王曉燕,章 楊,張 杰,程海鷹,姬虎軍,汪文昌,李 輝,梁 晨,李陳洋,張 亮,7

(1.中國石油大港油田采油工藝研究院,天津 300280;2.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院,黑龍江大慶 163318;3.中國石油大港油田第二采油廠,天津 300280;4.中國石油大港油田工程技術(shù)處,天津300280;5.中國石油大港油田勘探開發(fā)研究院,天津 300280;6.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島266580;7.非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點實驗室(中國石油大學(xué)(華東)),山東青島 266580)

CO2吞吐是一種有效的增產(chǎn)措施,適用于原油黏度較高的稠油油藏、連通性較差的低滲輕質(zhì)油藏、以及無法建立驅(qū)替系統(tǒng)的斷塊油藏等。CO2的增產(chǎn)機制主要有溶脹降黏、增能助排、混相萃取、改善流度比、降低界面張力、酸化解堵等作用[1]。CO2吞吐工藝在國內(nèi)外稠油油藏中已得到廣泛應(yīng)用[2-13]。美國Ritchie稠油油田[3]、土耳其BatiRaman稠油油田[4]以及特立尼達(dá)和多巴哥的Trinidad-Tobago森林油田[5]先后開展了CO2吞吐試驗,開井產(chǎn)量提高1.1～4倍,部分井短期內(nèi)甚至提高8～12倍,增產(chǎn)效果顯著。中國稠油儲量豐富,其中特稠油、超稠油占60%。近年來,蘇北盆地興北油田普通稠油油藏[6]、吐哈油田馬46井區(qū)低滲稠油油藏[7]、遼河油田冷42塊、高3624塊和錦45塊深層稠油油藏[8]、冀東油田淺薄層稠油油藏[9-10]以及勝利油田王莊鄭411塊特超稠油油藏和墾西羅322區(qū)塊超深層稠油油藏[11-13]先后開展了CO2吞吐試驗,表現(xiàn)出產(chǎn)油量升高、含水率下降的增產(chǎn)效果,換油率在0.31～0.85。綜上,不同稠油油藏的儲層物性、開展CO2吞吐時機、采用的井型不同,導(dǎo)致主要利用的提高采收率(EOR)機制不同,CO2換油率差異也較大,需要視情況制定有效方案?？傮w上,CO2吞吐在淺層稠油中應(yīng)用效果良好,而在深層低滲、非均質(zhì)較強的稠油油藏中應(yīng)用效果一般較差。筆者以大港油田埕隆101H稠油油藏為例,采用高溫高壓PVT試驗裝置和填砂管驅(qū)替試驗裝置,開展CO2-原油體系高壓物性測定和CO2吞吐增產(chǎn)效果評價;采用油藏數(shù)值模擬方法,開展先導(dǎo)試驗CO2吞吐水平井生產(chǎn)歷史擬合和增產(chǎn)機制分析,為該區(qū)塊CO2吞吐方案設(shè)計及優(yōu)化提供指導(dǎo)。

1 CO2-原油高壓物性及吞吐效果評價試驗

1.1 試驗設(shè)備及方法

1.1.1 試驗設(shè)備

(1)高溫高壓PVT試驗裝置。采用高溫高壓PVT試驗裝置進(jìn)行CO2-原油高壓物性的測定,包括溶脹降黏、混合溶解、混相萃取等性能。試驗裝置示意圖如圖1(a)所示,其中PVT筒最大工作壓力為70 MPa,最大工作溫度為150 ℃,可變?nèi)莘e為210 mL,通過上下反轉(zhuǎn)帶動筒內(nèi)滑塊進(jìn)行油氣混合,PVT筒外裝有加熱保溫套及壓力傳感器,實現(xiàn)對PVT筒的精確控溫(精度0.1 ℃)和筒內(nèi)壓力實時監(jiān)測(精度0.01 MPa)。高壓盤管測黏裝置(圖1(b))主要由高壓盤管(內(nèi)徑1 mm,耐壓70 MPa)、溫箱、恒壓恒速泵(精度0.01 mL/min)、150 mL中間容器、盤管、背壓閥、壓力傳感器組成,根據(jù)盤管兩端流動壓差,利用流體力學(xué)方程求取測試流體黏度[14],

(1)

式中,μ為流體黏度,Pa·s;Δp為細(xì)管前后端壓差,Pa;d為細(xì)管內(nèi)徑,m;L為細(xì)管長度,m;Q為流量,m3/s;ρ為流體密度,kg/m3;v為流體流速,m/s;Re為雷諾數(shù),Re<100,層流。

(2)填砂管驅(qū)替試驗裝置。采用填砂管驅(qū)替試驗裝置進(jìn)行CO2吞吐增產(chǎn)效果評價試驗。試驗裝置示意圖如圖1(c)所示。主要包括填砂管、溫箱、中間容器、平流泵、背壓閥、壓力傳感器及數(shù)據(jù)采集設(shè)備、收集流體用量筒等,其中填砂管長25 cm,內(nèi)徑為2.5 cm,耐壓25 MPa,耐溫150 ℃;溫箱最大工作溫度為300 ℃,控溫精度為0.1 ℃;壓力傳感器量程為50 MPa,精度為0.01 MPa,可以對填砂管前后端壓力進(jìn)行實時監(jiān)測和記錄。

圖1 試驗裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of experimental equipment

1.1.2 試驗材料

主要試驗材料包括埕隆1601區(qū)塊101H井脫水原油(常壓50 ℃下,原油密度為0.973 7 g/cm3,黏度為597 5 mPa·s)、地層水(井口產(chǎn)出流體分離得到)、純度99.92% CO2(青島天源公司提供)、石英砂(粒徑為0.18～0.25 mm)。

1.1.3 試驗步驟

(1)溶脹降黏試驗:①檢驗PVT裝置密封性;②垂直放置PVT筒,將筒內(nèi)活塞退至底部,稱取適量油樣(約為PVT筒體積的70%)倒入筒內(nèi)并抽真空,加熱并維持在油藏溫度;③推動筒內(nèi)活塞,逐漸提高PVT筒壓力,記錄壓力-體積關(guān)系,在油藏壓力條件下取樣并測黏;④將筒內(nèi)活塞退至底部,注入一定量CO2,逐漸提高PVT筒壓力并記錄壓力和體積,同樣在油藏壓力下取樣測黏;⑤重復(fù)步驟④,共加入7次CO2;⑥ 結(jié)束試驗,處理試驗數(shù)據(jù),計算不同CO2溶解度下原油物性。

(2)混溶效果試驗:①檢驗PVT裝置密封性;②垂直放置PVT筒,將筒內(nèi)活塞退至底部,稱取適量油樣(約為PVT筒體積的70%)倒入筒內(nèi)并抽真空,然后加熱至油藏溫度;③從PVT筒上部注入CO2至壓力達(dá)到地層壓力,然后關(guān)閉閥門靜止,使CO2逐漸溶解于原油中,記錄筒中壓力下降過程;④當(dāng)筒內(nèi)壓力達(dá)到平衡時,保持壓力不變,推動活塞排出上部未溶解CO2,然后繼續(xù)推動活塞取樣測定不同混溶距離下原油黏度;⑤重復(fù)步驟② 、③ 、④,但步驟③中關(guān)閉閥門后,進(jìn)行PVT筒的上下翻轉(zhuǎn)攪拌,翻轉(zhuǎn)速度為1次/min;⑥ 結(jié)束試驗,處理試驗數(shù)據(jù),計算CO2溶解速度和混溶距離[15]。

(3)混相萃取試驗:①采用界面張力儀測定油藏溫度下CO2-原油界面張力與壓力關(guān)系;②向PVT筒內(nèi)倒入適量油樣(約為PVT筒體積的70%)和注入一定量CO2,保持油藏溫度和壓力進(jìn)行攪拌,使CO2與原油充分混合并萃取原油中的輕質(zhì)組分;③12 h后停止攪拌,垂直靜置PVT筒2 h,定壓排出上部氣體并收集從氣體中析出的凝析油;④對排出氣和剩余油進(jìn)行組成分析,對剩余油進(jìn)行黏度測定等。

(4)CO2吞吐試驗:①制備填砂管模型,連接驅(qū)替試驗裝置各部分;②對填砂管飽和地層水,在油藏溫度和壓力下水測滲透率,而后飽和原油進(jìn)行老化;③將填砂管前端作為生產(chǎn)端,后端采用背壓閥控制,模型邊界最大突破壓力為地層原始壓力;④首先進(jìn)行降壓生產(chǎn),而后進(jìn)行3個輪次CO2吞吐,每輪次注入0.05VP(VP為孔隙體積)CO2,燜井時間由混溶時間確定,計量每個階段產(chǎn)油量并計算采收率和換油率。

1.1.4 試驗方案

試驗方案如表1所示,共計13組,綜合評價CO2-原油體系的高壓物性及CO2吞吐增產(chǎn)效果。

表1 CO2-原油高壓物性及CO2吞吐試驗方案Table 1 Experimental scheme of CO2-crude oil high-pressure properties and CO2 huff and puff

1.2 試驗結(jié)果

1.2.1 溶脹降黏效果

CO2在埕隆101H井稠油中的溶脹降黏效果如圖2所示。其中原油體積系數(shù)是指地層溫度壓力條件下溶解了一定量CO2后的原油體積與常溫常壓下脫氣原油體積之比,原油膨脹系數(shù)是指地層溫度壓力條件下溶解了一定量CO2后的原油體積與未溶解CO2原油體積之比。由圖2可知,油藏溫度56.6 ℃條件下,隨著CO2在原油中的溶解量增加,原油飽和壓力、體積系數(shù)和膨脹系數(shù)也呈線性增加,進(jìn)而導(dǎo)致原油密度線性減小。當(dāng)飽和壓力為12.22 MPa時,CO2在原油中的溶解量可達(dá)45.32 m3/t,原油體積系數(shù)為1.16,膨脹系數(shù)為1.17,原油密度從0.98 g/cm3下降至0.905 g/cm3。此外,油藏條件下,隨著CO2溶解量增大,原油黏度從5 505 mPa·s快速下降,當(dāng)CO2溶解量超過25.15 m3/t時,CO2降黏效果減緩,降黏率達(dá)到97.57%,隨后逐漸升高至99.18%;而在飽和壓力下,原油黏度小于地層壓力下原油黏度,隨著CO2溶解量增大,飽和壓力逐漸接近地層壓力,兩壓力下原油黏度逐漸相等。

圖2 CO2-原油溶脹降黏試驗結(jié)果Fig.2 Experimental results of CO2-crude oil swelling and viscosity reduction

1.2.2 混合溶解效果

考慮CO2-原油靜態(tài)接觸和動態(tài)攪拌兩種情況下的混合溶解過程,試驗結(jié)果如圖3和4所示。

CO2-原油靜態(tài)混溶情況下,PVT筒垂直靜置137 h,初始壓力從13.5 MPa下降至12.45 MPa,根據(jù)氣體狀態(tài)方程可求得原油中CO2溶解量達(dá)到1 378 mL(標(biāo)況),平均溶解氣油比達(dá)到8.28。前28 h內(nèi),CO2在原油中的溶解速率較快,最大可達(dá)0.005 9 mL/mL/min,之后變慢并趨于穩(wěn)定,平均為0.000 59 mL/mL/min。137 h后,測得距離氣液界面越遠(yuǎn)的原油的溶解氣油比和降黏率越小,靠近氣液界面處氣油比最大,可達(dá)46.8,降黏率為99.25%,最大混溶距離約為10.37 cm,說明在CO2-原油靜態(tài)接觸條件下,CO2僅通過擴散作用向原油深處溶解時,溶解速度較慢,擴散距離較短。

CO2-原油動態(tài)混溶情況下,PVT筒按1次/min上下翻轉(zhuǎn)加速CO2與原油的混合,導(dǎo)致筒內(nèi)壓力快速下降,僅2.4 h后壓力就從初始的13.88 MPa降低至10.16 MPa,并保持穩(wěn)定,47 h后CO2在原油中的溶解量為4 168 mL,平均溶解氣油比為26.16。前2.4 h,CO2在原油中的溶解速率較快,最大可達(dá)0.291 2 mL/mL/min,之后趨于穩(wěn)定,平均為3.62×10-4mL/mL/min,幾乎不再溶解。47 h后PVT筒垂直靜置,可能受重力分異影響,取樣測得不同混溶距離下溶解氣油比和降黏效果有一定差異,靠近氣液界面處稍高,達(dá)31.10,降黏率為97.73%,混溶距離為全部混合。

此外,參考李東東等[16]、葉安平等[17]建立的CO2-原油擴散系數(shù)測定方法,根據(jù)PVT筒內(nèi)壓降,計算得到靜態(tài)和動態(tài)混溶條件下,CO2在埕隆101原油中的擴散系數(shù)分別為2.92×10-9和1.33×10-6m2/s。動態(tài)混溶條件下,主要發(fā)生CO2與原油的對流混合,并不是嚴(yán)格意義的CO2擴散過程,計算得到的CO2擴散系數(shù)應(yīng)該是動態(tài)混溶的等效擴散系數(shù),高出靜態(tài)擴散系數(shù)3個數(shù)量級。認(rèn)為動態(tài)混溶試驗與CO2注入過程相似,靜態(tài)混溶試驗與CO2燜井過程相近,因此動靜態(tài)混溶試驗測定的CO2溶解速率及擴散系數(shù),可在一定程度上反映CO2在注入及燜井過程中與原油混合溶解特性的差異。

圖3 CO2-原油靜態(tài)混溶試驗結(jié)果Fig.3 Experimental results of CO2-crude oil static miscibility

圖4 CO2-原油動態(tài)混溶試驗結(jié)果Fig.4 Experimental results of CO2-crude oil dynamic miscibility

1.2.3 混相萃取效果

為評價油藏條件下CO2與原油間的混相萃取效果,首先采用懸滴法[18]測定油藏溫度下隨壓力升高時CO2-原油界面張力變化,如圖5所示。隨著壓力升高,CO2與原油間的界面張力逐漸下降,并在10 MPa附近出現(xiàn)拐點,之后界面張力下降緩慢,在油藏壓力12.22 MPa下,界面張力為2.9 mN/m,當(dāng)壓力繼續(xù)提高至18 MPa,界面張力仍存在,說明在油藏條件下,CO2-原油處于非混相狀態(tài)。

圖5 油藏溫度下隨壓力升高CO2-原油界面張力變化Fig.5 Changes of IFT of CO2-crude oil with increasing pressure at reservoir temperature

隨后采用PVT裝置測試CO2對原油的萃取效果,結(jié)果如圖6所示。在油藏條件下,超臨界CO2可以萃取出原油中少量透明輕質(zhì)油,一次收集到的萃取油量僅為0.237 g,收集到氣樣為25 355 mL,因此氣相中油氣比約為0.009 35 g/L,由于萃取油量較少無法直接進(jìn)行組成分析,但從萃取后剩余原油組成變化推斷,萃取出的輕質(zhì)油主要為C5～C14的烷烴組分。萃取氣體常壓下主要組成為CO2及少量混入的空氣,未發(fā)現(xiàn)烷烴氣體。萃取后剩余油中飽和烴含量減少,芳香烴、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量增大,總體提高10.14%。萃取后剩余油中飽和烴中C5～C14含量減少,尤其是輕質(zhì)組分C5～C7含量減少明顯,C15以上組分含量增加。測定萃取后剩余油黏度,黏度略微增大。

圖6 CO2萃取原油試驗結(jié)果Fig.6 Experimental results of CO2 extraction of crude oil

1.2.4 CO2吞吐效果

在開展CO2吞吐試驗前,首先根據(jù)靜態(tài)混溶試驗結(jié)果估算填砂管CO2吞吐燜井時間。主要步驟為:①根據(jù)靜態(tài)混溶試驗前28 h壓降,計算得到CO2在原油中的溶解擴散通量(CO2溶解量/PVT筒截面積/時間)為2.59 mL/cm2/h;②假設(shè)填砂管長度為25 cm,直徑為2.5 cm,孔隙度為0.3,初始含油飽和度為0.7,單輪次CO2注入量為0.05VP,則估算得到CO2注入前緣距離約為7 cm,燜井期間需要溶解擴散的游離態(tài)CO2量(注入CO2總量-注入期間溶解于原油中的CO2量)為247 mL(標(biāo)況);③估算CO2吞吐燜井時間(游離態(tài)CO2量/擴散通量/填砂管有效截面積)約為2.7 d。

實際開展CO2吞吐試驗時,填砂管長度為25 cm,孔隙度為38.9%,滲透率為113.18×10-3μm2,飽和原油40 mL,注入0.05VPCO2,結(jié)果如圖7所示。降壓生產(chǎn)階段,采出程度為2.63%,經(jīng)過3輪次相同CO2注入量吞吐后采收率達(dá)到7.54%;隨著吞吐輪次增加,CO2換油率逐漸減小,第1輪次換油率最高為1.33,3輪次平均為0.62;從燜井時間來看,第1輪次燜井時間為4.3 d,但約2.6 d后壓降基本穩(wěn)定,與理論計算結(jié)果相近,因此第2、3輪次采取了約2.5 d的燜井時間。

圖7 CO2吞吐試驗結(jié)果Fig.7 Experimental results of CO2 huff and puff

2 先導(dǎo)試驗井CO2吞吐效果及增產(chǎn)機制

2.1 先導(dǎo)試驗井CO2吞吐實施效果

大港油田埕隆1601區(qū)塊為稠油砂巖油藏,斷鼻巖性層狀構(gòu)造,屬中孔中滲、正常溫壓系統(tǒng)。先導(dǎo)試驗井埕隆101H為水平井,水平段長度為415 m,油藏埋深1 250 m,有效厚度為15.2 m,溫度為56.6 ℃,壓力為12.22 MPa,平均孔隙度為19.03%,平均滲透率為130.88×10-3μm2,初始含油飽和度為0.7,油藏下部存在底水。該井于2018年11月24日投產(chǎn),平均日產(chǎn)液13.2 m3,日產(chǎn)油2.80 t,含水率較高為78.79%,截至2019年4月17日,階段產(chǎn)油405.63 t,產(chǎn)水1 435.79 m3;2019年4月18日開始注入CO2,注入速度為80 t/d,10 d累積注入800 t;燜井30 d后開井生產(chǎn),含水率降低至5%,日產(chǎn)油峰值達(dá)到37.72 t,一個月后產(chǎn)油量維持在11 t/d,含水率維持在56.5%,截至2019年9月12日,階段產(chǎn)油1 254.4 t,階段產(chǎn)水986.95 m3,CO2換油率為1.21(基于增油量),增油控水效果顯著。

2.2 生產(chǎn)歷史擬合及增產(chǎn)機制

2.2.1 CO2吞吐生產(chǎn)歷史擬合

為更好地分析埕隆101H井的CO2吞吐增產(chǎn)機制,采用油藏數(shù)值模擬軟件CMG-GEM建立埕隆101H井CO2吞吐數(shù)值模擬模型,并進(jìn)行生產(chǎn)歷史擬合。埕隆101H井為新投產(chǎn)井,附近儲層為水平產(chǎn)狀,受掌握資料限制,建立均質(zhì)地質(zhì)模型,根據(jù)井網(wǎng)井距和單井控制儲量,確定模型尺寸為600 m×600 m×15 m,網(wǎng)格為12 m×12 m×1 m,網(wǎng)格數(shù)量為50×50×15=37 500,水平井段所在小層近井30 m內(nèi)進(jìn)行網(wǎng)格加密。儲層物性及溫壓條件按實際賦值。根據(jù)室內(nèi)試驗測定的原油組成,將原油烷烴組成劃分為輕質(zhì)、中質(zhì)和重質(zhì)3個擬組分,將芳香烴、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分歸為C40+組分,并根據(jù)測得的原油基本性質(zhì)及CO2-原油溶脹降黏數(shù)據(jù)對擬組分參數(shù)進(jìn)行校正。CO2在地層水和原油中的擴散系數(shù)分別取9.74×10-5和2.92×10-5cm2/s[19-20],參考前期測定的油水和氣液相滲曲線(圖8)。此外,根據(jù)實際油層內(nèi)的油水關(guān)系,在地質(zhì)模型底部設(shè)置一底水層。

采取定產(chǎn)液生產(chǎn),擬合含水率,擬合效果良好,如圖9所示。擬合過程中發(fā)現(xiàn),通過調(diào)整底水層位置及含水飽和度,即可獲得較好的擬合效果,說明儲層的油水關(guān)系對CO2吞吐效果有較大影響。此外,通過擬合預(yù)測得到地層平均壓力及井底流壓變化,得到CO2注入使地層平均壓力升高約1.6 MPa,井底流壓升高最大約14 MPa,燜井期間隨著CO2溶解、壓力擴散等作用,井底流壓下降約7.5 MPa。

圖8 模型中采用的相對滲透率曲線Fig.8 Oil-water and gas-liquid relative permeability curves

圖9 埕隆101H井生產(chǎn)歷史擬合結(jié)果Fig.9 Production history matching results of well CL-101H

2.2.2 CO2吞吐增產(chǎn)機制

埕隆101H單井吞吐過程中各參數(shù)變化如圖10所示。由圖10可知:注CO2吞吐前,油井生產(chǎn)存在一定底水錐進(jìn);CO2注入過程中CO2傾向于向下流動,近井地層內(nèi)原油黏度從5 505 mPa·s降低至30～50 mPa·s;燜井結(jié)束時,隨著CO2在原油中的溶解擴散,近井地層中含氣飽和度從0.55降低至小于0.3,原油降黏范圍進(jìn)一步擴大,CO2在原油中的物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為0.6～0.7;開井生產(chǎn)至模擬結(jié)束時,近井儲層內(nèi)仍殘留部分CO2。注入CO2平面波及范圍為20～30 m,縱向波及范圍為4～5 m,與無底水情況對比,認(rèn)為底水層的存在有利于擴大CO2在油層中的波及體積;由于CO2溶解,近井原油的降黏率可超過95%,燜井結(jié)束后開井初期產(chǎn)出原油主要來自CO2的溶脹降黏和溶解氣驅(qū)作用,產(chǎn)油峰值高,含水率大幅度降低,隨著CO2產(chǎn)出、地層能量下降,底水作用增強,開泵機采時產(chǎn)液量和含水率均迅速升高,但由于殘留在地層中的CO2形成殘余氣屏障,對底水錐進(jìn)有一定抑制效果,導(dǎo)致含水率始終低于吞吐前水平。

圖10 埕隆101H井CO2吞吐過程中儲層流體參數(shù)變化Fig.10 Changes of reservoir fluid parameters during CO2 huff and puff in well CL-101H

3 結(jié) 論

(1)油藏條件下CO2-原油為非混相狀態(tài),界面張力為2.9 mN/m;CO2在原油中的溶解量為45 m3/t,膨脹系數(shù)為1.17,降黏率可達(dá)99.18%;依靠擴散作用CO2在原油中的溶解速度僅為0.005 9 mL/mL/min,溶解速度慢、擴散距離短,而在動態(tài)混溶條件下CO2可通過對流快速溶解于原油,速率可達(dá)0.291 2 mL/mL/min;超臨界CO2主要萃取原油中C5-C14烷烴組分,剩余油中芳香烴、膠質(zhì)及瀝青質(zhì)含量提高10.14%,原油黏度略微增加;CO2吞吐最佳燜井時間約為2.5 d,CO2換油率隨吞吐輪次下降較快,首輪次換油率可達(dá)1.33,3輪次平均為0.62。

(2)先導(dǎo)試驗井埕隆101H進(jìn)行CO2吞吐增產(chǎn)效果顯著,換油率達(dá)1.21,含水率降低20.34%～71.84%;儲層內(nèi)的油水關(guān)系對CO2吞吐效果有較大影響,注入CO2平面波及近井20～30 m,縱向波及近井4～5 m,主要發(fā)揮CO2對原油的溶脹降黏、溶解氣驅(qū)以及抑制底水錐進(jìn)的增產(chǎn)機制,底水的存在對于擴大CO2波及體積和補充地層能量具有一定積極作用。