新疆油田中深层稠油CO2驱/吞吐实验研究

石彦,谢俊辉,郭小婷,吴通,陈德全,孙琳,杜代军

（1.中国石油新疆油田分公司准东采油厂，新疆阜康 831500；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500）

注气技术在稠油开发中应用越来越广泛，注气的效果也越来越显著[1-2]。在全球气候变化加剧的现实背景和“碳达峰、碳中和”目标下，CO2资源化利用技术，如CO2驱油正在成为零碳、负碳的重要减排技术[3-4]，而现场注气应用效果最好的也是注CO2。CO2的增产机制主要包括降低界面张力、降低原油黏度、改善流度比、混相萃取、酸化解堵等[5-8]，在国内辽河油田[9-10]、胜利油田[11]、塔河油田[12]、冀东油田[13]、大港油田[14]的稠油油藏开展了CO2驱替应用，在美国Ritchie 稠油油田[15]和土耳其Bati Raman 稠油油田[16]开展了CO2吞吐试验，焖井结束后开井产量提高1.1倍至4倍，增产效果明显。

新疆油田中深层稠油油藏位于准格尔盆地东部阜康断裂带与北三台凸起的接合部位，油藏埋深为2 000 m，为中孔、中低渗的疏松砂岩稠油油藏，油层孔隙度介于15.11%～31.62%，平均孔隙度为22.28%；渗透率介于（16.46～319.9）×10-3μm2，平均渗透率为77.4×10-3μm2；原油黏度介于300～10 000 mPa·s。该区块岩心速敏伤害率为75.32%，速敏损害程度介于“中等偏强—强”，岩心水敏伤害率为90.25%，水敏损害程度介于“强—极强”。该区水井注水开发后，初期压力上升较快，注入压力与干线压力持平，几乎没有提升空间。

鉴于CO2能够大幅度降低原油黏度等优势，研究基于新疆油田中深层稠油的油藏条件，开展CO2驱替和吞吐提高采收率室内可行性研究。基于CO2-原油相互作用，揭示CO2驱替/吞吐提高采收率机制，利用长岩心驱替装置监测CO2驱替和吞吐效率，利用气相色谱仪和高温高压流变仪表征产出油的特性变化。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

实验所用原油为新疆油田中深层稠油，对油样进行黏温关系测定，结果如图1所示，原油黏度与温度呈指数函数关系，满足μ= 92 611.3e-T/13.8+ 84.9。天然气为现场通过闪蒸分离地层原油得到，其组成通过气相色谱仪测试，测试结果为甲烷98.98%、乙烷0.01%、丙烷0.01%、氧气0.17%、氮气0.83%。利用配样器根据脱气原油和天然气生产气油比（32 m3/m3）配制模拟地层油，其性质如表1所示，模拟地层原油的泡点压力为6.80 MPa，泡点压力下的原油密度、膨胀系数和黏度降低，原油的体积系数增大。

表1 模拟地层原油物性参数Table 1 Physical parameters of simulated formation crude oil

图1 原油黏温曲线Fig.1 Viscosity-temperature curve of crude oil

高温高压PVT 测试仪，PVT 筒最大工作压力为70 MPa，最高工作温度为300 ℃，可变容积为300 mL，通过上下翻转带动PVT 筒内钢珠进行油气混合。利用高温高压PVT实验仪可进行CO2-原油高压物性测定，包括溶胀降黏、混合溶解、萃取等性能；安捷伦气相色谱仪，测定气相和油相的组成；多功能岩心驱替装置，主要包括由钛合金材料制备的岩心夹持器，恒温烘箱，中间容器，压力传感器等；MCR302高温高压流变仪，用于测定产出油的黏度。

1.2 地层原油性质及其与CO2相互作用研究

利用高温高压PVT 实验仪研究油藏条件下CO2与模拟地层原油间相互作用，具体实验步骤如下：①分别按照原油中CO2的摩尔含量约5%、15%、35%、50%和55%计算每次加入模拟地层油中的CO2体积；②按照计算好的CO2体积依次向PVT测试仪中加入CO2气体，加压后进行搅拌，让CO2充分溶解，待CO2充分溶解并达到饱和状态后稳定0.5 h，测量原油的溶解气油比、泡点压力、体积系数、密度和黏度；③利用安捷伦气相色谱仪测定CO2抽提的气相组成以及CO2抽提沉积物组成。

1.3 长岩心驱替实验

利用长岩心驱替装置开展岩心驱替实验，通过驱替过程中的压力变化、产油量变化、产出油的组成及黏度变化验证新疆油田中深层稠油油藏CO2驱/吞吐提高采收率的可行性。CO2驱具体实验步骤如下：①将岩心置于90°C 的烘箱中干燥至岩心质量不变，此时岩心的干重为m1；②利用分子泵对岩心饱和地层水，再次称重，此时岩心的湿重为m2，根据岩心的质量差计算岩心的孔隙度；③按照图2连接岩心驱替装置后，利用地层水在油藏温度（51.8 °C）下检查岩心夹持器的密封性，随后将岩心置于夹持器中；④在回压30.61 MPa（地层压力）条件下，以0.1 mL/min 的速度向岩心中注入模拟地层原油直到岩心出口端没有地层水产出，且产出油的气油比为32 m3/m3；⑤以1 mL/min 的速度向岩心中注入CO2直至产出端没有原油产出；⑥关闭出口端和入口端，焖井24 h 后再次以相同的速度注入CO2直至产出端没有原油产出，记录驱替过程中的压力变化和产油量变化；⑦利用MCR302 高温高压流变仪测定产出油的黏度，利用气相色谱测定产出油的组成。CO2吞吐实验步骤如下：①—④与CO2驱的步骤相同；⑤关闭出口端，入口端加压至30.61 MPa 后将回压阀连接到入口端，随后注入1.8 PV 的CO2，关闭入口端阀门进行焖井24 h；⑥打开入口端进行开井采油，待入口端压力降低8 MPa后关闭入口端阀门；⑦重复步骤⑤和⑥直至开井后无原油产出。实验过程中保持环压大于入口压力3 MPa。

图2 岩心驱替实验流程Fig.2 Process of core displacement experiment

2 实验结果及分析

2.1 CO2与原油相互作用

CO2对原油物理性质的影响结果如图3所示。随着CO2加量摩尔分数从0 增大至57.345%，溶解气油比从32 m3/m3增大至149.3 m3/m3，泡点压力从6.8 MPa增大至15.7 MPa，原油体积系数从1.06增大至1.27，油藏条件下原油弹性能增大，原油密度从0.896 5 g/cm3降低至0.854 8 g/cm3，原油黏度从419.3 mPa·s 降低至253.4 mPa·s，原油渗流阻力减少[17-21]。实验结果表明，CO2与新疆油田中深层稠油接触后能有效补充地层能力，减小渗流阻力，最终提高原油采收率。

图3 CO2与稠油相互作用Fig.3 The interaction between CO2 and heavy oil

CO2对新疆油田中深层稠油的抽提作用结果如表2 和表3所示。随着CO2加量的增多，气相中的C1组分含量减少，而C2—C6的含量增多，CO2的抽提作用增强，有助于原油轻质组分的采出。随着CO2加量的增多，井流物中的C1—C8组分占比减少，而C9及更大分子量的组分占比增多。

表2 CO2抽提气相组分分布Table 2 Distribution of gas phase components in CO2 extraction 单位：%

表3 CO2抽提井流物组分分布Table 3 Distribution of flow components in CO2 extraction 单位：%

2.2 新疆中深层稠油注CO2提高采收率研究

为明确注CO2在新疆油田中深层稠油油藏提高采收率的可行性，开展了长岩心物理模拟实验，岩心参数如表4所示。

表4 岩心参数Table 4 Core parameters

2.2.1 CO2驱提高采收率可行性

CO2驱替过程中的压力变化、累积采收率以及产出油的实物图如图4所示。随着CO2的注入，注入压力快速增加，当CO2注入量为0.26 PV、驱替压差达到4.92 MPa 后产出端有原油产出，当CO2注入量为0.35 PV，驱替压差达到最大值5.84 MPa后发生波动，说明此时多孔介质中的原油与CO2发生相互作用且向出口端运移，注入的CO2未发生窜流，此时产出油脱气后（样品1）在试管横放的情况下油-空气界面未发生形变，说明产出油的黏度较高。当CO2注入量超过0.48 PV后，驱替压差快速降低，说明CO2在多孔介质中突破，气体突破后的产出油脱气后（样品2）在试管横放的情况下油-空气界面发生明显形变，说明此时的产出油黏度显著降低；当CO2注入量超过0.95 PV后驱替压差保持不变（0.43 MPa）且产出端无原油产出，此时注入的CO2无效循环，在第一轮CO2驱替期间的采出程度为32.8%。焖井24 h 后再次进行CO2驱替实验，注入压力先快速增大，说明焖井期间多孔介质中的流体重新分布，CO2窜流通道中重新分布了原油，当第二轮次CO2注入量达到0.34 PV时，驱替压差达到最大值5.59 MPa，随后驱替压差快速降低，此时注入的CO2发生窜流，当第二轮次CO2注入体积达到0.5 PV 后，CO2发生无效循环，此时产出端无原油产出，第二轮次驱替的采出程度为17.9%，第二轮次驱替产出原油脱气后（样品3）在试管横放的情况下油-空气界面发生明显形变，此时产出油的黏度显著低于样品1。

图4 CO2驱替过程中的压差和采收率变化（岩心50-3）Fig.4 Pressure difference and recovery changes during CO2 displacement process（core sample 50-3）

为量化产出油脱气后的黏度变化特征，利用高温高压流变仪测量产出油的黏度值，实验结果如图5所示。驱替过程中，随着CO2注入量的增大，产出油的黏度从419 mPa·s 降低至142.6 mPa·s，而焖井期间多孔介质中的流体重新分布，第二轮次驱替时的产出油的黏度较第一轮次驱替时的产出油黏度略微增加，随后快速降低；通过样品1和样品2的原油4个族组分组成变化可知（表5），产出油中沥青质的含量降低，这也是产出油黏度降低的主要原因[22-27]。

表5 产出油的组成Table 5 Composition of crude oil 单位：%

图5 CO2驱替过程产出油黏度变化Fig.5 Viscosity change of produced crude oil during CO2 flooding

2.2.2 CO2吞吐提高采收率可行性

CO2吞吐过程中的采收率变化如图6所示。第一轮次到第五轮次的采收率分别为8.6%、12.8%、18.6%、12.1%、11.4%，第5 轮次以后无原油产出，CO2吞吐的采出程度为63.5%。在每一轮次CO2注入过程中，压力的增幅为2～4 MPa，焖井过程中压力的降幅为0.5～2.3 MPa，表明CO2能够有效地溶解在原油中补充能量。对比产出油脱气后在试管横放情况下油-空气界面发生的形变可知，与CO2驱替类似，产出油的黏度显著降低（图7）。且CO2吞吐产出油黏度降低的幅度小于驱替产出油的降低幅度，主要原因是CO2吞吐的注入和产出为同一端口，每轮次的吞吐有利于滞留的重质组分产出。

图6 CO2吞吐采收率变化（岩心50-4）Fig.6 The oil recovery change of CO2 huff and puff（core sample 50-4）

图7 CO2吞吐产出油黏度变化Fig.7 Viscosity change of produced crude oil during CO2 huff and puff

3 结论

1）57.345 %摩尔分数的CO2能溶解在稠油中将溶解气油比增大至149.3 m3/m3、泡点压力增大至15.7 MPa，原油体积系数增大至1.27，原油密度降低至0.854 8 g/cm3，原油黏度降低至253.4 mPa·s。

2）第一轮次0.95 PV 的CO2驱替的原油采出程度为32.8%。焖井24 h 后多孔介质中的流体重新分布，第二轮次0.5 PV的CO2驱替能提高原油采出程度17.9%，总计提高采收率50.7%，CO2驱提高采收率在新疆油田中深层稠油油藏具有良好的应用可行性。

3）5 轮次CO2吞吐的原油采出程度为63.5%，表明CO2吞吐提高采收率在新疆油田中深层稠油油藏具有良好的应用可行性。

4）稠油中的沥青质在多孔介质中发生沉积，导致产出油的黏度降低，其中驱替过程中原油黏度降低至68.9 mPa·s，而吞吐过程中的原油黏度降低至223.1 mPa·s。