CO2驱是提高油藏原油采收率和实现温室气体地质埋存的双赢举措，也是我国现阶段应对温室效应和环境问题最经济有效的方式之一[1-2]。目前，我国已经在吉林、草舍等油田实施了CO2驱提高采收率现场试验，并取得了阶段成功，但针对致密砂岩油藏CO2驱油机理研究较少[3-5]。李孟涛等[6]研究表明，超临界状态的CO2可以降低所波及油水的界面张力，水气交替注入时, 水对混相有不利的影响；郎东江等[7]利用核磁共振技术对致密砂岩储层不同渗透率级别基质岩心和裂缝基质岩心不同驱替压力下CO2驱油特征进行了研究。本研究以延长油田致密砂岩油藏长6储层为例，针对该油藏储层物性差、非均质强、油田注水开发难度大、一次衰竭式采油和二次注水采油的采收率低等问题，研究利用延长石油产业链中煤化工丰富的CO2气源提高致密砂岩油藏采收率的可行性[8-9]。应用室内物理模拟技术开展了CO2与延长油田地层油的相态实验和最小混相压力实验研究；CO2对储层岩石物性的影响研究；利用天然岩心研究了注入方式、岩心渗透率及非均质性对CO2驱油效率的影响规律。
混相是指2个或多个单相流体在某一条件下混合后相界面消失，界面张力为0。此时的压力即原油体系最小混相压力，当驱替压力高于最小混相压力时，即可实现混相，能否实现混相驱被认为是影响CO2驱油效果的关键因素之一[10-12]。
实验采用细管实验法测定最小混相压力[13-14]，流程如图 1所示，通过一根内由细砂充填的长细管作为一维流动模型，模拟油藏条件下CO2注气中的多级接触动态混相过程。将注入体积1.2 PV，最终采收率达到90%定为混相的界限。绘制细管实验注入1.2 PV时采收率与驱替压力的关系曲线图，非混相段与混相段的交点所对应的压力即定义为最小混相压力。
图 2表明了穿透时原油采收率随压力的变化情况。由图 2确定的最小混相压力值约为22.15 MPa，高于原始地层压力17.5 MPa，因此研究区块的CO2驱替方式主要为非混相驱。
PVT(压力-体积-温度)实验是测定不同浓度CO2油藏流体的体积(V)与压力(P)的关系，由此可以确定泡点压力、油藏流体在指定压力下的密度等实验数据，进而推算出相对体积、CO2溶解度等参数。
实验采用美国RUSKA公司生产的高压PVT实验装置进行相态行为测定。配制一定CO2浓度的油藏流体，测定所配油藏流体的PVT性质，压力由高向低，每隔1~2 MPa分别测定不同压力下的油藏流体PVT数据。根据体系体积的突变点，得出油藏流体的泡点压力。达到泡点压力后，继续降低压力直至地层压力或地层压力以下。
图 3为泡点压力随CO2注入浓度的变化情况。地层原油的泡点压力为7.45 MPa。CO2注入浓度较低时，原油泡点压力增加得较慢；随着CO2浓度的增加，当CO2注入摩尔分数超过41%后，泡点压力上升较快，CO2注入摩尔分数为67.13%时，泡点压力达25.25 MPa。注气后泡点压力增加越少，说明气体在原油中溶解性越好，当CO2在原油中的溶解达到一定程度以后，溶解能力下降，泡点压力上升加快。
图 4为CO2不同注入浓度下的油藏流体密度。从图 4可看出，同一CO2注入浓度，油藏流体密度随压力的降低而减少，当降低至泡点以下时，油藏流体密度随压力降低下降明显。随着CO2注入浓度的增加，密度的变化趋于平缓。在等压条件下，CO2溶解后，油藏流体体积膨胀，油藏流体密度随着CO2注入浓度的增加呈下降趋势。
图 5为注入不同CO2浓度下油藏流体相对体积的变化曲线。从图 5可看出，随着注入CO2浓度的升高，体积膨胀系数逐渐增加。在没有注入CO2时，30 MPa下的地层流体体积膨胀系数约1.12，当CO2注入摩尔分数为67.13%时，30 MPa下的地层流体体积膨胀系数可达1.81，注入CO2有利于原油的采出。
图 6为CO2浓度对原油黏度的影响。从图 6可看出，在相同的压力下，油藏流体黏度随着CO2浓度的增加而降低。29.5 MPa下，未注CO2时黏度约3.7 mPa·s，注CO2摩尔分数为67.13%时，黏度约0.5 mPa·s，黏度下降约7倍。由注入CO2后黏度减小幅度可以看出，注CO2对于改善延长油田原油的黏度有较好的效果。随着CO2浓度的增加，不同压力下的黏度值相差不大，表明CO2浓度的增加，气液接近混相状态，黏度随压力的变化不再明显。
图 7为CO2溶解度与压力的关系。其中，黑色区域指CO2可完全溶解区域，白色区域指CO2不可完全溶解区域。从图 7可看出，随着CO2注入浓度的增加，压力逐渐升高，井流物中及脱气油中的CO2溶解度上升较快，在25.25 MPa下，1 t井流物中的CO2可达266.6 m3。
以CO2-CaCl2为例，由图 8可以看出，通入CO2后，随着压力的升高，CaCl2溶液的pH值呈下降趋势。当压力在0.25~2.5MPa时，溶液pH值在3.5~4.0之间波动。这主要由于压力增加，CO2在水中的溶解度增大，使得水中溶解的CO2量增大，更多的CO2与水结合形成碳酸，从而导致溶液pH值随压力增加而降低。在实验过程中，未发现溶液中有CaCO3沉淀生成。另外，实验中还发现，继续增加CaCl2质量分数(分别为5%、10%、20%、30%)也未见有白色CaCO3沉淀生成。这主要由于CO2加入到CaCl2溶液中后，CO2与水反应形成H2CO3，溶液呈酸性，在酸性条件下，CO2在水中主要以HCO3-和H2CO3形式存在。而HCO3-与Ca2+结合所形成的Ca(HCO3)2溶于水。因此，在CO2注入及地层驱替过程，不会形成CaCO3垢而堵塞储层孔隙。
原油与CO2作用后，原油中的重组分沥青质会发生沉积，导致与CO2作用后的原油的界面活性组分沥青质含量减少。实验直接测定44 ℃时，CO2与原油作用，在CO2与原油的物质的量比分别为50%、75%、90%，不同作用压力下，选取与CO2反应3天后的原油进行沥青质含量测定，确定沥青质的沉积点，结果如图 9所示。
在不同作用压力下，原油和CO2作用后，原油中的沥青质不断沉积，作用压力越大，沥青质沉积越多。当CO2压力升至15 MPa时，CO2与原油作用时沥青质沉积较明显，相对沉积量达到8%左右，此时压力即为该条件下沥青质沉积点。当压力超过沥青质沉积点后，随作用压力增大，沥青质沉淀量增加幅度加快。压力超过30 MPa后，随系统压力增加，沥青质沉积量基本保持不变。由图 9可看出，当CO2与原油物质的量比为50%时，沥青质沉积点压力在15 MPa左右。当CO2与原油物质的量比为75%时，沥青质沉积点压力在11 MPa左右。当CO2与原油物质的量比为90%时，沥青质沉积点压力在8 MPa左右。
实验设备：KDHW-Ⅱ型自控恒温箱、HAS-100HSB型恒压恒速泵、岩心夹持器(30 cm×4.5 cm×4.5 cm)、活塞中间容器、回压阀、D07-11C型气体流量计、CS200型气体流量计、压差变送器及数据采集系统、气液分离装置、液体收集装置、管线若干。
实验用油为实验区块脱水脱气原油与煤油配制出的模拟油；地层水及注入水为延长油田CO2驱替示范区地层水，总矿化度为147 879.9 mg/L，硬度为616.28 mg/L；实验岩心为不同渗透率级差(10、30、50、100、2 500、裂缝)的人造非均质方岩心，规格4.5 cm×4.5 cm×30 cm。
非均质性会严重影响CO2的驱油效果，选取不同渗透率级差(10、30、100、裂缝)的人造非均质岩心(4.5 cm×4.5 cm×30cm)进行CO2驱油实验。图 10为渗透率级差与CO2连续气驱采出程度柱状图。从图 10可看出，均质岩心的采出程度明显高于非均质岩心。这主要是由于注入气体能够在均质岩心内部均匀推进，驱替前缘较为稳定，波及体积较大，驱替效果较好，最终采出程度可达到56.86%，CO2气驱可提高采出程度23.25个百分点。
非均质岩心的CO2驱油效果较差，且随着岩心非均质性的增加，水驱采出程度、气驱提高采出程度及最终采出程度均呈明显下降趋势。由于非均质性的存在，注入气体沿高渗透层突进，波及效率较差，采出程度较低。当岩心中存在裂缝时，注入水仅能采出裂缝中的原油，注入CO2气体后，气体沿裂缝突进，无法驱替基质中的原油，气驱提高采出程度仅为0.21%。
采用渗透率级差为30的天然岩心，分别测试了连续气驱、水驱后连续气驱与水驱后水气交替注入的注入方式对采收率的影响，实验结果见表 1。从表 1可看出，水驱后WAG驱的效果最好。连续气驱实验组的最终采收率为21.77%，由于岩心的非均质性导致连续气驱时气体窜逸，因此采收率相比后两组较低。水气交替注入能够有效地控制气窜，极大地延缓气窜时间，同时还能够调整流体剖面，使得流体更多地进入低渗透层，提高了非均质岩心的采出程度。
(1) 试验区CO2-原油最小混相压力22.15 MPa，高于原始地层压力17.5 MPa，研究区块的CO2驱替方式主要为非混相驱。
(2) PVT实验表明，在相同压力下，油藏流体密度随着CO2注入浓度的增加而减少，体积膨胀系数随着注入CO2浓度的升高逐渐增加，油藏流体黏度随CO2浓度的增加而降低。
(3) 通入CO2后，随注入压力升高，无机盐溶液的pH值呈下降趋势，不会形成CaCO3沉淀。作用压力越大，CO2与原油作用后沥青质沉积越多，且CO2与原油物质的量比不同，沥青质沉积点也有所差别。
(4) 均质岩心的采出程度明显高于非均质岩心，且随着岩心非均质性的增加，水驱采出程度、气驱提高采出程度及最终采出程度均明显下降。
2018, Vol. 47 Issue (2): 75-79, 88
2018, Vol. 47 Issue (2): 75-79, 88