吳俊峰，劉寶忠，劉道杰，王長權，李迎輝，劉國華

(1.中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004；2.長江大學，湖北 武漢 430100；3.中國石油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

目前，低滲致密油氣資源量占新增探明儲量的70%以上，已成為中國增儲上產的資源基礎[1-4]。新發(fā)現(xiàn)的低滲油氣資源地質特征主要表現(xiàn)為儲層更加致密、孔隙與喉道更加細小、非均質性更嚴重等，開發(fā)過程中表現(xiàn)為啟動壓力梯度高、生產壓差大、注水補充能量難度大、單井產量低，即“注不進”、“采不出”，油藏動用程度及采出程度普遍偏低，開發(fā)效益差[5-10]。CO2是良好的驅油劑，在油藏中注入CO2并實現(xiàn)混相是目前最具潛力的提高原油采收率的方式之一，而驅替過程能否形成混相是影響驅油效率的關鍵因素，隨著混相程度的增大驅油效率逐漸增加，形成混相驅后驅油效率增幅變緩[11-16]。CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術是利用壓裂高壓泵車將CO2及輔助劑(縮膨劑、不返排酸、增溶劑、降凝劑等)快速注入地層，改善井底附近經長期開采后形成的低壓狀態(tài)，悶井一定時間后再開井生產。但該技術在低滲致密油藏中提高采收率的增油機理及滲流規(guī)律有待深入研究。因此，通過室內實驗，在混相條件下開展CO2與原油的相互作用機理實驗和CO2混相壓裂液體系吞吐實驗，明確CO2混相壓裂吞吐提高采收率機理。在此基礎上，進一步通過礦場試驗驗證其有效性，為該項技術在礦場推廣應用提供技術支持。

1 室內實驗

1.1 CO2與原油最小混相壓力的確定

CO2具有界面張力極低、黏度極低、流動性極強、擴散性極強的特性，較容易與原油實現(xiàn)混相。在開展CO2混相壓裂吞吐前，必須明確CO2與原油的最小混相壓力[17-18]。依據(jù)SY/T 6573—2016《最低混相壓力實驗測定方法——細管法》，開展最小混相壓力測試，流程圖見圖1。其中，細管模型直徑為4 mm、長度為20 m、孔隙體積為111.13 cm3。實驗原油取自南堡凹陷高5斷塊Es33V油組，原油組成見表1。實驗溫度為儲層溫度(113.8 ℃)。

圖1 CO2最小混相壓力測試流程Fig.1 The flow chart of CO2-crude oil minimum miscible pressure test

表1 高5斷塊V油組原油組成Table 1 The crude oil composition of V Oil Formation, Fault Block Gao 5

最小混相壓力實驗結果如圖2所示。由圖2可知，實驗原油注CO2的最小混相壓力為27.76 MPa，小于目前地層壓力(33.00 MPa)及原始地層壓力(48.71 MPa)，該結果說明CO2可與該原油實現(xiàn)混相。

圖2 CO2最小混相壓力實驗結果Fig.2 The test results of minimum miscible pressure of CO2 and crude oil

1.2 CO2混相增油機理實驗

CO2混相壓裂吞吐過程主要依靠CO2增溶、膨脹、降黏等提高原油采收率。通過開展原油注CO2膨脹規(guī)律實驗，測試CO2對地層流體物性的影響，明確CO2混相壓裂吞吐增油機理。實驗用油為南堡凹陷高5斷塊V油組原油。實驗溫度為113.8 ℃，實驗壓力為33.00 MPa，氣油比為91.2 m3/m3，注入CO2的摩爾分數(shù)為0～60%，實驗流程見圖3。

圖3 CO2混相增油機理實驗流程Fig.3 The test flow chart of CO2-crude oil miscible stimulation mechanism

1.2.1 原油飽和壓力

原油飽和壓力的變化規(guī)律見圖4。由圖4可知：原始原油的飽和壓力為25.20 MPa，注入CO2后，原油飽和壓力隨CO2摩爾分數(shù)的增加而增大，且飽和壓力增幅不斷變大；當CO2摩爾分數(shù)達到35%時，原油飽和壓力接近目前地層壓力；當CO2摩爾分數(shù)為50%時，原油的飽和壓力上升至40.35 MPa；當CO2摩爾分數(shù)達到60%時，原油的飽和壓力達到47.49 MPa，接近原始地層壓力，表明在原始地層壓力下原油可溶解摩爾分數(shù)大于60%的CO2，并達到混相。

圖4 原油飽和壓力隨CO2摩爾分數(shù)變化Fig.4 The variation of crude oil saturation pressure with CO2 mole fraction

1.2.2 溶解氣油比

飽和壓力下原油溶解氣油比隨CO2摩爾分數(shù)的變化見圖5。由圖5可知：原油原始溶解氣油比為92.64 m3/m3，隨CO2摩爾分數(shù)的增加，原油飽和壓力不斷上升，溶解氣油比逐漸增大，且增幅不斷變大；當CO2摩爾分數(shù)為30%時，溶解氣油比為177.45 m3/m3；當CO2摩爾分數(shù)為60%時，氣油比為403.35 m3/m3，表明CO2體系中的摩爾分數(shù)越大，體系中溶解的CO2越多，原油溶解CO2的能力越強。

圖5 飽和壓力下原油溶解氣油比隨CO2摩爾分數(shù)的變化Fig.5 The variation of dissolved gas-oil ratio of crude oil with CO2 mole fraction at saturation pressure

1.2.3 原油膨脹能力

原油膨脹能力可由原油體積系數(shù)和膨脹因子來描述，其中，原油體積系數(shù)表示單位體積地面原油在地層溫度壓力下的體積，該體積隨注氣量增大而增大，增大的倍數(shù)即為原油膨脹因子。原油體積系數(shù)或膨脹因子越大，說明原油膨脹能力越強。飽和壓力下原油體積系數(shù)和原油膨脹因子隨CO2摩爾分數(shù)的變化見圖6。由圖6可知：未注入CO2時，原油體積系數(shù)為1.391 5；注入CO2后，原油體積系數(shù)和膨脹因子隨注入量的增加而增大，且增幅不斷變大；當CO2摩爾分數(shù)為30%時，原油膨脹因子為1.123 9；當CO2摩爾分數(shù)為60%時，原油膨脹因子為1.410 1，表明CO2可顯著提升原油的膨脹效果，具有增溶膨脹驅油的能力。

圖6 原油體積系數(shù)及膨脹因子隨CO2摩爾分數(shù)的變化關系曲線Fig.6 The variation curve of crude oil volume coefficient and expansion factor with CO2 mole fraction

1.2.4 原油黏度

飽和壓力下地層原油黏度隨CO2摩爾分數(shù)的變化見圖7。由圖7可知：未注氣時，飽和壓力下的原油黏度為0.402 mPa·s；隨CO2摩爾分數(shù)的增加，原油中溶解氣量增大，地層原油黏度呈現(xiàn)先小幅增大后不斷減小的趨勢；當CO2摩爾分數(shù)為30%時，原油黏度降至0.369 mPa·s，主要原因為CO2摩爾分數(shù)的增加引起原油飽和壓力增大，導致原油被壓縮，高壓下CO2溶解程度更大，原油黏度更小，可流動性更大。因此，壓裂后返排時原油流動能力增強，原油更容易被采出，從而提高采收率。

圖7 飽和壓力下原油黏度隨CO2摩爾分數(shù)的變化Fig.7 The variation of crude oil viscosity with CO2 mole fraction at saturation pressure

1.2.5 注CO2后原油密度變化特征

飽和壓力下地層原油密度隨CO2摩爾分數(shù)的變化見圖8。由圖8可知，未注氣時，飽和壓力下的原油密度為0.743 5 g/cm3，隨CO2摩爾分數(shù)增加，飽和壓力下原油密度逐漸增大，當CO2摩爾分數(shù)達到60%時，飽和壓力下原油密度達到0.797 6 g/cm3。這是因為高飽和壓力條件下，CO2的密度比原油密度大，導致溶解CO2后的原油密度增加，且含CO2原油體系中CO2含量越高，體系的飽和壓力增加越大，原油密度增幅也越大。

圖8 飽和壓力下原油密度隨CO2注入量的變化Fig.8 The variation of crude oil density with CO2 injection at saturation pressure

1.3 CO2混相壓裂吞吐增油效果實驗

利用巖心驅替裝置開展CO2混相壓裂吞吐實驗，明確CO2混相壓裂吞吐增油效果，實驗流程見圖9。實驗巖心取自高5斷塊Es33V油組高123X9井3 625.3～3 637.2 m處，基質平均滲透率為6.9 mD；實驗溫度為113.8 ℃，飽和活油壓力為33.00 MPa。為模擬壓裂成縫特征，將巖心抽真空飽和地層水后進行氣驅水，得到束縛水飽和度，進行劈縫(單縫)處理后裝入巖心夾持器后飽和原油，開展CO2混相壓裂液吞吐實驗。吞吐階段依次注入0.035倍孔隙體積不返排酸、0.025倍孔隙體積縮膨劑、0.020倍孔隙體積增溶劑、0.045倍孔隙體積CO2、0.025倍孔隙體積降凝劑，后續(xù)連續(xù)注入CO2至礦場壓裂壓力(55 MPa)，測定不同悶井時間的吞吐效率。實驗結果如表2所示。由表2可知，壓降為2～15 MPa時，不同悶井時間下的CO2混相壓裂吞吐技術采出程度均超過20%，階段采出程度高，建議控制壓降生產。

2 礦場應用

南堡凹陷高5斷塊Es33V油組埋深為3 400～4 400 m，為近源低滲層狀巖性油藏，平均孔隙度為17.0%，平均滲透率為2.1 mD，屬于低孔特低滲油藏，孔喉類型為點狀喉道，孔隙大、喉道細，連通性差。黏土礦物含量平均為16.9%，主要為伊蒙混層、高嶺石，相對含量分別為58.6%和22.6%，儲層水敏性強。V油組油品為常規(guī)輕質油，密度低(0.75 g/cm3)、黏度低(小于0.5 mPa·s)、含蠟量高(19.43%)、膠質瀝青質含量中等(15.71%)。該油組地層壓力為48.7 MPa，油藏溫度為124.0 ℃。開發(fā)上整體呈現(xiàn)低產液量、低產油量(1.3 t/d)、低含水(30.7%)、注水井注入壓力高、注不進等特點。

圖9 CO2混相壓裂吞吐提高采收率實驗流程Fig.9 The test flow chart of CO2 miscible fracturing and huff and puff for EOR

表2 CO2混相壓裂吞吐提高采收率實驗數(shù)據(jù)Table 2 The test data of CO2 miscible fracturing and huff and puff for EOR

2018年7月在該油組高123X9井優(yōu)先實施CO2混相壓裂吞吐試驗。基于高123X9井靜、動態(tài)資料，利用采油氣體軟件，建立單井徑向模型。模型采用非平衡初始化方法，通過調整孔隙度、滲透率、相對滲透率曲線、高壓物性等參數(shù)對模型進行定液量生產方式歷史擬合，擬合完成后得到優(yōu)化注入方案：返排酸為350 m3、縮膨劑為250 m3、增溶劑為200 m3、CO2為450 m3、降凝劑為250 m3。施工過程中，排量為3 m3/min，注入壓力為40.00～48.00 MPa，全程施工順利。悶井20 d后，折算地層壓力為47.00 MPa，超過了儲層原油最小混相壓力(27.76 MPa)，表明CO2在地下與原油已實現(xiàn)混相。高123X9井措施實施前日產液為0.8 m3/d，日產油為0.6 t/d，液面高度為2 125 m，間開生產。措施實施后初期，該井日產液為6.5 m3/d，日產油為4.1 t/d，液面高度為2 100 m。截至目前，該井日產液3.1 m3/d，日產油2.9 t/d，穩(wěn)定生產26個月，累計增油2 200 t。井口原油黏度由4.51 mPa·s升至7.87 mPa·s(70 ℃)，凝固點由37 ℃降至31 ℃，含蠟量由18.3%增至23.6%，膠質+瀝青含量由6.9%升至20.5%。結果表明，CO2在地層中與原油實現(xiàn)了互溶，動用了原油中的重質組分，提高了原油在地層中的流動性。該項技術的成功應用，為南堡凹陷未動用儲量有效開發(fā)提供了重要的技術參考。

3 結 論

(1) CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術通過向地層注入CO2，使其在地層與原油混相，提高了原油體積系數(shù)和膨脹因子，降低了原油黏度，增強了原油在儲層中的流動性，從而提高單井產量及原油采收率。

(2) CO2混相壓裂吞吐的前提是地層壓力高于CO2在原油中的最小混相壓力，CO2在地層能夠與原油實現(xiàn)混相，室內實驗CO2混相吞吐采出程度可達60%以上。

(3) 現(xiàn)場應用表明，CO2混相壓裂吞吐提高采收率技術能夠有效提高油藏單井產量及開發(fā)效果，措施實施后初期，單井日產液為6.5 m3/d，日產油為4.1 t/d，累計增油2 200 t。該方法為國內外低滲及致密油藏效益開發(fā)提供了有效技術途徑。