低滲油藏CO2驅(qū)產(chǎn)出氣回注可行性研究

田 巍

（1.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南濮陽 457001；2.中國石化中原油田博士后科研工作站，河南濮陽 457001）

近年來，CO2驅(qū)技術(shù)作為老油田三次采油中一種有效的技術(shù)手段越來越受到重視[1-4]. 許多國家，如美國、委內(nèi)瑞拉、澳大利亞、中國等國都開展有不同類型油藏的CO2驅(qū)項目[5-9]，其中美國開展的最早、規(guī)模也是最大的. 目前，由于國內(nèi)無大型的CO2氣藏，只能從CO2捕集工廠或制備點采用罐車運送的方式運送到油田注氣儲備罐或注氣井口，所以成本會大大增加，因此CO2氣源問題一直是影響國內(nèi)CO2驅(qū)技術(shù)面積推廣的一道屏障. 此外，目前多數(shù)油田注CO2開發(fā)的產(chǎn)出氣體是直接排放掉的，只有少數(shù)油田開展了產(chǎn)出氣的回收分離與回注[10-13]. 事實上，產(chǎn)出氣中含有一定量的CO2，如果直接排掉，一方面會污染環(huán)境[10-12]，另一方面也會造成資源的浪費，若能夠?qū)崿F(xiàn)回收回注或直接回注驅(qū)油，不僅能保護環(huán)境，還能大大節(jié)約成本. 因此研究低滲油藏CO2驅(qū)產(chǎn)出氣回注的可行性就非常必要. 本研究從混相效果影響因素及回注氣對驅(qū)油效果影響的角度詳細考察了產(chǎn)出氣回注的可行性，為油田的CO2驅(qū)開發(fā)提供重要參考和技術(shù)支撐.

1 儲層特征

中原油田低滲透油藏儲量規(guī)模大，采收率具有較大的提高潛力. 研究儲層位于河南省濮陽市境內(nèi)東濮凹陷文留構(gòu)造東翼，儲層埋深為3200～4300 m，為典型的深層高溫高壓低滲透油藏. 儲集層孔隙度為18%，空氣滲透率為10×10-3μm2，原始地層壓力為55～68 MPa，壓力系數(shù)為1.73，地層溫度110～150 ℃，地溫梯度達4～5 ℃/100 m. 黏土礦物絕對含量為5%～15%，伊利石相對含量為25%～60%，綠泥石相對含量為28%～50%，高嶺石相對含量＜11%，伊蒙混層相對含量為6%～34%. 膠結(jié)物含量在18%以上，以鐵白云質(zhì)為主，其次為硬石膏，呈微細晶結(jié)構(gòu)，以線接觸-凹凸接觸為主，其次為點接觸，顆粒分選系數(shù)中等，存在少量的微裂縫發(fā)育.

2 實驗部分

2.1 最小混相壓力測定

本研究以中原油田某深層高壓低滲油藏地層流體為研究對象，分別對不同開發(fā)階段原油與CO2的混相特征以及注入不同組分產(chǎn)出氣下的原油混相特征進行了研究. 最小混相壓力測定實驗共包含兩部分，第一部分是不同開發(fā)階段原油脫氣之后其組分發(fā)生變化下的最小混相壓力測試. 為使實驗模擬更具相似性，在室內(nèi)分別配制不同組分的原油，開展細管實驗測定其最小混相壓力. 第二部分是產(chǎn)出氣在不同階段不同CO2摩爾百分數(shù)下與原油最小混相壓力測試. 為考察在產(chǎn)出氣中CO2摩爾百分數(shù)對回注效果的影響，分別配制不同比例的天然氣和CO2混合氣體開展最小混相壓力實驗. 詳細實驗步驟如下：

1）將配制好的地層流體轉(zhuǎn)入到中間容器中并恒溫恒壓，接通儀器流程，升溫至實際地層溫度，升壓至當前地層壓力，調(diào)整回壓為當前地層壓力的數(shù)值.

2）打開驅(qū)替泵，以0.05 mL/min的速度恒流量向長細管注入模擬地層流體（第一個實驗使用不同組分原油，第二個實驗使用同一組分原油），直至產(chǎn)出物的生產(chǎn)氣油比與實際配制流體氣油比完全相同為止，關閉長細管進出口閥門，恒溫恒壓老化12 h以上.

3）將回壓調(diào)至實驗設定的壓力值，打開長細管進出口閥門，打開驅(qū)替泵以0.05 mL/min的速度恒流量對長細管注入氣體（第一個實驗注入純CO2氣體，第二個實驗注入天然氣與CO2的混合氣體），分別記錄不同時間段的壓力、產(chǎn)出油氣量等數(shù)值，直至產(chǎn)出物中不含油為止，結(jié)束本組實驗.

4）清洗長細管顆粒并在高溫下干燥，調(diào)整回壓為下一個設定的數(shù)值，重復前3個步驟，直至測定完成所有預定回壓下的長細管測定，結(jié)束實驗.

2.2 長巖心驅(qū)替實驗

依據(jù)上述實驗原理，設定的實驗步驟為：

1）巖心經(jīng)過前處理后，將巖心烘干，測定孔隙度滲透率等基礎數(shù)據(jù).

2）按照布拉法則，計算調(diào)和滲透率，并確定巖心排列方式.

3）將巖心裝填入熱縮塑料筒內(nèi)，巖心之間夾三層濾紙，加熱巖心側(cè)面使塑料箍緊巖心，并保持整個長巖心排列整齊，而后將熱塑封裝好的長巖心裝填入鉛管中，最后裝入長巖心夾持器，接通儀器流程，加圍壓，測定裝置密封性.

4）將夾持器升溫至實驗溫度，飽和地層水，并計算有效孔隙體積.

5）打開注入泵，對充分飽和水的長巖心注入模擬油，直至不出水為止，老化12 h以上，計算含油飽和度.

6）將回壓調(diào)至原始地層壓力，打開注入泵對長巖心注入CO2氣體，分別記錄不同時刻產(chǎn)出的水量、油量和氣量，直至產(chǎn)出物無油為止，結(jié)束實驗.

3 實驗結(jié)果與分析

3.1 最小混相壓力測定結(jié)果

按照上述設定的實驗步驟分別測定同一類型實驗不同注入壓力下的原油采收率數(shù)值，將混相擬合線與非混相擬合線的交點的壓力數(shù)值作為該實驗項目下的最小混相壓力值.

3.1.1 不同原油組分對最小混相壓力的影響 為了更加清晰地顯示實驗效果，將初始地層流體與CO2的最小混相壓力（即初始混相壓力）作為基準，以此計算不同原油組分與CO2最小混相壓力數(shù)值的變化情況，實驗結(jié)果如圖1所示. 由圖1可知，不同原油組分對最小混相壓力的影響情況整體可以分為兩種. 一種是當原油中C1、C16+和N2中的某組分摩爾百分數(shù)較高時，會使最小混相壓力升高. 當原油中增加10 mol%的N2組分時，原油與CO2的最小混相壓力在初始混相壓力的基礎上提高了26.15%. 在原油中C1摩爾百分數(shù)增加10 mol%的情況下，原油與CO2的最小混相壓力提高了14.32%. 另一種是當原油中C2～C15中的某組分摩爾百分數(shù)較高時，會使最小混相壓力降低. 當原油中C2摩爾百分數(shù)增加10 mol%時，原油與CO2的最小混相壓力降低了4.82%，當原油中C6的摩爾百分數(shù)增加10 mol%時，原油與CO2的最小混相壓力的降低幅度達到了15.85%，降幅非常明顯. 以上結(jié)果說明原油中C1、C16+和N2組分摩爾百分數(shù)越高，越不利于實現(xiàn)CO2混相驅(qū)，C2～C15組分摩爾百分數(shù)越多，對CO2混相驅(qū)開采越有利，其中C2～C15中不同組分對原油與CO2最小混相壓力的影響程度不同. 但是也有研究認為C11+摩爾百分數(shù)越多，最小混相壓力越高[14]，實際上這個認識是不準確的，我們在查閱更多前人研究成果的基礎上，進一步認識到C16+的摩爾百分數(shù)越高，越不利于混相，而C11～C15的摩爾百分數(shù)越高，是越有利于混相的. 本研究首次明確了C11～C15摩爾百分數(shù)對混相效果的影響.

圖1 不同原油組分對最小混相壓力的影響Fig.1 The influence of different crude oil components on the minimum miscible pressure

3.1.2 不同注入氣組成對最小混相壓力的影響 按照實驗設計的要求，分別配制成不同組分摩爾百分數(shù)的混合注入氣體，然后測定其與原油的最小混相壓力數(shù)值，測定結(jié)果如圖2所示. 選取純CO2氣體與地層流體最小混相壓力數(shù)值（即初始混相壓力）作為基準. 由圖2可知，隨著注入氣中C1摩爾百分數(shù)的增加，其與原油的最小混相壓力也隨之增加. 當注入氣中C1摩爾百分數(shù)為10 mol%時，其與原油的最小混相壓力僅增加了14.64%，但當注入氣中C1摩爾百分數(shù)增加到60 mol%時，其與原油的最小混相壓力增加了一倍以上，可見C1的摩爾百分數(shù)越高越不利于實現(xiàn)混相.

從圖2 還可看出，當注入氣中含有10 mol%C1或10 mol%N2時，其與原油的最小混相壓力分別增加了14.64%和27.85%，當注入氣中含有10 mol%C2或10 mol%C3時，其與原油的最小混相壓力分別降低了1.21%和7.65%. 以上結(jié)果表面，注入氣中C1或N2摩爾百分數(shù)越高，越不利于實現(xiàn)混相，所以對于注入氣體一般要做好除N2工作；而注入氣中C2或C3摩爾百分數(shù)越高，越有利于實現(xiàn)混相，所以對注入氣進行富化處理以降低其與原油的混相壓力，對于氣驅(qū)開發(fā)是有利的.

圖2 不同注入氣組分對最小混相壓力的影響Fig.2 Influence of different injection gas components on minimum miscible pressure

3.2 長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果

3.2.1 產(chǎn)出氣組分檢測結(jié)果 在注CO2驅(qū)油的實際礦場生產(chǎn)過程中，產(chǎn)出氣回注是一種常見的生產(chǎn)手段，可以大量節(jié)省成本. 但是在注CO2氣開發(fā)過程中，生產(chǎn)早期的產(chǎn)出氣中最主要的成分是甲烷，此時的產(chǎn)出氣如果直接回注，不利于實現(xiàn)混相，一般要到中后期產(chǎn)出氣中CO2的摩爾百分數(shù)升高到一定程度時，才可以考慮實現(xiàn)產(chǎn)出氣回注. 為此需要對產(chǎn)出氣進行定期取樣檢測.

從2017年11月27日至2018 年1 月22日，通過對中原油田目標儲層的現(xiàn)場產(chǎn)出氣進行連續(xù)取樣，并對現(xiàn)場產(chǎn)出氣的組分進行了跟蹤檢測. 檢測結(jié)果顯示，隨著CO2驅(qū)油藏時間的增加，現(xiàn)場產(chǎn)出氣中CO2摩爾百分數(shù)也在不斷增加，而甲烷的摩爾百分數(shù)在逐漸降低，同時產(chǎn)出氣中C2～C6及其以上烴組分的相對摩爾百分數(shù)較為穩(wěn)定. 不同階段的現(xiàn)場產(chǎn)出氣中CO2的摩爾百分數(shù)與C2～C6組分的相對摩爾百分數(shù)之間存在一定關系，隨著產(chǎn)出氣中CO2摩爾百分數(shù)的增加，C2～C6組分的相對摩爾百分數(shù)有逐漸增加的趨勢，而C1的摩爾百分數(shù)卻有減少的趨勢，這主要是由于CO2蒸發(fā)中間烴和重烴[15]，使產(chǎn)出氣組分中C2+的摩爾百分數(shù)增加導致的.3.2.2 回注氣驅(qū)油實驗結(jié)果 為了驗證產(chǎn)出氣回注的驅(qū)油效果，采用2 m長的天然巖心并按照現(xiàn)場的原油組分配制模擬油，分別研究了注入不同摩爾百分數(shù)CO2混合氣體對驅(qū)油效率的影響，實驗結(jié)果如圖3 所示.由圖3可知，不同摩爾百分數(shù)CO2的回注氣的驅(qū)油效率介于純CO2混相驅(qū)和純天然氣驅(qū)之間，且與CO2摩爾百分數(shù)成正相關性. 注入氣體中CO2摩爾百分數(shù)越高，驅(qū)油效率就越高. 當注入氣體中CO2摩爾百分數(shù)為19.86 mol%時，驅(qū)油效率為79.86%. 當注入氣中CO2摩爾百分數(shù)為82.53 mol%時，驅(qū)油效率高達90.1%，僅比純CO2混相驅(qū)的驅(qū)油效率低1.43%. 此后，隨著CO2摩爾百分數(shù)的進一步增加，驅(qū)油效率的增幅非常有限，說明注入氣中CO2的摩爾百分數(shù)為82.53 mol%時，已經(jīng)完全達到了CO2混相驅(qū)的效果. 而純天然氣驅(qū)的最終驅(qū)油效率為75.28%，遠低于CO2混相驅(qū)的驅(qū)油效果，說明純天然氣驅(qū)在此實驗壓力下為非混相驅(qū). 以上結(jié)果表明，油井產(chǎn)出氣中CO2的摩爾百分數(shù)越高，回注時驅(qū)油效率也越高.

圖3 不同摩爾百分數(shù)CO2的回注氣的驅(qū)油效率Fig.3 Oil-displacement efficiency of reinjection gas with different CO2 molar percent

通常情況下，產(chǎn)出氣中CO2摩爾百分數(shù)高，其中間烴和重烴的組分也越高，回注更易實現(xiàn)混相. 已有研究表明，CO2對地層的原油中的中間烴和重烴組分具有強烈的蒸發(fā)作用，在地層中CO2與原油形成混相后，混相帶流動過程中，更多的CO2溶解在混相帶中，當混相帶到達產(chǎn)出井被采出后，會出現(xiàn)壓力驟降，這會導致混相帶中溶解的CO2大量析出，而CO2與原油是互溶的，兩者互為溶劑互為溶質(zhì)，在較低的壓力下，無法實現(xiàn)混相，當一相減少時另一項就會快速析出，CO2在析出過程會伴隨有大量的中間烴和重烴組分的蒸發(fā)[16-17]，所形成的伴生氣極易與地層原油形成混相. 所以，當產(chǎn)出氣中CO2摩爾百分數(shù)達到80 mol%以上時，實施產(chǎn)出氣直接回注是完全可行的，這為低滲油藏CO2驅(qū)中后期產(chǎn)出氣的處理提供了一條新的、可行的解決方法.

3.3 產(chǎn)出氣回注注入能力分析

圖4為產(chǎn)出氣回注的注入能力評價結(jié)果，可以看出，隨著注入氣中CO2摩爾百分數(shù)的增加，注入指數(shù)越來越低，注入越來越困難. 注入氣CO2摩爾百分數(shù)為19.86 mol%和99.90 mol%時，注入氣的初期平均注入指數(shù)分別為0.305 和0.245 mL/（min·MPa），后期平均注入指數(shù)分別為0.265 和0.221 mL/（min·MPa）. 同一CO2摩爾百分數(shù)下的注入氣的注入指數(shù)先是隨著注氣量的增加而降低，當注入氣量達到0.45 PV后，注入指數(shù)逐漸趨于穩(wěn)定，亦即中后期注入指數(shù)相對比較穩(wěn)定，說明只要初期能夠?qū)崿F(xiàn)有效注入，產(chǎn)出氣回注就可以實現(xiàn).

圖4 產(chǎn)出氣回注注氣能力評價Fig.4 Evaluation of reinjection capacity of produced gas

注氣能力出現(xiàn)先降低而后趨于穩(wěn)定的現(xiàn)象，與研究區(qū)塊儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)密切有關. 前期注入指數(shù)降低是由于發(fā)生了溶蝕作用，溶蝕導致巖石無機顆粒和黏土顆粒物脫落以及新物質(zhì)的生成，但是由于低滲儲層的孔喉細小，脫落物和新生成物無法及時排出，所以注氣能力降低. 隨著時間的延長，脫落物越積越多，注氣能力一直在降低，直至脫落物對注氣能力的影響達到最大，即注入指數(shù)降至最低后，注氣能力開始趨于穩(wěn)定. 不同CO2摩爾百分數(shù)對注入氣注氣能力的影響，與溶蝕作用發(fā)生的是否充分相關[18]，因為溶蝕作用會產(chǎn)生脫落物，脫落物中的無機顆粒和新生成的物質(zhì)會堵塞孔道，從而導致注入指數(shù)降低. 所以說，注入氣中CO2摩爾百分數(shù)越高，溶蝕作用越充分，產(chǎn)生的脫落物也越多，導致孔道堵塞越嚴重，因此注入氣的注入指數(shù)會隨CO2摩爾百分數(shù)的增加而降低. 但從總體上來說，在CO2摩爾百分數(shù)相對穩(wěn)定的情況下，氣體的注入指數(shù)在前后期的變化并不太大，氣體注入量相對穩(wěn)定. 因此，從注氣能力變化程度上來說，產(chǎn)出氣回注是完全可行的.

綜合以上分析，結(jié)合現(xiàn)場跟蹤檢測的產(chǎn)出氣組分結(jié)果可知，2018年1月20日檢測的現(xiàn)場產(chǎn)出氣中CO2摩爾百分數(shù)已經(jīng)超過80 mol%，說明在該研究區(qū)開展產(chǎn)出氣回注已經(jīng)完全可行，并可達到CO2混相驅(qū)的效果.這樣既節(jié)約了油氣田開發(fā)成本，又達到了產(chǎn)出氣中溫室氣體高效埋存的目的，提高了溫室氣體的地質(zhì)埋存率，可以在實現(xiàn)應用-埋存一體化的同時保護環(huán)境.

4 結(jié)論

1）原油組分中C1、N2摩爾百分數(shù)增加，會引起原油與CO2的最小混相壓力升高. 當原油組分中C1、N2摩爾百分數(shù)增加10 mol%時，原油與CO2的最小混相壓力上升的幅度分別為14.32%和26.15%. 原油組分中C2～C15摩爾百分數(shù)升高會降低原油與CO2的最小混相壓力，其中C6的影響最大，當C6的摩爾百分數(shù)增加10 mol%時，原油與CO2的最小混相壓力降低了15.85%. 本研究首次明確了C11～C15摩爾百分數(shù)對混相效果的影響，即C11～C15的摩爾百分數(shù)越高，是越有利于混相的.

2）注入氣中C1、N2摩爾百分數(shù)越高越不利于實現(xiàn)與原油的混相，當注入氣中C1摩爾百分數(shù)達到60 mol%時，其與原油的最小混相壓力升高一倍以上. 注入氣中C2、C3的摩爾百分數(shù)越高越有利于實現(xiàn)與原油的混相.

3）注入氣中CO2摩爾百分數(shù)越高其對應的驅(qū)油效率也越高，當注入氣中CO2摩爾百分數(shù)達到80 mol%以上時，可達到混相條件下的驅(qū)油效率，并可實現(xiàn)氣體的有效注入.

4）現(xiàn)場檢測的產(chǎn)出氣中CO2摩爾百分數(shù)已經(jīng)超過80 mol%，可實現(xiàn)有效注入，因此目前情況下實施產(chǎn)出氣回注驅(qū)油是完全可行的.