面张力为0 时，计算得混相压力为11.291 MPa，该压力为界面张力仪测定得到的最小混相压力。该压力与细管实验测定的最小混相压力差0.211 MPa，误差为1.90%。可见，利用该方法测定体系的最小混相压力，具有一定的可信度。

2.3 降混剂筛选实验

基于界面张力仪测定最小混相压力实验研究得到具体实验方法，开展室内降混剂筛选评价实验。由于该油田的地层压力低于最小混相压力，因此需要筛选CO2混相驱的降混剂来降低该油田的混相压力。参照文献［12］，利用高温高压界面张力仪对JHJ-1、JHJ-2、JHJ-3、JHJ-4 和JHJ-5 这5种降混剂进行筛选评价，结果见图5。

图5 降混剂筛选实验

由图5 可知：这5 种降混剂中仅有JHJ-2 和JHJ-3 能够将CO2混相压力降至该油藏的压力以下，其中JHJ-2 降混效果最佳。因此，选用JHJ-2为该油田用降混剂。

2.4 降混剂段塞大小优选

基于岩心驱替实验研究降混剂注入与不同段塞大小的关系，选用注入段塞分别为0.05、0.10、0.20和0.50 PV的JHJ-2，进行驱油实验，结果见图6。

图6 累积驱油效率与段塞大小的变化关系

由图6 可知：随着注入段塞大小的不断加大，累积驱油效率呈现先增大后降低的趋势；当注入段塞大小为0.10 PV 时，累积驱油效率为80.10%，达到最高，此时累积驱油效率比未注入JHJ-2 的驱油效率提高7.89%。因此，最终筛选出JHJ-2的最佳段塞大小为0.10 PV。

3 结论

1）J 油田地层压力低于CO2驱最小混相压力，因此驱替过程不能形成混相，为了能够降低CO2驱替混相压力，采用自制的高温高压界面张力仪测定CO2混相驱最小混相压力，该装置与细管实验测试结果误差仅为1.90%。

2）基于高温高压界面张力仪筛选出该油田CO2驱用最佳降混剂及其最佳段塞大小，结果表明JHJ-2为最佳降混剂，其最佳段塞大小为0.10 PV。