張 蒙，趙鳳蘭，侯吉瑞，馮海如，宋黎光，張德明

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，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）

0 前言

YC 油田某區(qū)塊屬于低滲透陸相沉積油藏，具有低孔隙度、低滲透率、天然裂縫發(fā)育和非均質(zhì)性嚴(yán)重等特征，造成低孔低滲透儲(chǔ)集層中原油難以被開(kāi)采，常規(guī)驅(qū)替劑難以有效注入的問(wèn)題［1-3］。CO2具有極強(qiáng)的滲透性，容易進(jìn)入微小孔隙，利用其降黏、膨脹、溶解氣驅(qū)等機(jī)理驅(qū)替原油進(jìn)而提高原油采收率。但由于CO2黏度過(guò)低、非均質(zhì)性嚴(yán)重及天然裂縫發(fā)育通道的存在，極易出現(xiàn)黏性指進(jìn)及竄逸現(xiàn)象，形成不利的流度比。CO2在油藏中的竄逸將嚴(yán)重影響氣驅(qū)提高采收率的程度；氣竄嚴(yán)重的井，雖然增油效果顯著，但產(chǎn)液量嚴(yán)重下降，甚至停噴；此外由于重力超覆的影響，在CO2驅(qū)替過(guò)程中氣體會(huì)向油藏上部竄逸，形成竄流通道，導(dǎo)致氣驅(qū)波及體積較小，嚴(yán)重影響CO2驅(qū)的驅(qū)油效果，同時(shí)增大了封竄氣體的難度［4-5］。

針對(duì)CO2氣體黏度過(guò)低易于竄逸這一問(wèn)題，國(guó)內(nèi)外相繼研發(fā)出增大CO2黏度的各種增稠劑。墨西哥礦業(yè)大學(xué)Heller［6］研發(fā)了烷烴類增稠劑，Llave等［7］研究了助溶劑對(duì)增加CO2黏度的影響，Desimone等［8］制備了含氟類化合物的CO2增稠劑，Paik等［9］制備了無(wú)氟類化合物的CO2增稠劑。國(guó)內(nèi)研究的CO2增稠劑主要集中在含氟和無(wú)氟化合物兩大類。劉?。?0］對(duì)國(guó)內(nèi)CO2增稠劑的研究現(xiàn)狀進(jìn)行了總結(jié)，孫寶江等［11］從理論角度對(duì)增稠劑在CO2中的溶解、增稠機(jī)理進(jìn)行了詳細(xì)分析，華東理工大學(xué)孫少?。?2］合成了離子、嵌段共聚物型表面活性劑作為CO2增稠劑，趙夢(mèng)云等［13］將聚碳酸酯與其他化學(xué)試劑共聚制備了含氟表面活性劑作為助劑的CO2增稠劑。由于在設(shè)計(jì)合成CO2增稠劑時(shí)，酯、酮、低醇類等物質(zhì)在CO2中的溶解性能較好，而一些芳香醇、極性溶質(zhì)很難在CO2中溶解，造成大多數(shù)增稠劑在CO2中的溶解性較差，需要添加大量助劑來(lái)促進(jìn)溶解，導(dǎo)致了增稠劑成本過(guò)高及對(duì)儲(chǔ)層造成污染和傷害的問(wèn)題。

針對(duì)此類問(wèn)題，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)使用了一種LSS 新型稠化劑。該稠化劑屬于線性嵌段共聚物，分散于液體CO2后在特殊表面活性劑的協(xié)助下發(fā)生CO2溶劑化，速溶后大幅度提升CO2黏度。室內(nèi)模擬YC 油田區(qū)塊，對(duì)稠化劑/CO2體系進(jìn)行了剪切流變性、高溫高壓流變性靜態(tài)評(píng)價(jià)；再結(jié)合二維巖心、三維三軸模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)了稠化劑/CO2體系的驅(qū)油效果，為YC 油田CO2驅(qū)油方案的設(shè)計(jì)提供了實(shí)驗(yàn)依據(jù)和理論參考。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

YC 油田脫水脫氣原油與煤油配制的模擬油，60℃地層溫度下模擬油的黏度為2.38 mPa·s；YC油田模擬地層水，水型為CaCl2型，礦化度為147879.9 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：K++Na+45916.8、Mg2+1329.57、Ca2+10159.08、Cl-89306.35、SO42-954.84、HCO3-213.26；CO2，純度99.99%，北京京高氣體有限公司；LSS新型稠化劑，YC油田某研究院；氫氟酸，江蘇鹽城響水新聯(lián)合化學(xué)有限公司；采用YC 區(qū)塊天然露頭巖心和人工壓制仿真巖心，非均質(zhì)巖心滲透率級(jí)差為5（5×10-3/1×10-3μm2）和10（10×10-3/1×10-3μm2），規(guī)格為4.5×4.5×30（cm），巖心視體積607.5 cm3；三維模型巖心直徑為40 cm，高度為5.2 cm，均質(zhì)巖心滲透率為5×10-3μm2。

Anton Par Physical MCR 301 旋轉(zhuǎn)流變儀，上海納锘實(shí)業(yè)有限公司；Haake MARS-3旋轉(zhuǎn)流變儀，德國(guó)賽默飛世爾公司；KDHW-Ⅱ型自控恒溫箱，江蘇珂地石油機(jī)械制造有限公司；HAS-100HSB 型恒壓恒速泵，北京衛(wèi)星制造廠；巖心夾持器（φ2.5×15（cm）、4.5×4.5×30（cm））、自制BDM 高壓三維三軸模型裝置（模型下部有圍壓入口，內(nèi)部設(shè)有三軸裝置和邊水圍壓）、活塞中間容器、壓差變送器及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、回壓閥，江蘇海安石油儀器廠；D07-11C 型氣體流量計(jì)、CS200型氣體流量計(jì)，成都萊峰科技有限公司；氣液分離裝置，南通華興石油儀器有限公司。

圖1 三維三軸仿真物理模型

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）稠化劑/二氧化碳體系增黏效果評(píng)價(jià)

把單一稠化劑液體加入MCR 301 流變儀中間腔，水浴加熱到設(shè)定溫度40數(shù)80℃，待溫度穩(wěn)定后，采用變剪切速率7.2數(shù)200 s-1測(cè)定稠化劑的黏度。

配制稠化劑/CO2體系，洗凈儀器，通風(fēng)干燥，將哈克流變儀的容器腔水浴加熱至模擬溫度40數(shù)80℃。使用精準(zhǔn)注射器按照不同濃度注入不同體積的稠化劑，密封注入高壓CO2，注入CO2時(shí)一端連接數(shù)字壓力傳感器，到設(shè)定壓力后關(guān)緊閥門(mén)，并震蕩攪拌混合均勻，使其形成稠化劑/CO2體系。把容器腔連接到哈克流變儀中間空槽上，待水浴溫度達(dá)到模擬溫度40℃時(shí)開(kāi)始測(cè)量，后逐漸升高至實(shí)驗(yàn)設(shè)定溫度，在變剪切速率1數(shù)200 s-1和定剪切速率170 s-1條件下測(cè)定稠化劑/CO2體系的黏度。

（2）稠化劑/CO2體系驅(qū)油效果評(píng)價(jià)

將二維巖心物理模型置于60℃的恒溫箱中，飽和模擬地層油，先進(jìn)行連續(xù)CO2驅(qū)替，驅(qū)替至氣體大量竄逸不出油后，注入0.1 PV 稠化劑，再進(jìn)行后續(xù)CO2驅(qū)替至實(shí)驗(yàn)結(jié)束。原油高壓物性實(shí)驗(yàn)操作流程遵循石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5102—1993《石油勘探開(kāi)發(fā)儀器基本環(huán)境試驗(yàn)方法試驗(yàn)K：高溫高壓試驗(yàn)》。具體實(shí)驗(yàn)步驟為：①選取巖心并烘干，測(cè)量巖心長(zhǎng)寬高，計(jì)算視體積Vb，進(jìn)行防腐蝕處理。②將環(huán)氧樹(shù)脂刷在巖心外表面，待環(huán)氧樹(shù)脂干燥后用氫氟酸洗滌入口及出口，將巖心放入烘箱中烘干2 h，再把巖心放入巖心夾持器中，加環(huán)壓，抽真空4數(shù)8 h。③飽和地層水，測(cè)量孔隙體積Vp，計(jì)算孔隙度（Vp/Vb×100%）。④連接好設(shè)備，在不同速率（0.5數(shù)1.0 mL/min）下測(cè)定水測(cè)滲透率，設(shè)定地層溫度為60℃，升溫至溫度、氣罐壓力穩(wěn)定。⑤將巖心飽和原油，速率0.1 mL/min，至出口不再產(chǎn)水只產(chǎn)油即為飽和油結(jié)束，關(guān)閉所有出入口，巖心老化48 h。⑥老化結(jié)束后，通過(guò)回壓閥控制出口端回壓8數(shù)10 MPa，從入口恒速注入CO2進(jìn)行驅(qū)替，驅(qū)替至大量氣竄不產(chǎn)油時(shí)，更換注入體系，分別記錄產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、生產(chǎn)氣油比和注入壓力等數(shù)據(jù)。⑦從入口注入稠化劑/CO2體系0.1 PV，記錄產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、生產(chǎn)氣油比和注入壓力等數(shù)據(jù)。⑧再次注入CO2驅(qū)替，一直到實(shí)驗(yàn)結(jié)束，記錄產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、生產(chǎn)氣油比和注入壓力數(shù)據(jù)，分析評(píng)價(jià)稠化劑/CO2體系驅(qū)油效果。

三維三軸仿真物理模型采用五點(diǎn)井網(wǎng)類型井排，驅(qū)替方式采用一注一采形式，1#為生產(chǎn)注入井，2數(shù)4#為壓力檢測(cè)井，5#為生產(chǎn)采出井。實(shí)驗(yàn)溫度為59℃，飽和模擬地層油，先水驅(qū)再CO2驅(qū)替至不出油，注入稠化劑/CO2混合體系0.2 PV，再進(jìn)行后續(xù)CO2驅(qū)替至實(shí)驗(yàn)結(jié)束。實(shí)驗(yàn)前5步驟和二維巖心實(shí)驗(yàn)相同。⑥先水驅(qū)至含水率為98%，然后再CO2驅(qū)替至大量氣竄不產(chǎn)油，后續(xù)實(shí)驗(yàn)步驟與二維巖心的一致。

2 結(jié)果與討論

2.1 稠化劑耐溫性能

40、50、60、70、80℃下稠化劑在常壓、變剪切速率下的黏度穩(wěn)定值分別為38.76、39.94、67.52、178.35、264.70 mPa·s。在不同溫度下，隨著剪切速率的增大，稠化劑黏度值逐漸變小并最終趨于穩(wěn)定，表明該稠化劑屬于黏彈性非牛頓流體，具有聚合物溶液的流變特性，在剪切作用下出現(xiàn)了剪切稀化特征；而隨著溫度的升高，稠化劑黏度值逐漸增大，表明該稠化劑能很好地適應(yīng)地層溫度，在地層條件下的穩(wěn)定性較好。

2.2 稠化劑/CO2體系增黏性能

在稠化劑耐溫性能評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，使用旋轉(zhuǎn)流變儀依次測(cè)定稠化劑/CO2體系在不同濃度、不同溫度和不同壓力下對(duì)提高CO2黏度的效果。（1）第一組（圖2）稠化劑優(yōu)化加量為1.0%，壓力為13.80 MPa。（2）第二組（圖3）溫度為40數(shù)80℃，稠化劑加量為1.0%，壓力為13.80 MPa。（3）第三組（圖4）壓力為7數(shù)30 MPa，稠化劑加量為1.0%，溫度為60℃。另外，CO2常溫常壓下是氣態(tài)（黏度為0.014 mPa·s），加入壓力時(shí)，氣態(tài)CO2進(jìn)入超臨界狀態(tài)（溫度約為31℃，壓力7.2 MPa），超臨界CO2黏度為0.023 mPa·s。

圖2 不同溫度下稠化劑/CO2黏度隨剪切速率的變化

圖3 不同剪切速率下稠化劑/CO2黏度隨溫度的變化

圖4 不同剪切速率下稠化劑/CO2黏度隨壓力的變化

測(cè)試結(jié)果表明，隨著剪切速率的增大，體系黏度逐漸變小，但最終趨于穩(wěn)定。這主要是由于剪切速率變化對(duì)稠化劑分子間空間結(jié)構(gòu)的影響造成的。在剪切力的作用下，稠化劑分子間的空間結(jié)構(gòu)逐漸被破壞，增大了稠化劑分子的間距，排列方式從由原來(lái)的多個(gè)稠化劑分子的緊密排列變?yōu)閱蝹€(gè)稠化劑分子的稀疏排列，空間排列趨向于一致，減小了體系流動(dòng)的阻力，使得體系的黏度降低。同時(shí)在剪切力的作用下，體系被剪切均勻，因此黏度值逐漸穩(wěn)定。相比于單一CO2，170 s-1下稠化劑/CO2體系的黏度比常溫常壓下的CO2黏度（0.014 mPa·s）增大了近20 倍。稠化劑能增加CO2的黏度取決于稠化劑在CO2中的溶解性。微觀上稠化劑分子和CO2分子有了更多的相互作用，稠化劑在CO2中形成了一定的空間結(jié)構(gòu)，使得稠化劑分子與CO2分子之間的作用力增強(qiáng)，因此黏度增加。圖3 黏溫曲線中，隨著溫度的升高，CO2的黏度值基本不變，但隨著定剪切速率的增大，黏度值逐漸降低。隨著溫度升高，CO2的密度減小，CO2分子之間的間距增大，其作為溶劑溶解稠化劑的能力下降；同時(shí)溫度升高，稠化劑的飽和蒸汽壓上升，其在CO2中的溶解度增加。綜合兩種相互作用結(jié)果可見(jiàn)，溫度對(duì)稠化劑/CO2體系黏度的影響較小。

黏壓曲線中，隨著壓力的增加，稠化劑/CO2體系的黏度值逐漸增大。壓力增加，CO2的密度增大，CO2分子間的間距減小，增強(qiáng)了稠化劑分子與CO2分子間的相互作用力，因而增加了稠化劑在CO2中的溶解度；同時(shí)壓力增加，分子鏈段活動(dòng)的范圍減小，分子間的作用力增大，鏈段之間的運(yùn)動(dòng)變得困難，從而使得體系的空間結(jié)構(gòu)得到加強(qiáng)，減小了剪切力對(duì)體系空間結(jié)構(gòu)的破壞，因此稠化劑/CO2體系的黏度隨著壓力的升高而增加［14］。

2.3 稠化劑/CO2體系非均質(zhì)巖心驅(qū)油效果

2.3.1 級(jí)差為5的巖心驅(qū)替動(dòng)態(tài)

級(jí)差為5 的巖心的孔隙體積為68 cm3、孔隙度11.2%、飽和油體積32 mL、含油飽和度47%。注入0.1 PV 稠化劑/CO2體系前后的產(chǎn)油量、生產(chǎn)氣油比和注入壓力變化見(jiàn)圖5 和圖6。由圖5 可見(jiàn)，CO2連續(xù)驅(qū)替原油16.2 mL，采收率為50.63%，生產(chǎn)氣油比從0 逐漸增至3000 m3/m3（氣驅(qū)已無(wú)經(jīng)濟(jì)效益，為嚴(yán)重氣竄驅(qū)替停止的經(jīng)驗(yàn)數(shù)值），不再產(chǎn)油后注入0.1 PV稠化劑/CO2體系，然后進(jìn)行后續(xù)CO2驅(qū)替。注入稠化劑/CO2混合體系共采出原油4.4 mL，提高采收率13.75%。生產(chǎn)氣油比隨著稠化劑體系的注入緩慢降至300 m3/m3，再次注入CO2后生產(chǎn)氣油比先降低，而后快速突破達(dá)到最大3000 m3/m3。造成注入稠化劑/CO2體系和連續(xù)氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)差異的原因與滲透率級(jí)差有關(guān)。巖心存在高低滲流通道，在驅(qū)替時(shí)優(yōu)先選擇滲流阻力較小的高滲層通道，高滲層中的原油采出較多，低滲層孔隙中的原油采出量有限。注入稠化劑/CO2混合體系后，稠化劑體系被剪切吸附而滯留在高滲層孔隙中，堵塞高滲層的微小孔隙，進(jìn)入低滲層孔隙中的CO2增多，與原油接觸后，原油體積膨脹流動(dòng)被驅(qū)替出來(lái)，采收率增加。但由于高滲層氣竄通道優(yōu)勢(shì)明顯，后續(xù)注入的稠化劑/CO2體系會(huì)沿著高滲層的優(yōu)勢(shì)通道竄逸，再次形成氣竄，實(shí)驗(yàn)不再出油。

圖5 級(jí)差為5的巖心產(chǎn)油量和生產(chǎn)氣油比

由圖6可見(jiàn)，前期注入壓力較大，開(kāi)始?xì)飧Z時(shí)降幅明顯，待穩(wěn)定后更換注入稠化劑/CO2體系，注入壓力短暫穩(wěn)定后逐漸下降，再次注入CO2，注入壓力開(kāi)始上升，隨后緩慢下降但高于前期注入稠化劑/CO2體系氣竄時(shí)的壓力值。注入壓力的變化主要和巖心內(nèi)部的流動(dòng)阻力有關(guān)。巖心中的流體本身具有黏滯阻力，油的黏滯阻力最大，其次為水，CO2最小。CO2驅(qū)油時(shí)，隨著地層中含油飽和度的降低，黏滯阻力逐漸降低。其次，油、水、CO2在孔隙空間流動(dòng)，流體與孔隙表面作用產(chǎn)生的阻力隨含氣飽和度的增加逐漸降低。再者，隨著CO2注入的增加，油中溶解的CO2增加，CO2與原油之間的界面張力減小，水、油、CO23種流體間的界面張力產(chǎn)生的毛管阻力減小。稠化劑能調(diào)控CO2的流度，稠化劑/CO2體系一定程度上抑制了氣體的竄逸，因此在一定程度上提高了氣驅(qū)采收率［15-17］。

圖6 級(jí)差為5的巖心采收率和注入壓力

2.3.2 級(jí)差為10的巖心驅(qū)替動(dòng)態(tài)

級(jí)差為10的巖心的孔隙體積為85 cm3、孔隙度14%、飽和油體積48 mL、含油飽和度56.5%。注入0.1 PV稠化劑/CO2體系前后的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、生產(chǎn)氣油比和注入壓力變化見(jiàn)圖7和圖8。由圖7可見(jiàn)，CO2連續(xù)驅(qū)替原油21 mL，采收率為43.75%，生產(chǎn)氣油比從0 逐漸增至3000 m3/m3。不再產(chǎn)油后注入0.1 PV 稠化劑/CO2體系，然后進(jìn)行后續(xù)CO2驅(qū)替。注入稠化劑/CO2體系共采出原油5.7 mL，提高采收率11.98%。生產(chǎn)氣油比隨著稠化劑體系的注入緩慢降至300 m3/m3，再次注入CO2后生產(chǎn)氣油比先降低后增大，而后快速突破達(dá)到最大3000 m3/m3。

圖7 級(jí)差為10的巖心產(chǎn)油量和生產(chǎn)氣油比

由圖8 可見(jiàn)，滲透率級(jí)差增大，采收率增幅降低，產(chǎn)油速率增大；滲透率級(jí)差越大，見(jiàn)氣時(shí)間越早，產(chǎn)氣速率越大。注入壓力變化整體趨勢(shì)和圖6相似。由于滲透率級(jí)差的增大，高、低滲層通道的差異更加突出，注入壓力后期的穩(wěn)定值大于注入稠化劑/CO2體系氣竄時(shí)的壓力值，出現(xiàn)了和級(jí)差為5的巖心組相同的實(shí)驗(yàn)結(jié)果［18］。結(jié)合壓力數(shù)值和實(shí)驗(yàn)后的巖心剖面，分析認(rèn)為低滲層通道的原油并沒(méi)有被采集，而是高滲層通道內(nèi)部的原油與后續(xù)稠化劑/CO2體系相接觸，稠化劑滯留在高滲層通道內(nèi)，一定程度上堵塞了氣竄通道，CO2進(jìn)入高滲層通道的內(nèi)部與原油接觸，氣體膨脹攜帶原油，從而提高了采收率，但由于級(jí)差的進(jìn)一步增大，稠化劑/CO2體系堵塞高滲層通道的能力減弱，很快又形成氣竄，不再產(chǎn)油。對(duì)比實(shí)驗(yàn)表明滲透率級(jí)差越大，越不利于稠化劑/CO2體系的應(yīng)用?，F(xiàn)場(chǎng)驅(qū)替時(shí)應(yīng)綜合考慮油田礦場(chǎng)的實(shí)際情況、非均質(zhì)性和有無(wú)裂縫的地質(zhì)條件來(lái)進(jìn)行氣體驅(qū)替方案的最佳選擇。

圖8 級(jí)差為10的巖心采收率和注入壓力

2.4 稠化劑/CO2體系均質(zhì)巖心驅(qū)油效果

由均質(zhì)巖心三維物理模擬實(shí)驗(yàn)驅(qū)油動(dòng)態(tài)曲線（圖9）可以看出，水驅(qū)至0.23 PV 時(shí)為無(wú)水采油階段，無(wú)水采油期較長(zhǎng)，見(jiàn)水后含水率逐漸上升到98%，水驅(qū)階段累積產(chǎn)油量為396.2 mL；隨后注入CO2進(jìn)行驅(qū)替，驅(qū)替結(jié)束時(shí)含水率降至33.33%，氣驅(qū)階段累積產(chǎn)油量為115.2 mL；大量氣竄后注入0.2 PV 稠化劑/CO2體系并進(jìn)行后續(xù)CO2驅(qū)替和后續(xù)水驅(qū)，含水率先下降后上升至98%，此階段累積產(chǎn)油量為52.7 mL。

圖9 均質(zhì)巖心稠化劑/CO2體系驅(qū)油動(dòng)態(tài)曲線

由于稠化劑/CO2體系的注入改善了CO2的流度，使得連續(xù)氣驅(qū)階段的CO2流度降低，同時(shí)注入的混合體系中稠化劑由于剪切吸附的滯留，一定程度上封竄了氣體竄逸通道，CO2進(jìn)入到微小孔隙中，增大了CO2的波及體積，隨著后續(xù)氣體的注入把膨脹的剩余油驅(qū)替出來(lái)［19-21］。由此可見(jiàn)，均質(zhì)巖心中注入稠化劑/CO2體系對(duì)于改善氣體流度、擴(kuò)大波及體積的效果非常明顯，可有效改善CO2氣體嚴(yán)重竄逸的情況，同時(shí)有效波及到水驅(qū)后的剩余油，提高原油采收率。

3 結(jié)論

LSS 新型稠化劑耐溫性較好，可大幅增加CO2的黏度。在40數(shù)80℃，溫度對(duì)稠化劑/CO2體系黏度的影響較小。隨剪切速率增加，稠化劑/CO2體系黏度減??；隨著壓力的增加，稠化劑/CO2體系的黏度逐漸增大。在模擬地層條件下，稠化劑/CO2體系具有良好的降低CO2流度和改善氣驅(qū)效果的作用。對(duì)于非均質(zhì)性巖心，滲透率級(jí)差小的巖心的采收率增幅大于滲透率級(jí)差大的巖心；對(duì)于均質(zhì)巖心，稠化劑/CO2體系可有效改善CO2氣體嚴(yán)重竄逸的問(wèn)題，進(jìn)一步發(fā)揮CO2良好的驅(qū)油效果，大幅度提高原油采收率。