鄒建棟，廖新維，張 可，吳佳琦，穆凌雨，袁 舟

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3.提高石油采收率國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院），北京 100083）

CO2驅(qū)是一項(xiàng)久經(jīng)驗(yàn)證的提高石油采收率技術(shù)。近年來(lái)，隨著全球氣候變暖，如何減少CO2等溫室氣體的排放并實(shí)現(xiàn)資源化利用備受關(guān)注［1-5］。CO2驅(qū)不僅可以提高石油采收率，還能封存注入油藏的CO2，從而實(shí)現(xiàn)溫室氣體減排并帶來(lái)可觀的環(huán)保效益［6-8］。在高溫高壓狀態(tài)下，CO2在油藏中通常處于超臨界狀態(tài)，既具有與氣體相當(dāng)?shù)母邤U(kuò)散系數(shù)和低黏度，又具有與液體相近的密度和良好的溶解能力，低黏度、高擴(kuò)散性的特點(diǎn)利于溶解在其中的物質(zhì)擴(kuò)散和向固體基質(zhì)的滲透。當(dāng)CO2與原油發(fā)生作用后，可有效降低原油黏度，膨脹原油體積，改善流度比，從而與原油發(fā)生混相作用，提高石油采收率。研究表明，CO2驅(qū)可將采收率提高8%～15%，開(kāi)采期延長(zhǎng)約12～20 a［9-17］。落實(shí)油田CO2驅(qū)可行性研究的第一步是進(jìn)行篩選，對(duì)CO2注入效果和性能進(jìn)行合理評(píng)估。符合篩選條件的油田需要進(jìn)一步開(kāi)展細(xì)管實(shí)驗(yàn)以評(píng)估CO2驅(qū)最小混相壓力（MMP）。

細(xì)管實(shí)驗(yàn)是行業(yè)通用的獲得驅(qū)替流體和原油之間MMP的標(biāo)準(zhǔn)方法。除升泡法、界面張力消失法等實(shí)驗(yàn)外，MMP 還可以通過(guò)經(jīng)驗(yàn)公式法［18-22］、狀態(tài)方程法［23-24］、系線法［25-27］和混合單元網(wǎng)格法［28-32］等方法獲得。雖然相關(guān)文獻(xiàn)給出的MMP 預(yù)測(cè)值與實(shí)驗(yàn)值之間具有較高的吻合度，但對(duì)其可靠性仍然存在疑慮［33］。原油和CO2間的混溶性主要受油藏溫度、壓力和原油性質(zhì)等因素影響［34-37］。若注入CO2中含有CH4或N2等雜質(zhì)氣體會(huì)增加MMP，而H2S，C2和C3等氣體增加會(huì)顯著降低MMP［38-41］。YELLIG 等研究發(fā)現(xiàn)，對(duì)于飽和油藏即使油藏溫度恒定，氣油比在不同區(qū)域的變化也會(huì)導(dǎo)致CO2驅(qū)MMP 變化［42］。盡管已經(jīng)認(rèn)識(shí)到地層原油組分和注入流體對(duì)MMP具有較大影響，但原油中溶解氣是如何影響MMP的專門研究鮮有報(bào)道。油藏發(fā)生脫氣后，特定油樣MMP 的研究更是少之又少［43-44］。當(dāng)油藏壓力低至原始飽和壓力后，溶解在原油中的溶解氣會(huì)部分脫出，此時(shí)根據(jù)原始地層流體測(cè)試獲得的MMP是不準(zhǔn)確的。

為此，根據(jù)儲(chǔ)層物性和原油性質(zhì)等從中國(guó)西部某油田篩選出8 個(gè)典型區(qū)塊作為研究對(duì)象，編號(hào)依次為S1—S8，結(jié)合高壓物性分析、細(xì)管實(shí)驗(yàn)、多相多組分?jǐn)?shù)值模擬，研究不同油藏壓力下的MMP變化規(guī)律，以期為該油田CO2提高采收率機(jī)理和CO2混相驅(qū)應(yīng)用潛力提供理論依據(jù)，為持續(xù)推廣CO2混相驅(qū)技術(shù)，保持目標(biāo)油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)及CO2混相驅(qū)技術(shù)整體布局提供技術(shù)支撐。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)器材主要包括地層流體配樣儀、PVT 分析儀和HA-IV 型油氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)反演系統(tǒng)裝置。HA-IV 型油氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)反演系統(tǒng)裝置包括Teledyne ISCO100DX 型恒壓恒速泵、中間容器、細(xì)管模型、高溫高壓觀察窗、回壓調(diào)節(jié)器、油氣分離器、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、氣量計(jì)、高壓管線及閥門若干。

細(xì)管模型為內(nèi)部均勻充填一定粒徑范圍且經(jīng)壓實(shí)的石英砂的不銹鋼細(xì)管，長(zhǎng)度均為20.0 m，滲透率為3 850～4 100 mD。實(shí)驗(yàn)所用的CO2氣體由北京永圣氣體技術(shù)有限公司提供，純度為99.95%。細(xì)管實(shí)驗(yàn)裝置流程如圖1所示。

圖1 細(xì)管實(shí)驗(yàn)流程Fig.1 Flow chart of slim tube experiment

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 地層流體配制

原油樣品為井口取樣，按照各樣品產(chǎn)出氣組成配置標(biāo)準(zhǔn)氣與相應(yīng)原油進(jìn)行復(fù)配獲得地層油樣品，經(jīng)檢驗(yàn)樣品均合格，各樣品井流物組分全烴分析結(jié)果如圖2所示。

圖2 8個(gè)典型區(qū)塊各樣品井流物組分構(gòu)成Fig.2 Composition of well effluents of oil samples from eight typical blocks

全烴分析結(jié)果表明，各地層油樣品中CH4摩爾含量為31.12%～51.69%，平均為43.25%，高于其他油田；而中間組分平均摩爾含量?jī)H為11.3%，在所調(diào)研的油田中處于較低水平（圖3）。

圖3 典型油田原油三元擬組分Fig.3 Ternary pseudo-component of oil samples from typical oilfields

1.2.2 高壓物性測(cè)試

采用法國(guó)ST 公司生產(chǎn)的無(wú)汞全透明活塞式高壓PVT 分析儀，對(duì)所配置的地層油樣品進(jìn)行高壓物性實(shí)驗(yàn)，該設(shè)備可實(shí)現(xiàn)在高溫高壓（200 ℃，150 MPa）下測(cè)試、可視、實(shí)時(shí)地記錄實(shí)驗(yàn)過(guò)程并自動(dòng)采集測(cè)試數(shù)據(jù)（表1）。

通過(guò)單次脫氣、恒質(zhì)膨脹、多次脫氣和黏度測(cè)試等實(shí)驗(yàn)獲得各典型區(qū)塊油藏樣品在高溫高壓下的物性參數(shù)，并使用Eclipse 軟件校正擬組分臨界參數(shù)和狀態(tài)方程參數(shù)，為獲得連續(xù)性的狀態(tài)方程參數(shù)提供實(shí)驗(yàn)依據(jù)。通過(guò)多次脫氣實(shí)驗(yàn)獲得閃蒸油樣品，以代表不同壓力下脫出部分溶解氣的地層原油，即具有不同飽和壓力的地層原油。

表1 8個(gè)典型區(qū)塊油藏基本物性參數(shù)及MMP測(cè)試結(jié)果Table1 Basic physical parameters and MMP test results from eight typical reservoirs

1.3 不同油藏壓力下CO2驅(qū)最小混相壓力實(shí)驗(yàn)

在一定溫度條件下，給定地層原油和CO2間形成混相所需的最低壓力即為CO2驅(qū)MMP。CO2驅(qū)細(xì)管實(shí)驗(yàn)均在各樣品地層溫度下開(kāi)展，每個(gè)地層油樣品共設(shè)置6 組不同驅(qū)替壓力，當(dāng)注入CO2量達(dá)到1.2 PV 時(shí)，停止實(shí)驗(yàn)，并繪制驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率的關(guān)系曲線（圖4），根據(jù)曲線的拐點(diǎn)來(lái)確定MMP。細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)得的各典型區(qū)塊原始地層油CO2驅(qū)MMP 如表1所示。

圖4 各地層油樣品CO2驅(qū)的驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.4 Relationship between displacement pressure and displacement efficiency of oil samples from various formations during CO2flooding

1.4 不同油藏壓力下CO2驅(qū)最小混相壓力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

通過(guò)高壓物性分析開(kāi)展的多次脫氣實(shí)驗(yàn)，可以獲得不同油藏壓力（各級(jí)脫氣壓力）下的地層原油樣品和脫出氣體。由于在多次脫氣實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，有一定量的溶解氣從原始地層油中脫出，導(dǎo)致剩余地層原油的組分構(gòu)成比例發(fā)生變化，這一過(guò)程與開(kāi)發(fā)過(guò)程中油藏壓力的下降導(dǎo)致溶解氣析出并使油相（氣油比小于原始?xì)庥捅龋┑慕M分構(gòu)成比例發(fā)生變化一致。將不同脫氣壓力下剩余地層油用來(lái)模擬不同油藏壓力下的地層油樣品。

考慮到細(xì)管實(shí)驗(yàn)的耗時(shí)性，僅對(duì)S7樣品開(kāi)展不同油藏壓力下油藏流體組分發(fā)生變化后的CO2驅(qū)細(xì)管實(shí)驗(yàn)，用以驗(yàn)證數(shù)值模擬研究的可靠性。S7 樣品實(shí)驗(yàn)溫度為90 ℃，原始飽和壓力為23.63 MPa，通過(guò)多次脫氣實(shí)驗(yàn)，獲得20，15 和10 MPa 下油相流體樣品，分別用于細(xì)管實(shí)驗(yàn)，測(cè)試相應(yīng)的MMP（圖5）。當(dāng)油藏壓力依次降低至20，15 和10 MPa 時(shí)，油藏壓力下降造成的溶解氣脫出使相同驅(qū)替壓力下脫氣油的采出程度高于原始地層油。相應(yīng)的MMP 從33.10 MPa下降至31.86 MPa。

圖5 S7和脫氣S7樣品的驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率關(guān)系曲線Fig.5 Relationship between displacement pressure and displacement efficiency of S7 and degassed S7 samples

2 數(shù)值模擬研究及討論

2.1 數(shù)值模擬模型的建立

數(shù)值模擬方法是混相驅(qū)效果評(píng)價(jià)和混相驅(qū)設(shè)計(jì)的重要方法。在高壓物性實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，建立考慮多組分的一維數(shù)值模擬模型對(duì)細(xì)管實(shí)驗(yàn)進(jìn)行仿真。將細(xì)管模型理想化為一維網(wǎng)格且僅沿水平方向等分，截面為0.386 cm×0.386 cm 的正方形，其他模型參數(shù)與實(shí)際細(xì)管模型相同。在第1個(gè)網(wǎng)格內(nèi)設(shè)置1 個(gè)注入量恒定的注入井，在最后1 個(gè)網(wǎng)格內(nèi)設(shè)置1個(gè)壓力恒定的生產(chǎn)井。在儲(chǔ)層條件下進(jìn)行細(xì)管實(shí)驗(yàn)的數(shù)值模擬研究。

2.2 不同油藏壓力下最小混相壓力變化規(guī)律

各樣品的數(shù)值模擬值與細(xì)管實(shí)驗(yàn)值相對(duì)誤差為0.29%～1.92%，擬合效果較好（圖6）。將原始地層油樣品的數(shù)值模擬模型對(duì)細(xì)管實(shí)驗(yàn)值歷史擬合達(dá)到要求后，再開(kāi)展不同油藏壓力下的MMP數(shù)值模擬研究。結(jié)果表明，S7 樣品在不同油藏壓力下的數(shù)值模擬MMP 與實(shí)驗(yàn)測(cè)得的MMP 平均相對(duì)誤差僅為0.43%，數(shù)值模擬預(yù)測(cè)效果與實(shí)驗(yàn)研究一致。

圖6 不同飽和壓力下各地層油樣品的MMP變化規(guī)律Fig.6 MMP variation of oil samples from various formations at different saturation pressures

數(shù)值模擬結(jié)果表明，當(dāng)油藏壓力低于原始飽和壓力后，在飽和壓力隨著油藏壓力下降而不斷減小的過(guò)程中，MMP 主要呈緩慢降低的趨勢(shì)，整體下降幅度較?。粌HS1 樣品MMP 先上升后下降。研究區(qū)地層油組分中溶解氣主要以C1為主，當(dāng)油藏壓力低于原始飽和壓力后，溶解氣脫出是MMP降低的原因之一。

2.3 不同油藏壓力下地層油組分變化規(guī)律

不同油藏壓力下地層油擬組分變化規(guī)律如圖7所示，當(dāng)油藏壓力從原始飽和壓力（pb）依次降至一級(jí)飽和壓力（p1）、二級(jí)飽和壓力（p2）和三級(jí)飽和壓力（p3）時(shí)，各樣品均呈輕組分摩爾含量減少、重組分摩爾含量增加的變化趨勢(shì)。

各擬組分變化規(guī)律表明，C1N2呈大幅遞減趨勢(shì)；和呈遞增趨勢(shì)；而C2和C3+變化較小?；煜囹?qū)研究表明CH4含量的減少將會(huì)使MMP 降低，而重組分，如摩爾含量的增加，使MMP 增加，若CH4摩爾含量降低的影響大于重組分摩爾含量增加的影響，最終使研究區(qū)不同油藏壓力下的地層油樣品CO2驅(qū)MMP 主要呈小幅度下降的趨勢(shì)，有待開(kāi)展進(jìn)一步的針對(duì)性研究。

2.4 不同油藏壓力下脫出氣組分變化規(guī)律

分析脫出氣組分色譜（圖8）表明，當(dāng)油藏壓力從pb依次降至p1，p2，p3和四級(jí)飽和壓力（p4）時(shí)，脫出氣組分以CH4為主，中間組分摩爾含量低于其在產(chǎn)出氣中的占比。只有當(dāng)油藏壓力降至0.1 MPa 時(shí)，中間組分烴類才會(huì)大量脫出，并遠(yuǎn)高于其在產(chǎn)出氣中的占比。

圖7 不同油藏壓力下地層油擬組分變化規(guī)律Fig.7 Pseudo-composition variation of formation oil at different reservoir pressures

圖8 不同油藏壓力下脫出氣組分變化規(guī)律Fig.8 Degassing composition variation at different reservoir pressures

2.5 CO2-原油混相帶特征

CO2驅(qū)細(xì)管實(shí)驗(yàn)數(shù)值模擬不僅可以通過(guò)采出程度與壓力的關(guān)系曲線確定MMP，還可以通過(guò)Floviz模塊可視化界面觀察CO2驅(qū)細(xì)管模擬過(guò)程中界面張力的變化，并可以進(jìn)一步分析CO2驅(qū)混相帶的發(fā)展和演變特征。在數(shù)值模擬中，可以根據(jù)油氣的摩爾密度、摩爾分?jǐn)?shù)和等滲體積計(jì)算界面張力［45］。

當(dāng)模擬壓力大于地層油MMP 時(shí)，CO2與原油形成多次接觸混相，被混相帶驅(qū)掃過(guò)的區(qū)域剩余油飽和度極低（圖9）。

圖9 不同注入量下含油飽和度分布Fig.9 Oil saturation distribution with different injection pore volumes of CO2

結(jié)合圖9 和圖10 分析，可以觀察到油氣混合帶，混合帶前緣前端界面張力沒(méi)有降低至10-3mN/m，表明CO2與原油未形成一次接觸混相。界面張力沿前緣前端向注入端逐漸減小，CO2與原油混合并抽提其中的輕組分后進(jìn)入油氣混合帶的后緣，繼續(xù)與新鮮的CO2進(jìn)行傳質(zhì)；界面張力逐漸降低，當(dāng)前緣前端到達(dá)第46 個(gè)網(wǎng)格時(shí)界面張力降低至小于10-3mN/m 并趨近于0，最終形成具有一定寬度的混相帶?；煜鄮щS著驅(qū)替的進(jìn)行而緩慢向產(chǎn)出端推進(jìn)，混相帶寬度逐漸增大，并在細(xì)管模型出口端消失。

圖10 不同注入量下界面張力分布Fig.10 Interfacial tension distribution with different injection pore volumes of CO2

3 結(jié)論

不同油藏壓力下MMP 實(shí)驗(yàn)測(cè)試和數(shù)值模擬研究表明，當(dāng)油藏壓力低于原始飽和壓力后，相應(yīng)油樣的CO2驅(qū)MMP 呈小幅度遞減的趨勢(shì)。MMP 的數(shù)值模擬計(jì)算值與實(shí)驗(yàn)值平均相對(duì)誤差僅為0.43%，數(shù)值模擬模型的精度高。

隨著油藏壓力降低和溶解氣脫出，各樣品擬組分中，CH4摩爾含量降低幅度較大，C2和C3+的摩爾含量變化較小，C7+組分摩爾含量呈較大幅度的增加，組分摩爾含量增加幅度較為平緩；脫出氣組分中，以CH4為主，只有當(dāng)壓力充分降低并趨于大氣壓時(shí)，C2和C3+擬組分的摩爾含量才會(huì)大幅增加。

CO2與原油發(fā)生混相后，混相帶出現(xiàn)在注入CO2波及前緣稍靠后的位置，混相帶界面張力小于10-3mN/m 并迅速趨于0；混相帶隨著驅(qū)替過(guò)程的進(jìn)行而向產(chǎn)出端移動(dòng)，其寬度逐漸增大，并在模型出口端消失。