廖松林，夏 陽，崔軼男，劉方志，曹勝江，湯 勇

（1.中國石化華東石油局，江蘇泰州225300；2.中國石油長慶油田公司第五采氣廠，陜西西安710000；3.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)國家重點實驗室，四川成都610500）

超低滲油藏在中國資源儲量豐富，開發(fā)潛力巨大，近年來逐漸成為油氣勘探開發(fā)熱點[1]。根據(jù)國內(nèi)外提高油藏采收率技術(shù)發(fā)展趨勢，水平井注氣將成為提高中國低滲透油藏采收率最有前景的方法之一。注入CO2可有效改善原油性質(zhì)，在油田現(xiàn)場的應(yīng)用越來越多[2-9]。孫麗麗等[10]針對鄂爾多斯超低滲透油藏提出了CO2吞吐提高采收率的開發(fā)思路；錢坤等[11]以室內(nèi)物理實驗分析了超低滲油藏CO2吞吐利用率，得出CO2利用率隨著吞吐輪次的增加明顯降低，前4 輪吞吐中CO2的利用率較高；鄒建棟等[12]分析了CO2驅(qū)替后，油相組分構(gòu)成中，CH4摩爾含量呈遞減趨勢，重組分呈遞增趨勢，而中間組分摩爾含量變化較小，脫出氣體以C1為主；史英等[13]針對稠油油藏優(yōu)化了CO2吞吐輪次，提出多輪吞吐效果主要受構(gòu)造位置、井軌跡及含油飽和度的影響，高部位物性好的油井實施5輪次吞吐效果較好。

目前，注入CO2主要分為驅(qū)替和吞吐兩種開發(fā)方式，其中，CO2吞吐具有投資少、見效快、適應(yīng)范圍廣等優(yōu)點[14-21]，結(jié)合水平井技術(shù)和CO2吞吐技術(shù)的優(yōu)勢，中國石化華東油氣分公司、中國石油吉林油田等已經(jīng)開展低滲油藏水平井壓裂后注CO2吞吐開發(fā)方式的探索，取得了較好的增油效果[22-25]，在注CO2吞吐時，大多數(shù)學(xué)者直接將增油機理概括為以擴散、溶解、增容膨脹為主[26-29]，針對超低滲油藏水平井CO2吞吐的不同階段主要作用機理以及多周期吞吐后原油性質(zhì)變化規(guī)律的相關(guān)研究較少[30-33]，因此，以典型超低滲油藏為目標(biāo)，通過開展室內(nèi)實驗測試結(jié)合油藏數(shù)值模擬分析，定點定時分階段對超低滲油藏水平井CO2多周期吞吐后原油性質(zhì)的變化規(guī)律進(jìn)行研究，明確了注入CO2對原油性質(zhì)的影響，得出了多周期吞吐過程中原油性質(zhì)的變化規(guī)律，為進(jìn)一步推廣超低滲油藏水平井CO2多周期吞吐技術(shù)提供理論支撐[34-39]。

1 室內(nèi)實驗研究

H 區(qū)油藏屬于典型的超低滲透儲層油藏，通過對試驗區(qū)注CO2后生產(chǎn)動態(tài)特征的分析，以及儲層水平井注CO2吞吐的可行性評價，確定了試驗區(qū)儲層注CO2吞吐增油的可行性。

H區(qū)油藏儲層物性差，但原油性質(zhì)較好，黏度低、凝固點低，流動性較強。采用聯(lián)合站分離器取樣方式進(jìn)行了現(xiàn)場流體取樣，在實驗室進(jìn)行流體復(fù)配[37]，復(fù)配流體所需的油和氣樣品來自現(xiàn)場地面分離器。對復(fù)配好的符合要求的地層流體開展了PVT 相態(tài)及原油注CO2膨脹實驗測試。實驗設(shè)備主要采用加拿大的DPR-PVT測試儀，該設(shè)備的溫度范圍為-30～200 ℃，溫度精度0.1 ℃；壓力范圍為0.1～70 MPa，壓力精度0.01 MPa。

1）油藏基本參數(shù)

在本次室內(nèi)實驗中，代表樣品為H 試驗區(qū)的油氣樣。該區(qū)塊的基本參數(shù)見表1。

表1 油藏物性參數(shù)Table 1 Reservoir physical property parameter

2）井流物組成

對復(fù)配得到的油氣樣品進(jìn)行組成色譜分析及井流物組成計算，得到地層流體組分?jǐn)?shù)據(jù)（表2）。

表2 Y井實驗配制井流物組分?jǐn)?shù)據(jù)Table 2 Well fluid component data of Well-Y prepared in laboratory

1.1 流體PVT相態(tài)實驗研究

通過開展單次閃蒸實驗分析得出：氣油比為81.2 m3/m3，飽和壓力為10.18 MPa，飽和壓力下原油體積系數(shù)為1.28，地面脫氣油密度為0.84 g/cm3，原油黏度為1.41 mPa·s，由此可見，原油氣油比、飽和壓力、體積系數(shù)等特征與實際油藏原油特征是相匹配的。

選取地層溫度84 ℃作為測試條件，開展恒質(zhì)膨脹實驗測試，結(jié)果顯示：壓力低于飽和壓力后，原油具有一定的體積膨脹能量，隨著壓力降低，脫出氣量增多，相對體積增大。

1.2 注CO2膨脹實驗研究

為明確注入不同量CO2對地層流體物性的影響規(guī)律，開展了地層流體注CO2膨脹實驗，由此分析地層流體注CO2后流體相態(tài)特征變化規(guī)律。通過實驗測試（表3），注入不同量CO2氣體后，地層流體飽和壓力變化曲線，如圖1a 所示。由圖可知，隨著注入CO2含量的增加，流體體系的飽和壓力呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢，說明地層原油注CO2配伍性較好，當(dāng)注入CO2比例達(dá)到50%時，原油飽和壓力升高了7.6 MPa，達(dá)到了17.8 MPa。

表3 地層原油注CO2膨脹實驗數(shù)據(jù)Table 3 Experimental data of CO2 injection expansion of formation crude oil

圖1 注入CO2對原油性質(zhì)的影響Fig.1 Influence of CO2 injection on crude oil properties

由圖1b 可以看出隨著CO2在原油中溶解，注入CO2后原油的膨脹能力增強，當(dāng)注入CO2的比例達(dá)到50%時，原油體積膨脹1.35 倍，說明CO2對H 區(qū)地層原油有較強的膨脹能力，能有效增加地層能量。

圖1c 描述了注入CO2后原油黏度的變化情況。注入CO2后，原油黏度隨注入量的增大而減小，注入氣有利于降黏驅(qū)油，當(dāng)注入CO2比例逐步增加到50%時，原油黏度降低幅度接近30%，降黏效果明顯。

2 數(shù)值模擬研究

在地層流體室內(nèi)實驗測試的基礎(chǔ)上，采用商業(yè)軟件CMG 的WinProp 模塊模擬地層流體相態(tài)特征，得出相態(tài)特征參數(shù)，為后期開展CO2吞吐數(shù)值模擬提供基礎(chǔ)。采用CMG 軟件的GEM 模塊建立低滲油藏水平井CO2吞吐的單井機理模型，分析注CO2多周期吞吐后原油性質(zhì)的變化規(guī)律。

2.1 PVT相態(tài)實驗?zāi)M

流體PVT 相態(tài)實驗擬合主要包括地層流體組分劈分和歸并、單次閃蒸實驗擬合、等組成膨脹實驗擬合以及相圖計算等。

1）擬組分劃分

在室內(nèi)實驗測試得出地層流體組分基礎(chǔ)上，采用WinProp模塊，將原始井流物組成進(jìn)行重質(zhì)組分特征化及歸并操作，將原始地層流體的組分劃分為7個擬組分（表4）。同時，對模擬計算出的原油P-T 相圖進(jìn)行分析，得出該流體屬于普通黑油油藏流體。

表4 地層流體擬組分劃分Table 4 Division of pseudo-components of formation fluids

2）單次閃蒸實驗數(shù)據(jù)擬合

單次閃蒸實驗擬合的重點參數(shù)包括飽和壓力、氣油比、地層原油密度、地面原油密度等，擬合結(jié)果如表5 所示，參數(shù)的擬合精度總體上較好，誤差范圍均在5%之內(nèi)，符合油藏實際，滿足工程要求。

表5 單次閃蒸實驗測試、數(shù)值模擬數(shù)據(jù)對比Table 5 Comparison of single flash experiment test and numerical simulation data

2.2 注CO2相態(tài)特征

在地層流體PVT 相態(tài)實驗擬合的基礎(chǔ)上，模擬研究地層流體在地層溫度84 ℃和壓力20.9 MPa 下，注入不同摩爾含量的CO2所產(chǎn)生的流體P-T 相圖變化情況，結(jié)果如圖2 所示。CO2溶解于原油中后，原油P-T 相圖臨界點向左移動，包絡(luò)線變得更高，飽和壓力升高，說明注入氣后原油體系變得更輕質(zhì)。原油流動條件得到改善，有利于提高油藏采收率。

圖2 地層原油注不同比例的CO2后P-T相圖Fig.2 P-T phase of oil in formation after injecting CO2 with different proportions

2.3 注CO2多周期吞吐機理模型分析

基于油藏剖面圖及單井CO2吸氣剖面測井圖，結(jié)合試驗區(qū)儲層低孔-超低滲的物性及流體特征，采用CMG 數(shù)值模擬軟件GEM 模塊建立組分模型?？紤]實際生產(chǎn)情況，減弱油藏邊界對單井CO2吞吐效果的影響，采用網(wǎng)格局部加密的方式建立長×寬×高=2 440 m × 1 640 m × 26 m 的水平井CO2吞吐單井機理模型。將網(wǎng)格劃分為61×41×13，I方向網(wǎng)格尺寸為61 m × 40 m，J方向網(wǎng)格尺寸為41 m × 40 m，K方向網(wǎng)格尺寸為13 m × 2 m；中央加密網(wǎng)格尺寸為DX∶DY∶DZ=8 m∶8 m∶2 m，模型X、Y方向平面網(wǎng)格分布如圖3所示。

圖3 單井模型平面網(wǎng)格劃分Fig.3 Single well model plane grid structure

針對目標(biāo)區(qū)塊，采用控制變量法進(jìn)行單因素分析，優(yōu)選得出最優(yōu)水平井參數(shù)及注采參數(shù)，提出合理注采政策并進(jìn)行指標(biāo)預(yù)測。

模擬優(yōu)選結(jié)果顯示：模擬過程采用壓裂水平井進(jìn)行連續(xù)注CO2的吞吐方式，并以衰竭生產(chǎn)至日產(chǎn)油量為1～2 m3/d 作為吞吐時機[27]，以模擬吞吐4 a 的增油量、換油率為評價指標(biāo)，每個方案均以衰竭生產(chǎn)為對照，其中生產(chǎn)制度設(shè)置為最小井底流壓11 MPa（大于飽和壓力10.18 MPa）。

根據(jù)H 區(qū)超低滲透油藏儲層進(jìn)行水平井參數(shù)及注采參數(shù)優(yōu)化，提出合理注采政策，得出水平井合理參數(shù)范圍：水平井長度700～1 200 m，裂縫半長100 m，裂縫間距120 m，裂縫導(dǎo)流能力30 × 10-3μm2·m，裂縫縫網(wǎng)類型為等長裂縫。在水平井參數(shù)基礎(chǔ)上，優(yōu)選CO2吞吐合理注采參數(shù)范圍：單周期CO2注入量1 000～2 500 t，注氣速度50～100 t/d（2.7 × 104～5.5× 104m3/d），燜井時間為20～30 d，回采液強度大于20 m3/d，吞吐周期宜為2～3次。

優(yōu)選最佳生產(chǎn)方案并進(jìn)行指標(biāo)預(yù)測：水平井長度720 m，單周期CO2注入量1 500 t，注入速度50 t/d，吞吐3 個周期，累積CO2注入量4 500 t，累積增油量1 805.9 t，總計換油率0.401 3 t/t，增產(chǎn)效果明顯。

3 注CO2多周期吞吐原油性質(zhì)變化規(guī)律研究

3.1 注CO2多周期吞吐機理分析

CO2吞吐技術(shù)主要為在合理的注入條件下（注入壓力一般小于地層破裂壓力），將CO2注入地層，然后關(guān)井浸泡一定時間，再開井生產(chǎn)的過程。因此，CO2吞吐技術(shù)分為3 個階段“注—燜—采”，在這3 個階段中，CO2在地層中起著不同的作用，作用的主要機理也存在差異[32]。

為進(jìn)一步明確CO2多周期吞吐過程中作用機理及原油性質(zhì)的變化，以H 區(qū)超低滲油藏最佳生產(chǎn)方案為基礎(chǔ)，在機理模型中選取5個不同距離的網(wǎng)格點（水平井壓裂縫處、距壓裂縫8 m、16 m、24 m和40 m）（圖4），再選取5個不同時間點（注CO2前、注CO2結(jié)束時、燜井結(jié)束時、開井生產(chǎn)10 d和開井生產(chǎn)1 a），對比進(jìn)行2個吞吐周期時的原油性質(zhì)變化情況，由此模擬不同波及半徑、不同吞吐時間原油性質(zhì)的變化情況。

圖4 不同距離選點位置分布Fig.4 Distribution of selected points at different distances

1）井底壓力

第1 和第2 吞吐周期井底壓力分布如圖5 所示，注入CO2，近井端壓力上升更高；燜井結(jié)束時，近井端泄壓更快，壓力擴散較快，井周圍整體壓力分布更均勻，增加地層能量約6 MPa；開井生產(chǎn)10 d時，近井端壓力下降更快，與距裂縫40 m處可形成2.4 MPa的壓差，可形成溶解氣驅(qū)，進(jìn)一步提高產(chǎn)量。在第2 吞吐周期中，注入CO2補充地層能量的能力減弱，壓力上升較第1 周期低，壓力分布及變化趨勢與第1 周期一致。因此得出結(jié)論：在吞吐過程中，注CO2增加儲層能量主要作用于注入階段，壓力擴散主要作用于燜井階段。

圖5 井底壓力分布Fig.5 Bottom hole pressure distribution

2）原油黏度

從注入CO2到燜井結(jié)束，在距裂縫16 m 的半徑范圍內(nèi)，原油黏度降低明顯。距裂縫8 m 處，原油黏度降低至0.15 mPa·s；距裂縫16 m 處，原油黏度降低至0.5 mPa·s；距裂縫24～40 m 范圍內(nèi)，原油黏度略微增大?？膳袛嘧⑷隒O2將裂縫處原油推離近井端，CO2與近井端原油充分接觸，降黏效果明顯（圖6）。開井生產(chǎn)后，近井端原油黏度緩慢增大，遠(yuǎn)井端黏度逐漸減小。

圖6 井底油相黏度分布Fig.6 Oil phase viscosity distribution at well bottom

隨吞吐周期增多，CO2波及范圍增大，遠(yuǎn)井端原油黏度也降低更多。綜合判斷：在CO2注入階段、燜井階段以及開井生產(chǎn)初期都有明顯的降黏作用。

3）油相中CO2摩爾含量

在吞吐之前，油藏CO2摩爾含量為0.005；注CO2結(jié)束時，距裂縫8 m 處，油相中CO2摩爾含量達(dá)到0.7，可得CO2溶到原油能力很強；距裂縫16 m 處，油相摩爾含量為0.4；距裂縫24 m 處，油相含有少量CO2，即判斷CO2的波及半徑介于24～40 m。開井生產(chǎn)后，井底壓力降低，油相中CO2氣化，從而使油相中CO2摩爾含量逐漸減少（圖7）。

圖7 井底油相中CO2摩爾含量對比Fig.7 Comparison of CO2 molar content in oil phase at bottom hole

隨吞吐周期增多，相同距離油相中CO2摩爾含量增多，CO2波及更遠(yuǎn)，可得CO2溶解到原油主要發(fā)生在注入階段。

4）氣相中CH4（C1）摩爾含量

如圖8 所示：注入氣體為純CO2，開井生產(chǎn)壓力保持大于原油飽和壓力（10.8 MPa），在第1 吞吐周期注入CO2階段和燜井階段，井底不同位置的氣相中，CH4的摩爾含量都保持較低水平。開井生產(chǎn)后，氣相中CH4摩爾含量快速升高，在距裂縫16 m 范圍內(nèi)，距裂縫越遠(yuǎn)氣相中CH4摩爾含量增大越明顯。

圖8 井底氣相中CH4摩爾含量對比Fig.8 Comparison of CH4 molar content in gas phase at bottom hole

在距裂縫16 m處的CO2波及前緣，開井生產(chǎn)10 d時氣相中C1摩爾含量為0.33，開井生產(chǎn)1 a 時，C1摩爾含量達(dá)0.53，并遠(yuǎn)高于近井端，可判斷該距離范圍為CO2波及前緣，與原油接觸更充分，萃取輕質(zhì)烴效果更好。第2 周期開井生產(chǎn)階段，氣相中CH4摩爾含量增加量相對減少?？傻贸觯弘S吞吐周期增多，CO2萃取輕質(zhì)烴能力逐漸減弱，萃取輕質(zhì)烴的作用機理主要在開井生產(chǎn)階段。

通過對井底壓力、原油性質(zhì)等因素綜合分析得出同一周期的不同階段CO2主要作用機理，注入階段主要為補充地層能量、溶于原油、降低原油黏度；燜井階段主要為降低原油黏度，地層能量擴散；開井生產(chǎn)初期主要為降低原油黏度；開井生產(chǎn)中后期主要為萃取輕質(zhì)烴和少量中間組分烴。

3.2 注CO2多周期吞吐原油性質(zhì)變化分析

在一個吞吐周期中，距裂縫24 m處，原油性質(zhì)變化幅度很小，距裂縫40 m 處，原油性質(zhì)基本不變，可判斷，注入CO2后，CO2沿裂縫的橫向波及半徑最大介于24～40 m。在CO2波及范圍內(nèi)，選取距裂縫8 m處網(wǎng)格點，進(jìn)一步分析原油組分的變化規(guī)律。

以油藏最佳生產(chǎn)方案為基礎(chǔ)，選取距裂縫8 m處的網(wǎng)格點，再選取5 個不同時間點（注CO2前、注CO2結(jié)束時、燜井結(jié)束時、開井生產(chǎn)10 d和開井生產(chǎn)1 a），對比3個吞吐周期的原油組分變化情況，分析原油性質(zhì)變化規(guī)律。模擬結(jié)果如表6所示，在一個吞吐周期中，注入CO2結(jié)束時，油相中CO2的摩爾含量達(dá)到最大，隨后逐漸減小；其他組分的摩爾含量在注CO2結(jié)束時達(dá)到最小，隨后逐漸增加。分析原因為當(dāng)注入CO2結(jié)束時，井底壓力最高，原油中溶解的CO2量最多，油相中CO2摩爾含量最多；在燜井階段及開井生產(chǎn)階段，井底壓力逐漸降低，CO2在油相中溶解度減小，摩爾含量相應(yīng)減少，其他組分的摩爾含量相對增多。

注CO2多周期吞吐后，油相中的其他組分摩爾含量都減少，其中C1的摩爾含量由第一次吞吐前的0.245 4減少到第三次吞吐生產(chǎn)1 a的0.122 2，減少幅度達(dá)到50.2 %；多周期吞吐后C2—C3摩爾含量減少了35.4%，C4—C6摩爾含量減少了27.3%，C7—C15摩爾含量減少了22.6 %，C16—C31+摩爾含量減少了23 %，CO2摩爾含量由最開始的0.000 5 到第三次吞吐后的0.329 4，增加了658倍。

隨著吞吐周期的增多，每個吞吐周期中，從開始吞吐到生產(chǎn)1 a 的整個吞吐過程，其他組分的減少幅度在逐漸減少，CO2的增加幅度也在逐漸減少。在第一吞吐周期，C1的摩爾含量由開始吞吐時的0.245 4減少到生產(chǎn)1 a 時的0.170 4，減少了30.54%；第二吞吐周期C1摩爾含量減少了27.12%，第三吞吐周期減少了25.92%，減少幅度變緩。油相中CO2摩爾含量在第一吞吐周期中由開始吞吐時的0.000 5，增加到生產(chǎn)1 a時的0.226 0，增加了451倍，第二吞吐周期增加了0.73 倍，第三吞吐周期增加了0.44 倍，增加幅度也變緩。同時對比同一吞吐周期的其他各組分摩爾含量變化，N2、C1摩爾含量減少幅度都在25%以上，結(jié)合油相中N2的初始摩爾含量為0.011 1，占比較小，對原油性質(zhì)影響較小。同時，對比中間組分及重組分摩爾含量的變化，在第二、三吞吐周期，C7—C15和C16—C31+組分的摩爾含量減少幅度都在10 %以下，變化較小。

表6 距裂縫8 m處不同時間點油相中各組分摩爾含量Table 6 Molar content of each component in oil phase at different time points 8 meters away from the fracture

綜上分析可得：在注CO2多周期吞吐過程中，每個吞吐周期油相中C1的摩爾含量減少幅度都在25%以上；油相中C7+摩爾組分變化幅度較小，在油相中占比相對增大。隨吞吐周期增多，油相中輕質(zhì)組分減少相對更多，重質(zhì)組分含量相對增多，原油逐漸變重質(zhì)。CO2在第一吞吐周期時溶解到原油中的量最多，對原油組分影響最大，改變原油性質(zhì)能力最強，隨周期增多，注入的CO2溶于原油的量相對減小，對原油性質(zhì)的影響逐漸減小。

4 結(jié)論及認(rèn)識

1）通過開展實驗研究，明確了注入CO2對原油性質(zhì)的影響規(guī)律，當(dāng)注入CO2摩爾含量達(dá)到50%時，原油飽和壓力升高7.6 MPa，原油體積膨脹1.35 倍，原油黏度降低幅度接近30 %，P-T 相圖中臨界點左移，原油體系變得更輕質(zhì)。

2）注CO2吞吐不同階段的主要作用機理不同，注入階段主要為補充地層能量、溶于原油、降低原油黏度；燜井階段主要為降低原油黏度，地層能量擴散；開井生產(chǎn)初期主要為降低原油黏度；開井生產(chǎn)中后期主要為萃取輕質(zhì)烴和少量中間組分烴。

3）在一個吞吐周期中，推測H 區(qū)塊注入CO2沿裂縫的橫向波及半徑介于24～40 m，隨著吞吐周期的增多，油相中輕質(zhì)組分摩爾含量降幅增加，重質(zhì)組分含量相對增多，注入的CO2溶于原油的量相對減小，對原油性質(zhì)的影響逐漸減小。