李松巖，王 麟，韓 瑞，李 論，李愛英，李兆敏

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中國石油吐哈油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆哈密 839009）

通過捕集CO2減少溫室氣體排放量成為人們?nèi)找骊P(guān)注的焦點(diǎn)［1］，捕集后的CO2用于驅(qū)油可以大幅度提高采收率［2-11］。在CO2非混相驅(qū)過程中，由于低黏度和重力分異作用，CO2竄流現(xiàn)象比較嚴(yán)重，導(dǎo)致CO2驅(qū)體積波及系數(shù)較低［11-20］。很多學(xué)者使用起泡劑形成泡沫來降低CO2流度［21-24］，但是一些關(guān)鍵問題還未得到完全解決。在一般油藏條件下，CO2處于超臨界狀態(tài)（溫度大于31.1 ℃，壓力大于7.38 MPa），此時(shí)CO2密度已經(jīng)接近液體密度，稱之為超臨界CO2。泡沫類分散體系通過降低分散相的相對滲透率來控制其流度，而對連續(xù)相的相滲關(guān)系基本上沒有影響［25-29］。目前，很少有學(xué)者研究裂縫性致密油藏條件下超臨界CO2泡沫的穩(wěn)定性和滲流問題，為此，筆者通過研究超臨界CO2滲流和驅(qū)油特征，以期為改善裂縫性致密油藏CO2驅(qū)效果提供理論和應(yīng)用價(jià)值。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 起泡劑評價(jià)

實(shí)驗(yàn)器材 起泡劑評價(jià)實(shí)驗(yàn)裝置由高溫高壓可視PVT裝置（容積為720 mL）、高壓氮?dú)馄?、CO2氣瓶、中間容器和恒溫控制箱等構(gòu)成。實(shí)驗(yàn)用8 種起泡劑，其中HY-2，F(xiàn)A-220，F(xiàn)A-330，BZ-1和BZ-2為陰離子型復(fù)合起泡劑，ZY-WP 和ZY-GP 為生物起泡劑，OP-1為非離子型起泡劑。

評價(jià)方法 常規(guī)起泡劑性能主要通過起泡能力和穩(wěn)定性進(jìn)行評價(jià)，分別用起泡體積和半衰期表征。起泡劑性能的評價(jià)方法很多［30-34］，筆者采用高溫高壓下的充氣法研究起泡劑的起泡能力和穩(wěn)定性。實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①測量可視化PVT 裝置高度并標(biāo)明刻度，測量裝置截面積，用以估算體積。②向裝置內(nèi)注入100 mL質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的起泡劑水溶液。③設(shè)定實(shí)驗(yàn)溫度為80 ℃，恒溫60 min。④向裝置內(nèi)高速充入CO2至實(shí)驗(yàn)壓力，記錄泡沫體積。⑤記錄泡沫體積變?yōu)槌跏俭w積一半時(shí)所經(jīng)過的時(shí)間，即半衰期。

1.2 巖心滲流特征實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)器材 巖心滲流特征實(shí)驗(yàn)裝置主要由高精度柱塞泵（驅(qū)替液體）、高精度柱塞泵（驅(qū)替氣體）、壓力變送器、回壓閥、中間壓力容器、巖心夾持器和恒溫箱構(gòu)成。實(shí)驗(yàn)用起泡劑為陰離子型復(fù)合起泡劑HY-2。實(shí)驗(yàn)用油為新疆油田某致密油區(qū)塊原油，其密度為0.842 g/cm3，22 和50 ℃黏度分別為11.7 和3.4 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水為模擬地層水，其由質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的NaCl 與0.2%的CaCl2配制而成，密度為1.05 g/cm3，22 和50 ℃黏度分別為1.09 和0.59 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用氣為CO2，其純度為99.9%。實(shí)驗(yàn)采用人工壓制裂縫性巖心，數(shù)據(jù)如表1所示。

實(shí)驗(yàn)方法 巖心滲流特征實(shí)驗(yàn)方法包括：①將巖心放在90 ℃的恒溫箱中烘5 h 后，放入干燥器中冷卻，稱量干重，再放入烘箱中繼續(xù)干燥、稱量，至兩次稱量的質(zhì)量差小于0.002 g。②采用水力切刀將人工巖心沿軸線方向切開，獲得人工裂縫。③對巖心抽真空飽和水，計(jì)算孔隙度。④將巖心放入巖心夾持器中，設(shè)定圍壓為10 MPa，向巖心中注入模擬地層水，通過測量流量和巖心兩端壓差，可計(jì)算出巖心基質(zhì)的絕對滲透率；如果為驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，則向巖心中注入模擬地層水來建立巖心中束縛水飽和度，記錄從巖心中驅(qū)出的地層水的體積，即為飽和原油的體積。⑤在注入速度為0.5 mL/min 的條件下，進(jìn)行不同條件下的超臨界CO2泡沫驅(qū)，并記錄巖心兩端壓差及不同時(shí)刻巖心進(jìn)口的壓力和巖心出口的產(chǎn)液量和產(chǎn)油量。氣液比不同：利用1號巖心，首先注入量為1.0 PV 前為水驅(qū)階段，然后注入不同氣液比的超臨界CO2泡沫，氣液比分別為0.5，1.0 和2.0［35］，研究不同氣液比下超臨界CO2泡沫的驅(qū)油規(guī)律。裂縫開度不同：利用1—3 號巖心，在裂縫開度分別為39.80，48.74和82.67 μm的條件下，研究裂縫開度對超臨界CO2泡沫封堵能力的影響規(guī)律［36］。注入方式不同：利用4 和5 號巖心，研究氣液同時(shí)注入和交替注入兩種注入方式對超臨界CO2泡沫封堵能力的影響規(guī)律［37］。同時(shí)注入采用氣液比為1.0 的超臨界CO2和起泡劑水溶液混合注入巖心的方式，交替注入采用0.5 PV 超臨界CO2和0.5 PV 起泡劑水溶液先后交替注入巖心的方式。驅(qū)替方式不同：利用6和7號巖心，在注入量小于3.0 PV以前分別進(jìn)行水驅(qū)和氣驅(qū)［38］，然后均為超臨界CO2泡沫驅(qū)，研究水驅(qū)和氣驅(qū)后超臨界CO2泡沫驅(qū)油提高采收率規(guī)律。

表1 人工巖心參數(shù)Table1 Artificial core parameters

2 超臨界CO2泡沫穩(wěn)定性的影響因素

2.1 起泡劑種類

由于超臨界CO2的一些特殊性質(zhì)，使得在該狀態(tài)下的泡沫與常溫常壓（常規(guī)）條件下攪拌產(chǎn)生的泡沫狀態(tài)不同。通過攪拌產(chǎn)生的常規(guī)CO2泡沫多呈白色細(xì)小氣泡聚集體（圖1a—1c），而超臨界CO2泡沫更多地為接近灰白色的乳狀液狀態(tài)（圖1d—1f）。

圖1 常規(guī)和超臨界CO2泡沫宏觀形態(tài)Fig.1 Macro morphology of conventional and supercritical CO2foam

由圖2可知：相同條件下，不同起泡劑的起泡體積各不相同，各種起泡劑的起泡體積均在300 mL以上，除了起泡劑ZY-WP 和ZY-GP 的起泡體積較小外，其他6 種起泡劑的起泡體積相差不大。而不同起泡劑的半衰期相差較大，半衰期越大，CO2泡沫越穩(wěn)定。起泡劑HY-2 的半衰期相對較高，泡沫穩(wěn)定性較好。綜合比較不同起泡劑CO2泡沫的性能可知，起泡劑HY-2產(chǎn)生的CO2泡沫性能相對最好。故以下評價(jià)實(shí)驗(yàn)均采用HY-2起泡劑水溶液。

圖2 不同起泡劑對CO2泡沫起泡體積和半衰期的影響Fig.2 Effect of various foaming agents on foaming volume and half-life of CO2foam

2.2 起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)

因油藏溫度接近80 ℃，故在實(shí)驗(yàn)溫度為80 ℃、實(shí)驗(yàn)壓力為9 MPa的條件下測定起泡劑不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的泡沫穩(wěn)定性。結(jié)果（圖3）表明，隨著起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，CO2泡沫的起泡體積和半衰期均先迅速增加，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)升至最大值，之后逐漸趨于穩(wěn)定，故起泡劑HY-2 的最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，以下實(shí)驗(yàn)中起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)均使用該值。

圖3 起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對CO2泡沫穩(wěn)定性的影響Fig.3 Change of foaming volume and half-life of CO2foam with foaming agent concentration

2.3 壓力

在溫度為80 ℃的條件下，不同壓力下CO2泡沫穩(wěn)定性的評價(jià)結(jié)果（圖4）表明：起泡體積隨壓力的增加整體呈下降趨勢，壓力為5～9 MPa 時(shí)下降緩慢，壓力為9～10 MPa時(shí)降幅增大；而半衰期隨壓力的增加而增大?？梢奀O2泡沫綜合性能隨壓力的增加逐漸增強(qiáng)，且在壓力為9 MPa 時(shí)，CO2泡沫穩(wěn)定性最好。

圖4 壓力對CO2泡沫穩(wěn)定性的影響Fig.4 Change of foaming volume and half-life of CO2foam with pressure

2.4 溫度

在壓力為9 MPa 的條件下，不同溫度下CO2泡沫穩(wěn)定性的評價(jià)結(jié)果（圖5）顯示，起泡體積和半衰期均隨著溫度的升高而降低，故溫度越高，CO2泡沫穩(wěn)定性越差。

圖5 溫度對CO2泡沫穩(wěn)定性的影響Fig.5 Change of foaming volume and half-life of CO2foam with temperature

2.5 礦化度

在壓力為9 MPa、溫度為80 ℃的條件下，由礦化度對CO2泡沫穩(wěn)定性的影響結(jié)果（圖6）可以看出：起泡體積隨礦化度的升高先升高后降低，當(dāng)?shù)V化度為20 g/L 時(shí)，起泡體積達(dá)到最高，礦化度大于20 g/L 后起泡體積逐漸下降；而半衰期隨礦化度的升高逐漸降低，礦化度為20～40 g/L 的降幅小于40～60 g/L的，說明礦化度越大，CO2泡沫穩(wěn)定性越差。

圖6 礦化度對CO2泡沫穩(wěn)定性的影響Fig.6 Change of foaming volume and half-life of CO2foam with mineralization

3 巖心滲流特征實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.1 氣液比

在裂縫性致密油藏進(jìn)行CO2驅(qū)過程中，CO2容易沿著裂縫等高滲透層形成竄流，導(dǎo)致CO2驅(qū)波及體積低，驅(qū)油效果差。因此該類油藏進(jìn)行CO2驅(qū)時(shí)，需要注入相應(yīng)的泡沫，以減小CO2氣體的流度，增大波及體積。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖7）表明：在注入量為1.0～1.5 PV時(shí)，由小到大3 種氣液比下的封堵壓差分別由1.0 PV 時(shí)的0.08，0.15 和0.15 MPa 迅速增加到1.5 PV 時(shí)的1.47，1.60 和1.72 MPa，之后整體趨勢雖也增加，但增幅變緩；超臨界CO2泡沫最終穩(wěn)定封堵壓差分別為2.18，3.22 和2.70 MPa，說明超臨界CO2泡沫對裂縫產(chǎn)生了有效封堵作用。氣液比為1.0 時(shí)，超臨界CO2泡沫對裂縫巖心的封堵壓差達(dá)到最大，封堵效果最好。因此在超臨界CO2泡沫驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中選用氣液比為1.0。

圖7 氣液比對超臨界CO2泡沫封堵性能的影響Fig.7 Effect of gas-liquid ratio on plugging performance of supercritical CO2foam flooding

3.2 裂縫開度

從圖8 可以看出，當(dāng)注入量為4 PV 時(shí)，在裂縫開度分別為39.80，48.74和82.67 μm的條件下，裂縫性巖心超臨界CO2泡沫的封堵壓差分別為2.92，1.70和1.16 MPa，最終封堵壓差分別為3.17，1.70 和1.58 MPa，裂縫開度的增加使得超臨界CO2泡沫的封堵壓差逐漸降低。說明超臨界CO2泡沫對具有一定開度的裂縫性巖心具有較好的封堵作用，對裂縫性油藏有較好的適用性。

圖8 裂縫開度對超臨界CO2泡沫封堵性能的影響Fig.8 Effect of fracture openings on plugging performance of supercritical CO2foam flooding

3.3 注入方式

實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖9）表明：對于同時(shí)注入方式，當(dāng)注入量為0～1.0 PV 時(shí)，封堵壓差由0 MPa 緩慢增至0.17 MPa，當(dāng)注入量為1.0～2.0 PV 時(shí)，封堵壓差上升較快，最大封堵壓差為1.34 MPa，注入量大于2.0 PV 后，封堵壓差在1.34～1.50 MPa 范圍內(nèi)波動，相對穩(wěn)定；而交替注入方式，當(dāng)注入量增至1.0 PV 時(shí)，封堵壓差迅速增至0.35 MPa，當(dāng)注入量為1.0～1.5 PV 時(shí)，封堵壓差先增至0.43 MPa 后減至0.23 MPa，當(dāng)注入量大于1.5 PV 后，與同時(shí)注入方式相比，封堵壓差較低，在0.15～0.85 MPa 范圍內(nèi)劇烈波動。從巖心出口流體狀態(tài)可以看出，同時(shí)注入方式CO2產(chǎn)出較為平穩(wěn)，而交替注入方式CO2竄流現(xiàn)象較為嚴(yán)重，氣體和液體分段產(chǎn)出?？傮w來說同時(shí)注入比交替注入封堵效果好。

圖9 注入方式對超臨界CO2泡沫封堵性能的影響Fig.9 Effect of injection modes on plugging performance of supercritical CO2foam flooding

3.4 超臨界CO2泡沫驅(qū)油規(guī)律

由圖10a 可以看出，6 號巖心水驅(qū)階段，驅(qū)替壓差先由0 MPa 迅速上升至0.10 MPa，然后隨著原油逐漸被驅(qū)出巖心，驅(qū)替壓差逐漸下降；在0～1.0 PV階段，水驅(qū)采收率增加較快，之后水驅(qū)采收率增加緩慢，最終水驅(qū)采收率為17.7%，其產(chǎn)量主要是來自儲存在裂縫中的原油。超臨界CO2泡沫驅(qū)階段，驅(qū)替壓差迅速上升，采收率也增加很快，說明泡沫在裂縫中的流動阻力增大，黏性力增強(qiáng)，從而可以使更多的CO2泡沫進(jìn)入基質(zhì)孔隙中；在注入量大于5.0 PV后，驅(qū)替壓差穩(wěn)定在0.50 MPa左右，采收率增幅也變緩，最終采收率為44.1%，采收率提高了26.4%。

分析圖10b 可以看出：氣驅(qū)時(shí)，驅(qū)替壓差很小，最大為0.11 MPa，氣驅(qū)采收率在0～2.0 PV階段穩(wěn)步上升，在注入量為2.0 PV 后，氣驅(qū)采收率增速變緩，最終氣驅(qū)采收率為18.2%，同樣大部分的產(chǎn)量也來自裂縫中的原油。超臨界CO2泡沫驅(qū)階段，驅(qū)替壓差先迅速上升，之后增速變緩，最終穩(wěn)定在0.51 MPa，在注入量小于5.0 PV 時(shí)，采收率增幅較大，之后增幅變緩，最終采收率為44.3%，采收率提高了26.1%。

圖10 6號和7號巖心水驅(qū)和氣驅(qū)后超臨界CO2泡沫驅(qū)油的驅(qū)替壓差和采收率對比Fig.10 Displacement pressure differences and recoveries of supercritical CO2foam flooding after water flooding and gas flooding in core6 and7

超臨界CO2泡沫在裂縫性巖心中的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：超臨界CO2泡沫能有效增加裂縫中的滲流阻力，控制流體在裂縫中的竄流，在水驅(qū)或氣驅(qū)的基礎(chǔ)上，超臨界CO2泡沫驅(qū)可以提高采收率達(dá)20%以上，適用于裂縫性致密油藏提高采收率。裂縫性致密油藏一般埋藏較深，地層溫度和壓力大于CO2臨界參數(shù)（31.1 ℃，7.38 MPa），因此CO2在裂縫性致密油藏中為超臨界狀態(tài)。超臨界CO2泡沫比常規(guī)CO2泡沫穩(wěn)定，但比氮?dú)馀菽€(wěn)定性差，這是因?yàn)镃O2分子缺少永久偶極矩，并且范德華力弱，表面活性劑親CO2的一端在CO2中的溶劑化作用通常較弱，使得表面活性劑更傾向于在液相中而非吸附在CO2和水界面上［39］。

4 結(jié)論

當(dāng)CO2在超臨界狀態(tài)時(shí)，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，起泡劑HY-2 形成的CO2泡沫穩(wěn)定性最好；壓力在9 MPa 時(shí)，CO2泡沫的穩(wěn)定性最好；溫度越高，CO2泡沫穩(wěn)定性越差；礦化度越低，CO2泡沫穩(wěn)定性越好。

氣液比對超臨界CO2泡沫的封竄效果有一定的影響，氣液比為1.0 時(shí)對裂縫性致密巖心封堵效果最好，對裂縫開度在39.80～82.67 μm時(shí)有較好的適應(yīng)性，氣液同時(shí)注入更有利于提高超臨界CO2泡沫封堵效果。超臨界CO2泡沫能有效增加裂縫中的滲流阻力，控制流體在裂縫中的竄流，在水驅(qū)或氣驅(qū)基礎(chǔ)上，超臨界CO2泡沫驅(qū)可以提高采收率達(dá)20%以上，適用于裂縫性致密油藏提高采收率。