吳俊峰，劉寶忠，劉道杰，王長(zhǎng)權(quán)，李迎輝，劉國(guó)華

(1.中國(guó)石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004；2.長(zhǎng)江大學(xué)，湖北 武漢 430100；3.中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

目前，低滲致密油氣資源量占新增探明儲(chǔ)量的70%以上，已成為中國(guó)增儲(chǔ)上產(chǎn)的資源基礎(chǔ)[1-4]。新發(fā)現(xiàn)的低滲油氣資源地質(zhì)特征主要表現(xiàn)為儲(chǔ)層更加致密、孔隙與喉道更加細(xì)小、非均質(zhì)性更嚴(yán)重等，開發(fā)過程中表現(xiàn)為啟動(dòng)壓力梯度高、生產(chǎn)壓差大、注水補(bǔ)充能量難度大、單井產(chǎn)量低，即“注不進(jìn)”、“采不出”，油藏動(dòng)用程度及采出程度普遍偏低，開發(fā)效益差[5-10]。CO2是良好的驅(qū)油劑，在油藏中注入CO2并實(shí)現(xiàn)混相是目前最具潛力的提高原油采收率的方式之一，而驅(qū)替過程能否形成混相是影響驅(qū)油效率的關(guān)鍵因素，隨著混相程度的增大驅(qū)油效率逐漸增加，形成混相驅(qū)后驅(qū)油效率增幅變緩[11-16]。CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術(shù)是利用壓裂高壓泵車將CO2及輔助劑(縮膨劑、不返排酸、增溶劑、降凝劑等)快速注入地層，改善井底附近經(jīng)長(zhǎng)期開采后形成的低壓狀態(tài)，悶井一定時(shí)間后再開井生產(chǎn)。但該技術(shù)在低滲致密油藏中提高采收率的增油機(jī)理及滲流規(guī)律有待深入研究。因此，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，在混相條件下開展CO2與原油的相互作用機(jī)理實(shí)驗(yàn)和CO2混相壓裂液體系吞吐實(shí)驗(yàn)，明確CO2混相壓裂吞吐提高采收率機(jī)理。在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步通過礦場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證其有效性，為該項(xiàng)技術(shù)在礦場(chǎng)推廣應(yīng)用提供技術(shù)支持。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 CO2與原油最小混相壓力的確定

CO2具有界面張力極低、黏度極低、流動(dòng)性極強(qiáng)、擴(kuò)散性極強(qiáng)的特性，較容易與原油實(shí)現(xiàn)混相。在開展CO2混相壓裂吞吐前，必須明確CO2與原油的最小混相壓力[17-18]。依據(jù)SY/T 6573—2016《最低混相壓力實(shí)驗(yàn)測(cè)定方法——細(xì)管法》，開展最小混相壓力測(cè)試，流程圖見圖1。其中，細(xì)管模型直徑為4 mm、長(zhǎng)度為20 m、孔隙體積為111.13 cm3。實(shí)驗(yàn)原油取自南堡凹陷高5斷塊Es33V油組，原油組成見表1。實(shí)驗(yàn)溫度為儲(chǔ)層溫度(113.8 ℃)。

圖1 CO2最小混相壓力測(cè)試流程Fig.1 The flow chart of CO2-crude oil minimum miscible pressure test

表1 高5斷塊V油組原油組成Table 1 The crude oil composition of V Oil Formation, Fault Block Gao 5

最小混相壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。由圖2可知，實(shí)驗(yàn)原油注CO2的最小混相壓力為27.76 MPa，小于目前地層壓力(33.00 MPa)及原始地層壓力(48.71 MPa)，該結(jié)果說明CO2可與該原油實(shí)現(xiàn)混相。

圖2 CO2最小混相壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.2 The test results of minimum miscible pressure of CO2 and crude oil

1.2 CO2混相增油機(jī)理實(shí)驗(yàn)

CO2混相壓裂吞吐過程主要依靠CO2增溶、膨脹、降黏等提高原油采收率。通過開展原油注CO2膨脹規(guī)律實(shí)驗(yàn)，測(cè)試CO2對(duì)地層流體物性的影響，明確CO2混相壓裂吞吐增油機(jī)理。實(shí)驗(yàn)用油為南堡凹陷高5斷塊V油組原油。實(shí)驗(yàn)溫度為113.8 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力為33.00 MPa，氣油比為91.2 m3/m3，注入CO2的摩爾分?jǐn)?shù)為0～60%，實(shí)驗(yàn)流程見圖3。

圖3 CO2混相增油機(jī)理實(shí)驗(yàn)流程Fig.3 The test flow chart of CO2-crude oil miscible stimulation mechanism

1.2.1 原油飽和壓力

原油飽和壓力的變化規(guī)律見圖4。由圖4可知：原始原油的飽和壓力為25.20 MPa，注入CO2后，原油飽和壓力隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的增加而增大，且飽和壓力增幅不斷變大；當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到35%時(shí)，原油飽和壓力接近目前地層壓力；當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)為50%時(shí)，原油的飽和壓力上升至40.35 MPa；當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到60%時(shí)，原油的飽和壓力達(dá)到47.49 MPa，接近原始地層壓力，表明在原始地層壓力下原油可溶解摩爾分?jǐn)?shù)大于60%的CO2，并達(dá)到混相。

圖4 原油飽和壓力隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)變化Fig.4 The variation of crude oil saturation pressure with CO2 mole fraction

1.2.2 溶解氣油比

飽和壓力下原油溶解氣油比隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的變化見圖5。由圖5可知：原油原始溶解氣油比為92.64 m3/m3，隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的增加，原油飽和壓力不斷上升，溶解氣油比逐漸增大，且增幅不斷變大；當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)為30%時(shí)，溶解氣油比為177.45 m3/m3；當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)為60%時(shí)，氣油比為403.35 m3/m3，表明CO2體系中的摩爾分?jǐn)?shù)越大，體系中溶解的CO2越多，原油溶解CO2的能力越強(qiáng)。

圖5 飽和壓力下原油溶解氣油比隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的變化Fig.5 The variation of dissolved gas-oil ratio of crude oil with CO2 mole fraction at saturation pressure

1.2.3 原油膨脹能力

原油膨脹能力可由原油體積系數(shù)和膨脹因子來描述，其中，原油體積系數(shù)表示單位體積地面原油在地層溫度壓力下的體積，該體積隨注氣量增大而增大，增大的倍數(shù)即為原油膨脹因子。原油體積系數(shù)或膨脹因子越大，說明原油膨脹能力越強(qiáng)。飽和壓力下原油體積系數(shù)和原油膨脹因子隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的變化見圖6。由圖6可知：未注入CO2時(shí)，原油體積系數(shù)為1.391 5；注入CO2后，原油體積系數(shù)和膨脹因子隨注入量的增加而增大，且增幅不斷變大；當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)為30%時(shí)，原油膨脹因子為1.123 9；當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)為60%時(shí)，原油膨脹因子為1.410 1，表明CO2可顯著提升原油的膨脹效果，具有增溶膨脹驅(qū)油的能力。

圖6 原油體積系數(shù)及膨脹因子隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的變化關(guān)系曲線Fig.6 The variation curve of crude oil volume coefficient and expansion factor with CO2 mole fraction

1.2.4 原油黏度

飽和壓力下地層原油黏度隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的變化見圖7。由圖7可知：未注氣時(shí)，飽和壓力下的原油黏度為0.402 mPa·s；隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的增加，原油中溶解氣量增大，地層原油黏度呈現(xiàn)先小幅增大后不斷減小的趨勢(shì)；當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)為30%時(shí)，原油黏度降至0.369 mPa·s，主要原因?yàn)镃O2摩爾分?jǐn)?shù)的增加引起原油飽和壓力增大，導(dǎo)致原油被壓縮，高壓下CO2溶解程度更大，原油黏度更小，可流動(dòng)性更大。因此，壓裂后返排時(shí)原油流動(dòng)能力增強(qiáng)，原油更容易被采出，從而提高采收率。

圖7 飽和壓力下原油黏度隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的變化Fig.7 The variation of crude oil viscosity with CO2 mole fraction at saturation pressure

1.2.5 注CO2后原油密度變化特征

飽和壓力下地層原油密度隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)的變化見圖8。由圖8可知，未注氣時(shí)，飽和壓力下的原油密度為0.743 5 g/cm3，隨CO2摩爾分?jǐn)?shù)增加，飽和壓力下原油密度逐漸增大，當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到60%時(shí)，飽和壓力下原油密度達(dá)到0.797 6 g/cm3。這是因?yàn)楦唢柡蛪毫l件下，CO2的密度比原油密度大，導(dǎo)致溶解CO2后的原油密度增加，且含CO2原油體系中CO2含量越高，體系的飽和壓力增加越大，原油密度增幅也越大。

圖8 飽和壓力下原油密度隨CO2注入量的變化Fig.8 The variation of crude oil density with CO2 injection at saturation pressure

1.3 CO2混相壓裂吞吐增油效果實(shí)驗(yàn)

利用巖心驅(qū)替裝置開展CO2混相壓裂吞吐實(shí)驗(yàn)，明確CO2混相壓裂吞吐增油效果，實(shí)驗(yàn)流程見圖9。實(shí)驗(yàn)巖心取自高5斷塊Es33V油組高123X9井3 625.3～3 637.2 m處，基質(zhì)平均滲透率為6.9 mD；實(shí)驗(yàn)溫度為113.8 ℃，飽和活油壓力為33.00 MPa。為模擬壓裂成縫特征，將巖心抽真空飽和地層水后進(jìn)行氣驅(qū)水，得到束縛水飽和度，進(jìn)行劈縫(單縫)處理后裝入巖心夾持器后飽和原油，開展CO2混相壓裂液吞吐實(shí)驗(yàn)。吞吐階段依次注入0.035倍孔隙體積不返排酸、0.025倍孔隙體積縮膨劑、0.020倍孔隙體積增溶劑、0.045倍孔隙體積CO2、0.025倍孔隙體積降凝劑，后續(xù)連續(xù)注入CO2至礦場(chǎng)壓裂壓力(55 MPa)，測(cè)定不同悶井時(shí)間的吞吐效率。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2所示。由表2可知，壓降為2～15 MPa時(shí)，不同悶井時(shí)間下的CO2混相壓裂吞吐技術(shù)采出程度均超過20%，階段采出程度高，建議控制壓降生產(chǎn)。

2 礦場(chǎng)應(yīng)用

南堡凹陷高5斷塊Es33V油組埋深為3 400～4 400 m，為近源低滲層狀巖性油藏，平均孔隙度為17.0%，平均滲透率為2.1 mD，屬于低孔特低滲油藏，孔喉類型為點(diǎn)狀喉道，孔隙大、喉道細(xì)，連通性差。黏土礦物含量平均為16.9%，主要為伊蒙混層、高嶺石，相對(duì)含量分別為58.6%和22.6%，儲(chǔ)層水敏性強(qiáng)。V油組油品為常規(guī)輕質(zhì)油，密度低(0.75 g/cm3)、黏度低(小于0.5 mPa·s)、含蠟量高(19.43%)、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等(15.71%)。該油組地層壓力為48.7 MPa，油藏溫度為124.0 ℃。開發(fā)上整體呈現(xiàn)低產(chǎn)液量、低產(chǎn)油量(1.3 t/d)、低含水(30.7%)、注水井注入壓力高、注不進(jìn)等特點(diǎn)。

圖9 CO2混相壓裂吞吐提高采收率實(shí)驗(yàn)流程Fig.9 The test flow chart of CO2 miscible fracturing and huff and puff for EOR

表2 CO2混相壓裂吞吐提高采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 2 The test data of CO2 miscible fracturing and huff and puff for EOR

2018年7月在該油組高123X9井優(yōu)先實(shí)施CO2混相壓裂吞吐試驗(yàn)?；诟?23X9井靜、動(dòng)態(tài)資料，利用采油氣體軟件，建立單井徑向模型。模型采用非平衡初始化方法，通過調(diào)整孔隙度、滲透率、相對(duì)滲透率曲線、高壓物性等參數(shù)對(duì)模型進(jìn)行定液量生產(chǎn)方式歷史擬合，擬合完成后得到優(yōu)化注入方案：返排酸為350 m3、縮膨劑為250 m3、增溶劑為200 m3、CO2為450 m3、降凝劑為250 m3。施工過程中，排量為3 m3/min，注入壓力為40.00～48.00 MPa，全程施工順利。悶井20 d后，折算地層壓力為47.00 MPa，超過了儲(chǔ)層原油最小混相壓力(27.76 MPa)，表明CO2在地下與原油已實(shí)現(xiàn)混相。高123X9井措施實(shí)施前日產(chǎn)液為0.8 m3/d，日產(chǎn)油為0.6 t/d，液面高度為2 125 m，間開生產(chǎn)。措施實(shí)施后初期，該井日產(chǎn)液為6.5 m3/d，日產(chǎn)油為4.1 t/d，液面高度為2 100 m。截至目前，該井日產(chǎn)液3.1 m3/d，日產(chǎn)油2.9 t/d，穩(wěn)定生產(chǎn)26個(gè)月，累計(jì)增油2 200 t。井口原油黏度由4.51 mPa·s升至7.87 mPa·s(70 ℃)，凝固點(diǎn)由37 ℃降至31 ℃，含蠟量由18.3%增至23.6%，膠質(zhì)+瀝青含量由6.9%升至20.5%。結(jié)果表明，CO2在地層中與原油實(shí)現(xiàn)了互溶，動(dòng)用了原油中的重質(zhì)組分，提高了原油在地層中的流動(dòng)性。該項(xiàng)技術(shù)的成功應(yīng)用，為南堡凹陷未動(dòng)用儲(chǔ)量有效開發(fā)提供了重要的技術(shù)參考。

3 結(jié) 論

(1) CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術(shù)通過向地層注入CO2，使其在地層與原油混相，提高了原油體積系數(shù)和膨脹因子，降低了原油黏度，增強(qiáng)了原油在儲(chǔ)層中的流動(dòng)性，從而提高單井產(chǎn)量及原油采收率。

(2) CO2混相壓裂吞吐的前提是地層壓力高于CO2在原油中的最小混相壓力，CO2在地層能夠與原油實(shí)現(xiàn)混相，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)CO2混相吞吐采出程度可達(dá)60%以上。

(3) 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術(shù)能夠有效提高油藏單井產(chǎn)量及開發(fā)效果，措施實(shí)施后初期，單井日產(chǎn)液為6.5 m3/d，日產(chǎn)油為4.1 t/d，累計(jì)增油2 200 t。該方法為國(guó)內(nèi)外低滲及致密油藏效益開發(fā)提供了有效技術(shù)途徑。