張 蕊，李新強，李馨語，牛 萌，李 榮

（1.延安大學(xué)石油工程與環(huán)境工程學(xué)院，陜西延安 716000；2.中國石油長慶油田分公司工程技術(shù)管理部，陜西西安 710000；3.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西延安 716000）

低滲透油藏注CO2提高采收率技術(shù)經(jīng)過多年的研究和發(fā)展已經(jīng)得到了廣泛的應(yīng)用。CO2的注入方式可以分為CO2連續(xù)注入、碳化水注入、CO2吞吐注入和水氣交替注入等［1-4］，其中在CO2連續(xù)注入過程中，由于CO2黏度小、流度低，容易形成嚴(yán)重的黏性指進(jìn)，導(dǎo)致CO2快速竄流，驅(qū)油效率降低。碳化水注入方式則是將飽和CO2的地層水作為驅(qū)替介質(zhì)注入儲層，CO2能夠快速擴(kuò)散進(jìn)入原油，降低原油黏度，有效改善油氣流度比，延緩CO2突破時間。CO2吞吐主要應(yīng)用于致密油藏和小斷塊油藏的單井快速提高采收率技術(shù)，但其存在受效面積小和采油速度低等缺點。水氣交替注入過程中，雖然會產(chǎn)生金屬碳酸鹽沉淀，造成管道腐蝕和賈敏效應(yīng)等問題，但卻能夠有效提高CO2體積波及系數(shù)，改善油氣流度比，增加或維持儲層壓力，提高采收率幅度超過10%［5-6］。礦場實踐證實，實際油藏并非是單一的單層均質(zhì)儲層，而是由許多物性不一的小層組成，小層之間或上下連通或由隔夾層分開［7］。由于各小層孔隙結(jié)構(gòu)和滲透率的差異使得CO2在各小層所受阻力不同，進(jìn)而導(dǎo)致CO2在非均質(zhì)多層儲層中的驅(qū)油特征與在單層儲層中的驅(qū)油特征存在差異［8-9］。目前，學(xué)者們多采用單層長巖心驅(qū)油實驗結(jié)果來評價非均質(zhì)儲層的驅(qū)替效果［10-11］，這勢必與實際油藏開發(fā)相脫節(jié)，導(dǎo)致結(jié)論的錯誤。因此，筆者以鄂爾多斯盆地吳起油田長7 儲層為例，通過三管并聯(lián)平行長巖心驅(qū)替實驗，模擬低滲透非均質(zhì)多層儲層連續(xù)CO2驅(qū)和水氣交替驅(qū)過程，評價非混相和混相壓力下連續(xù)CO2驅(qū)和水氣交替驅(qū)后非均質(zhì)高、中、低滲透層的驅(qū)油效率，明確瀝青質(zhì)沉淀對非均質(zhì)多層儲層的傷害特征，以期為鄂爾多斯盆地低滲透非均質(zhì)油藏的高效開發(fā)提供參考和依據(jù)。

1 實驗器材與方法

1.1 實驗器材

實驗采用三管并聯(lián)平行長巖心驅(qū)替裝置（圖1），其中核心模塊為國產(chǎn)DLX-2 型多功能長巖心驅(qū)替系統(tǒng)，該系統(tǒng)包括恒溫箱（最高溫度為150 ℃，精度為±0.1 ℃）和長度為150 cm 長巖心夾持器。此外，所需儀器還包括ISCO 高壓恒速驅(qū)替泵（精度為0.000 1 mL/min，最大壓力為150 MPa）、回壓閥（調(diào)壓精度為0.1 MPa）、三相分離器（體積為50 mL，精度為0.01 mL）、氣量計（精度為0.01 mL）和中間容器等。

圖1 三管并聯(lián)平行長巖心驅(qū)替裝置Fig. 1 Displacement device of three pipes of long core in parallel connection

實驗巖心取自吳起油田長7儲層巖心。在測定所有短巖心孔隙度和滲透率的基礎(chǔ)上，從中分別挑選出3 種不同滲透率級別的巖心，同一種滲透率級別的巖心各8 塊，且每塊巖心滲透率相差不超過20%，以降低長巖心內(nèi)部非均質(zhì)性對驅(qū)替結(jié)果的影響。采用調(diào)和平均的方法，將同一滲透率級別的巖心依次放入長巖心夾持器中，并在每塊巖心端面處放置一張與巖心端面大小一致的濾紙，以消除毛細(xì)管末端效應(yīng)的影響。拼接后的三管并聯(lián)平行長巖心基本物性參數(shù)如表1所示。

表1 拼接后三管并聯(lián)平行長巖心基本物性參數(shù)Table1 Basic physical parameters of three pipes of long core after splicing

實驗用原油為長7 儲層地面脫氣原油樣品，地面原油密度為0.842 4 g/cm3，瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.17%。利用脫氣原油樣品，按照GB/T 26981—2011［12］進(jìn)行地層流體復(fù)配。復(fù)配后油樣地層原油密度為0.743 8 g/cm3，地層原油黏度為4.52 mPa·s，地層原油體積系數(shù)為1.181 6 m3/m3，泡點壓力為8.45 MPa。

實驗用氣為純度為99.98%的CO2氣體。通過對復(fù)配后地層原油與CO2氣體進(jìn)行細(xì)管實驗可知，在目標(biāo)儲層溫度（87 ℃）下，地層原油與CO2的最小混相壓力為21.7 MPa。

實驗用注入水為按照目標(biāo)儲層地層水配制的等礦化度模擬水，其中鈉離子、鉀離子、氯離子、碳酸氫根離子的質(zhì)量濃度分別為1 137.7，2 218.3，2 031.4 和1 623.8 mg/L，水型為KCl 型，總礦化度為31 160 mg/L，pH值約為7.1。

1.2 實驗步驟

實驗步驟主要包括：①將3 種不同滲透率級別的巖心在充分飽和模擬水后，分別按照調(diào)和平均的方法依次放入長巖心夾持器中，向長巖心中注入模擬水，當(dāng)注水速率與產(chǎn)水速率基本一致時，飽和水過程完成。②以0.05 mL/min 的速度分別向三管長巖心中注入復(fù)配地層原油，緩慢驅(qū)替巖心中飽和水，當(dāng)產(chǎn)出液中含水率為0 時，繼續(xù)驅(qū)替3 PV 后關(guān)閉出口閥門，升壓至地層壓力（31.5 MPa），將三管長巖心放置于烘箱中老化3 d。③在非混相壓力（15 MPa）下，采用合注分采的方式，以0.1 mL/min 的速度向三管長巖心中注入CO2氣體，當(dāng)CO2在任意一管長巖心出口端突破時，轉(zhuǎn)水氣交替注入。其中注水/氣速度為0.1 mL/min，水/氣段塞為0.05 PV，交替注入5個周期。驅(qū)替過程中計量產(chǎn)出油、氣和水量，并對產(chǎn)出油進(jìn)行組分分析。④驅(qū)替結(jié)束后，先用石油醚和乙醇清洗所有巖心，烘干后測定每塊巖心的孔隙度和滲透率；再用甲苯清洗巖心，烘干后再次測定每塊巖心的孔隙度和滲透率。⑤將清洗烘干后的巖心裝入長巖心夾持器，重復(fù)步驟①—④，在混相壓力（25 MPa）下進(jìn)行CO2驅(qū)替實驗。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 驅(qū)替壓差變化規(guī)律

由驅(qū)替壓差隨注入量的變化（圖2）可以看出，無論在非混相還是混相條件下，在CO2連續(xù)驅(qū)替過程中驅(qū)替壓差均呈現(xiàn)先增加后降低的趨勢，但混相壓力下的驅(qū)替壓差低于非混相。這主要是因為，在CO2注入初期，非潤濕相驅(qū)替潤濕相會產(chǎn)生明顯的滲流阻力，造成驅(qū)替壓差快速上升，而當(dāng)CO2與原油接觸并逐漸溶于原油時，隨著原油黏度和油氣界面張力的降低，驅(qū)替壓差也不斷降低。當(dāng)水氣交替注入時，水段塞注入會引起驅(qū)替壓差快速上升，而氣段塞注入時驅(qū)替壓差又會快速下降，這說明在水氣交替注入過程中，油、氣、水三相之間能夠形成與單純水驅(qū)或氣驅(qū)不同的驅(qū)替力，從而破壞原有的水（氣）流通道，形成新的驅(qū)油通道，擴(kuò)大波及面積。此外，隨著水氣交替注入次數(shù)的增加，驅(qū)替壓差總體呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢，這是因為：①水氣段塞間的來回切換擴(kuò)大了波及面積，使原來氣/水未波及的中、低滲透層得到動用，產(chǎn)生了新的滲流阻力，造成驅(qū)替壓差的上升。②原油中的瀝青質(zhì)沉淀堵塞部分通道，使驅(qū)替壓差上升，混相壓力下驅(qū)替壓差上升趨勢整體大于非混相壓力，在混相壓力下原油內(nèi)部平衡性更容易被破壞，導(dǎo)致瀝青質(zhì)更易沉淀。

圖2 非混相驅(qū)和混相驅(qū)過程中驅(qū)替壓差隨注入量的變化Fig. 2 Variation of displacement pressure differences with injection volumes during immiscible and miscible flooding

2.2 縱向非均質(zhì)性對CO2驅(qū)油效率的影響

2.2.1 各層采收率對比

對比非混相和混相壓力下CO2驅(qū)高、中、低滲透層采收率（圖3）可知：非混相壓力下，CO2注入量為0.3 PV 時，高滲透層氣油比快速上升，說明CO2首先在高滲透層突破，突破時高透滲層采收率為49.5%，中滲透層采收率僅為3.8%，而低滲透層未被動用，采收率為0。而混相壓力下，CO2注入量為0.2 PV時，高滲透層氣油比快速上升，說明CO2也首先在高滲透層突破，這與非混相驅(qū)相似，高滲透層采收率最高，達(dá)到53.4%，而中、低滲透層動用程度低下，其采收率分別為1.4%和0。結(jié)果表明，在CO2連續(xù)注入過程中，CO2在混相壓力下的突破時間早于非混相壓力，這一結(jié)論與單層儲層CO2驅(qū)結(jié)果相反。同時，混相壓力下高滲透層的采收率大于非混相壓力下的值，而中、低滲透層的采收率之和卻小于非混相壓力下的值。這主要是因為，在非混相壓力下，CO2與原油之間存在明顯的界面張力，驅(qū)替過程中隨著驅(qū)替壓差的增大，CO2才能克服毛管壓力進(jìn)入孔隙驅(qū)替原油。而當(dāng)驅(qū)替壓差只達(dá)到某一孔徑孔隙的毛管壓力時，CO2只能進(jìn)入該類孔徑的孔隙中，也就是說此壓差下的CO2不但可以進(jìn)入高透滲層也能進(jìn)入中滲透層，而低滲透層因為孔徑太小，毛管壓力太大，在同等壓差下CO2很難進(jìn)入。而在混相壓力下，由于油氣界面張力為0，原油滲流阻力大幅降低，注入的CO2幾乎全部進(jìn)入高滲透層，并在高驅(qū)替壓差下沿著高滲透層快速指進(jìn)，導(dǎo)致CO2過早突破，使中、低滲透層開發(fā)效果很差。

圖3 非混相驅(qū)和混相驅(qū)各層采收率和高滲透層氣油比Fig. 3 Recovery factor and gas-oil ratio of each layer after immiscible and miscible flooding

當(dāng)CO2突破轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)后，非混相驅(qū)和混相驅(qū)后高滲透層采收率均增幅較大，中、低滲透層采收率也有增加但幅度較小?；煜鄩毫ο轮?、低滲透層的采收率增幅明顯大于非混相壓力時，當(dāng)水氣交替注入5個周期后，混相壓力下中、低滲透層采收率分別為24.3%和8.2%，而非混相壓力下中、低滲透層采收率僅分別為10.8%和2.7%。這說明當(dāng)CO2連續(xù)注入在出口端突破時，采用水氣交替注入方式能夠有效擴(kuò)大波及面積，提高已波及區(qū)域的驅(qū)油效率，有效改善中、低滲透層的動用效果。

2.2.2 各層采收率對總采收率貢獻(xiàn)率對比

通過對比非混相驅(qū)和混相驅(qū)各層采收率對總采收率的貢獻(xiàn)率隨注入量的變化（圖4）可知，非混相壓力下CO2驅(qū)過程中，高滲透層對總采收率的貢獻(xiàn)率大于91.7%，中滲透層貢獻(xiàn)率為5.6%，低滲透層為0。而混相驅(qū)，高滲透層對總采收率的貢獻(xiàn)率大于95.8%，中滲透層貢獻(xiàn)率僅為2.1%，低滲透層為0。結(jié)果說明，如果采用連續(xù)CO2驅(qū)方式開采非均質(zhì)多層儲層，不管是在非混相或混相壓力下，CO2均會在高滲透層中快速突破，若繼續(xù)注入CO2，CO2將在高透滲層中形成無效循環(huán)，無法對中、低滲透層產(chǎn)生有效動用。當(dāng)CO2突破后轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)時，高滲透層對總采收率的貢獻(xiàn)率開始下降，中、低滲透層貢獻(xiàn)率逐漸增加，特別是在混相壓力下各層貢獻(xiàn)率變化幅度更加明顯，當(dāng)水氣交替5個周期后，高滲透層貢獻(xiàn)率降至78.2%，中、低滲透層貢獻(xiàn)率分別增至18.4%和5.3%。說明水氣交替驅(qū)能夠明顯提高中、低滲透層動用程度，但中、低滲透層仍然是后期挖潛的主要方向?？梢赃m當(dāng)調(diào)整水/氣段塞尺寸、注入周期或注入速度，不斷打破單一注入模式下形成的滲流場，形成新的驅(qū)油通道，進(jìn)而提高中、低滲透層采收率。

圖4 非混相驅(qū)和混相驅(qū)各層采收率對總采收率的貢獻(xiàn)率Fig. 4 Contribution rate of recovery factor of each layer to total recovery factor after immiscible and miscible flooding

2.2.3 非混相驅(qū)和混相驅(qū)總采收率對比

由圖5 可以看出，在CO2連續(xù)注入過程中，混相壓力下的非均質(zhì)多層總采收率與非混相壓力下的總采收率相差很小，僅為0.6%，這與現(xiàn)有CO2驅(qū)的“混相壓力下的非均質(zhì)多層總采收率遠(yuǎn)大于非混相壓力下的總采收率”結(jié)論相矛盾。這是因為，儲層的縱向非均質(zhì)性加劇了混相驅(qū)過程中CO2在高滲透層的指進(jìn)現(xiàn)象，使CO2過早在高滲透層突破，導(dǎo)致總采收率偏低。綜上可以看出，多管長巖心并聯(lián)驅(qū)替結(jié)果與單管長巖心驅(qū)替結(jié)果存在很大差別，與實際儲層相比，單管長巖心CO2驅(qū)替結(jié)果具有很大的局限性。實際油藏CO2驅(qū)替過程中，儲層縱向非均質(zhì)性是影響CO2驅(qū)開發(fā)效果的重要因素。

圖5 非混相驅(qū)和混相驅(qū)非均質(zhì)多層總采收率對比Fig. 5 Comparison between total recovery factors of heterogeneous multi-layer reservoirs after immiscible and miscible flooding

2.3 CO2驅(qū)轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)非均質(zhì)多層儲層傷害特征

非均質(zhì)多層儲層在開展CO2驅(qū)轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)時，高滲透層是CO2的主要滲流通道，高滲透層中原油與CO2能夠大量接觸，產(chǎn)生瀝青質(zhì)沉淀［13-14］。而CO2在中、低滲透層中波及范圍很小，與原油接觸量很少，且中、低滲透層巖心孔隙度和滲透率基本沒有變化。因此，在研究瀝青質(zhì)沉淀對儲層產(chǎn)生的傷害時主要是針對高滲透層展開。

2.3.1 滲透率的變化

由于長巖心是由若干塊短巖心柱拼接而成，每塊巖心滲透率各不相同，且每塊巖心在驅(qū)替過程中受到的驅(qū)替壓差也存在差異，因此，采用直接對比每塊短巖心驅(qū)替前后滲透率的變化來評價整個長巖心滲透率變化這種方法具有很大局限性。為了準(zhǔn)確評價瀝青質(zhì)沉淀對長巖心滲透率產(chǎn)生的傷害及位置，筆者引入長巖心復(fù)合滲透率下降率［11］這一指標(biāo)。復(fù)合滲透率下降率是指長巖心中某一塊短巖心滲透率下降而引起整個長巖心滲透率下降的比率，其計算式為：

非混相驅(qū)和混相驅(qū)后高滲透層長巖心復(fù)合滲透率的變化結(jié)果（圖6）表明：非混相驅(qū)時，長巖心中前4 塊短巖心的滲透率降低程度較大，且降幅逐漸增大；混相驅(qū)時，長巖心中靠近出口端的3塊短巖心滲透率降低程度較大，其中因6#短巖心滲透率降低而導(dǎo)致長巖心復(fù)合滲透率下降率為13.4%。說明混相壓力下瀝青質(zhì)主要大量沉淀在長巖心后部，靠近出口端附近，而非混相壓力下瀝青質(zhì)主要沉淀在長巖心前中部，靠近注入端附近，且混相壓力下長巖心復(fù)合滲透率下降率遠(yuǎn)大于非混相壓力。這主要是因為：在非混相壓力下，CO2帶很短，油氣過渡帶卻很長，在過渡帶中CO2和原油含量能夠同時達(dá)到最大，因而瀝青質(zhì)沉淀在長巖心前中部（圖7a）；在混相壓力下，注入端到出口端之間形成了CO2帶、油氣過渡帶、混相帶和原油帶4個區(qū)域（圖7b），而只有在混相帶中CO2和原油含量同時達(dá)到最大，為瀝青質(zhì)大量沉淀提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。此外，原油中的瀝青質(zhì)以顆粒形式大量析出后，會導(dǎo)致剩余原油中瀝青質(zhì)含量降低［15-16］，而析出的瀝青質(zhì)會被巖心中復(fù)雜的孔喉逐級吸附，導(dǎo)致后續(xù)巖心中的瀝青質(zhì)沉淀量的降低。

圖6 非混相驅(qū)和混相驅(qū)高滲透層長巖心復(fù)合滲透率下降率對比Fig. 6 Change in composite permeability of long core in high permeability layers after immiscible and miscible flooding

圖7 非混相驅(qū)和混相驅(qū)油氣區(qū)域分布Fig. 7 Regional distribution of oil and gas after immiscible and miscible flooding

2.3.2 孔隙度的變化

分析非混相驅(qū)和混相驅(qū)后高滲透層各短巖心孔隙度下降率（圖8）可知，非混相驅(qū)時，除8#巖心外，由瀝青質(zhì)沉淀引起的每塊短巖心孔隙度下降率基本相近，主要為2.1%～3.1%。這主要是因為，非混相驅(qū)過程中，CO2帶很短，但油氣過渡帶很長，過渡帶中CO2與原油含量較為平均，導(dǎo)致每塊短巖心孔隙度下降率基本相近。而混相驅(qū)時，瀝青質(zhì)沉淀引起短巖心孔隙度下降率大于非混相驅(qū)，且越靠近出口端附近的短巖心孔隙度下降率越大。其中1#和8#短巖心的孔隙度下降率分別為6.5%和13.5%，這主要是巖心端面效應(yīng)與瀝青質(zhì)沉淀相似，傷害部位主要在儲層的中后部，靠近出口端附近。而非混相驅(qū)時，滲透率和孔隙度的變化規(guī)律并不具有相似性，這主要與瀝青質(zhì)在孔隙中沉淀的微觀位置有關(guān)，也就是說如果瀝青質(zhì)顆粒沉淀在微小喉道處則會對滲透率產(chǎn)生明顯影響，但不會對孔隙度產(chǎn)生較大影響。但總體來說非混相驅(qū)時瀝青質(zhì)沉淀產(chǎn)生的傷害小于混相驅(qū)。

圖8 非混相驅(qū)和混相驅(qū)高滲透層各短巖心孔隙度下降率Fig. 8 Porosity reduction rate of short core in high permeability layer after immiscible and miscible flooding

3 結(jié)論

采用連續(xù)CO2驅(qū)方式開采非均質(zhì)多層儲層時，不管是在非混相或混相壓力下，CO2均會在高滲透層中快速突破，中、低滲透層采收率小于5%，而高滲透層對總采收率的貢獻(xiàn)率大于91.7%。由于儲層縱向非均質(zhì)性的影響，導(dǎo)致混相驅(qū)下CO2的突破時間早于非混相壓力。

CO2突破后轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)能夠使油、氣、水三相間形成與單純水驅(qū)或氣驅(qū)不同的驅(qū)替力，破壞原有水（或氣）流通道，形成新的驅(qū)油通道，擴(kuò)大波及面積，提高中、低滲透層動用程度，但中、低滲透層仍然是后期挖潛的主要方向。

非均質(zhì)多層儲層混相驅(qū)后，瀝青質(zhì)沉淀對儲層的傷害主要在高滲透層的后部，靠近注入端附近；而非混相驅(qū)后，瀝青質(zhì)沉淀對儲層的傷害主要在高滲透層的前中部，靠近出口端附近，但傷害程度低于混相壓力。

符號解釋

i——巖心序號；

Kc——驅(qū)替前長巖心復(fù)合滲透率，mD；

Ki——長巖心中第i塊巖心的滲透率，mD；

Kic——長巖心中第i塊巖心驅(qū)替后的滲透率，mD；

L——長巖心的長度，cm；

Li——長巖心中第i塊巖心的長度，cm；

n——長巖心所需短巖心總數(shù)，個；

R——復(fù)合滲透率下降率，%。