鹽間油藏原油和CO2最小混相壓力研究

嚴 巡，劉讓龍，王長權，劉德華.

(1.長江大學石油工程學院，湖北武漢 430000;2.長慶油田第十二采油廠，甘肅慶陽 745000)

江漢盆地潛江凹陷鹽間油氣資源豐富,該類油藏具有油層厚度薄、縱向層數多和分布廣的特點[1]。此類鹽間油藏油井一般初期產量高，但是產量遞減快。開發中后期需要對油藏采取增產措施提高原油的采收率，美國和蘇聯采用循環注水的方式來提高采收率[2]，但是隨著循環輪次的增加，原油產量越來越低，以至于最后油井停，這主要是由于注水使儲層黏土礦物水化膨脹，導致原油滲流能力下降，而氣體無敏感性且比水更容易進入儲層[3]。目前考慮向該油藏中注入CO2提高驅油效率，最小混相壓力是注CO2提高采收率成功實施的關鍵參數，當油藏注入壓力保持在最小混相壓力之上[4]，原油和CO2才能實現混相進而大幅度提高原油采收率。細管實驗法是目前石油行業中較為方便準確測定最小混相壓力的方法[5-8]。因此，筆者通過細管實驗確定了該鹽間油藏原油和CO2最小混相壓力，并利用細管數值模擬研究了不同壓力和不同注入量條件下流體的飽和度、密度、界面張力的變化規律，為確定該鹽間油藏原油和CO2的最小混相壓力提供參考。

1 細管實驗

1.1 實驗材料與步驟

本次最小混相壓力測試采用的儀器有ISCO泵，油氣自動計量裝置、中間容器、高精度回壓閥、恒溫箱，采用的細管長19.6 m，內部填滿石英砂后孔隙體積127 ml，氣測滲透率9.5 D。實驗原油來源于分離器油氣配樣而成，脫氣原油密度為0.78 g/cm3，黏度為4.1 mP·s，氣油比為85.6 m3/t，體積系數為1.269。所用CO2純度為99.999%。

實驗步驟分為地層油樣配置和最小混相壓力測試兩個過程，復配地層流體樣品實驗步驟如下：(1)實驗準備：清洗高溫高壓流體復配器。(2)轉油樣：將一定量的分離器油樣倒入配樣器的樣品端，然后利用高壓驅替泵將配樣器樣品端內的原油加壓至實驗壓力。(3)轉氣樣：在實驗壓力下向地層流體復配器中轉入按生產氣油比計算的氣樣體積(恒壓條件下進泵體積)。(4)升溫恒壓：設定配樣器的溫度和高壓驅替泵的壓力至實驗溫度和壓力，保持溫度壓力恒定4 h以上確保氣樣完全溶解于原油中；(5)搖樣：升溫恒壓的同時開啟配樣器內攪拌功能，使氣樣快速溶解并在分離器油樣中快速達到平衡。(6)測試復配原油的氣油比：將達到相平衡的復配原油做單次閃蒸實驗，準確計量排出油的質量和氣體的體積以及泵位變化，計算氣油比和體積系數。重復三次結果保持一致并與生產氣油比相差不得超過1%則說明復配結果正確。

待完成上述地層原油復配工作后，開始長細管最小混相壓力測試實驗，實驗流程圖如圖1所示，實驗步驟如下：(1)清洗細管：測試前對細管采用石油醚開展清洗。(2)飽和死油：將細管在實驗溫度壓力下用死油進行飽和，準確測定孔隙體積(恒壓下的進泵體積量)。(3)飽和活油：在實驗溫度壓力下用活油驅替死油直至細管出口端的產出氣油比與復配氣油比一致。(4)CO2驅油：用恒速法進行CO2驅替活油，氣體突破前注入速度為0.2 cm3/min，氣體突破后注入速度提高至0.4 cm3/min，當注入1.2 PV的氣體后，實驗結束。(5)最小混相壓力測定：通過改變相同實驗溫度的實驗壓力，測定不同實驗壓力下的采出程度和最終采收率。

圖1 細管實驗流程圖

1.2 測試結果分析

根據原始油藏壓力條件，在油藏壓力為20、25、28、30 MPa壓力條件下開展了注CO2驅油效率實驗，不同注入倍數下原油的采出程度關系曲線如圖4所示。從圖中夠可以看出原油的采出程度隨注氣壓力的增加而增加，當注入壓力增加到28 MPa時，原油的采出程度達到了90%以上，已經實現了混相驅替，注氣壓力持續增加至30 MPa后，采出程度小幅度增加，說明原油和CO2處于混相后，增加注入壓力對提高原油采收率影響不大。

圖2 不同壓力下原油采出程度

圖3 注入壓力與采出程度的關系

利用不同注入壓力下的長細管驅替實驗數據，繪制了注入1.2PV二氧化碳時，采出程度與注入壓力的關系曲線，如圖5所示。在28 MPa和30 MPa下原油的采出程度均大于90%，屬于混相驅替，而20 MPa和25 MPa驅替壓力下原油采出程度均小于90%，屬于非混相驅替。分別將采出程度低于90%和高于90%的實驗數據點回歸一條直線，兩條直線的交點做對應的壓力為二氧化碳與原油的最小混相壓力，通過回歸計算得到該鹽間油藏原油和二氧化碳的最小混相壓力為27.91 MPa。

2 混相特征分析

利用數值模擬軟件中的GEM組分模擬器模擬了長細管注CO2驅油過程，研究了不同注入壓力和不同氣體注入量下的流體性質的變化規律。數值模擬中的細管模型尺寸與實驗長細管模型一致，長19.6 m，孔隙度為22.9%，滲透率9.5 D，X方向上網格劃分為80個，網格步長0.245 m，Y和Z方方向上網格劃分各1個，網格步長0.004 m。在入口端有一口注入純CO2的注入井，在出口段有一口生產井。通過計算不同壓力下原油采出程度，得到二氧化碳注入量與原油采出程度的關系。

分別選取20 MPa和30 MPa兩個壓力點，注入CO2體積為0.3 PV后，細管中油氣相的飽和度沿著網格方向的變化如圖4所示，可以看出油氣相飽和度變化趨勢一致，即含油飽和度減小，氣相飽和度增加。當注入壓力達到30 MP時，CO2波及區域的剩余油飽和度降低至0，而注入壓力20 MPa時，CO2波及區域平均剩余油飽和度為0.56，存在大量的剩余油，說明非混相驅油效果差。油氣相的密度沿著網格方向的變化圖5所示，可以看出，當注入壓力為30 Mpa時，油氣兩相密度出現交點，原油和CO2達到混相，混相后流體密度為702 kg/m3，原油密度降低了6.6%。當注入壓力為20 Mpa時，油氣兩相密度無交點，說明原油和CO2未達到混相。

選取注入壓力為20 MPa，注入體積分別為0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV、0.5 PV、0.6 PV后，油氣兩相的界面張力變化如圖6所示， CO2的抽提作用導致油氣兩相性質不斷發生改變，因此驅替前緣帶每一點的界面張力也隨之改變，在過渡帶的最前緣界面張力達到最大。在注入體積為0.6 PV后，非驅替前緣油氣界面張力達到了3.04 mN/m，而混相驅替過程中界面會完全消失，界面張力為0。

圖4 不同注入壓力流體飽和度變化

圖5 不同注入壓力流體密度變化

圖6 低于混相壓力油氣界面張力變化

3 結論

(1)通過細管實驗確定了該鹽間油藏原油和CO2的最小混相壓力為27.91 MPa，低于油藏原始地層壓力29 MPa，因此，通過注入CO2保持地層壓力的方式，CO2能與地層原油形成混相，最終采收率能達到92%。

(2)長細管數值模擬結果表明，混相驅替中CO2波及區域的剩余油飽和度降低至0，而非混相驅替中CO2波及區域的剩余油飽和為0.56，存在大量的剩余油。非混相驅油效果差?；煜囹屘孢^程油氣兩相密度趨于一致，混相后流體密度為702kg/m3，原油密度降低了6.6%。

(3)非混相驅替過程中，CO2的抽提作用導致油氣兩相性質不斷發生改變，驅替前緣帶每一點的界面張力也隨之改變，在過渡帶的最前緣界面張力達到最大。通過數值模擬計算注入體積為0.6 PV后，驅替前緣油氣界面張力達到了3.04 mN/m。