鄂尔多斯盆地油藏均为致密油藏，储层物性差、非均质性强、注水开发难度大[1]，CO2驱是提高该类型油藏采收率的有效方法[2-6]。已有研究表明，CO2非混相驱较水驱可提高采收率8%以上[7-8]，技术应用潜力巨大。目前，针对如何提高CO2驱油效果主要集中在扩大波及体积和注入方式两个方面。有些学者通过物模实验证明轮换开采可有效扩大CO2波及体积，从而改善非均质储层中低渗透率区域的开发效果；采用CO2吞吐的方式可有效改善黏度为100 mPa·s以上的稠油的驱油效率；CO2驱能启动低渗层中水驱没有波及到的原油，驱替压差的增大有利于启动低渗层原油，提高低渗非均质油藏采收率[9-13]；还有些学者通过数值模拟方法表明致密油藏周期注气开发效果最好；鄂尔多斯长7低压致密储层CO2驱油过程中，注入井附近区域可出现高压混相驱；提高CO2注入流量或注入量，CO2分子会出现聚集现象，使其具有较强的溶解原油的能力，并对原油中重质组分也具有一定的溶解能力[14-16]。鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏压力系数低，常规CO2驱为非混相驱，提高采收率幅度有限，该类油藏地质储量占比达到80%以上，开发潜力巨大。因此，亟需改善该类油藏CO2驱开发效果。通过增加地层压力来进一步提高混相程度是有效的途径，但目前相关研究鲜有报道，缺乏参考。
本研究采用井组立体模型，室内实验模拟实际油藏井网、温度、压力和流体等条件，通过单次大幅提高CO2注入量或注入流量（10倍以上于常规注入量或速度）实现快速补充地层压力，最终提高CO2驱混相程度的目的。同时开展CO2灌注实践，明确致密砂岩油藏CO2灌注驱油的可行性，为该类油藏实现提高混相程度提供技术思路。
实验用油为区块脱水脱气原油与煤油配制而成，地层温度40 ℃下的黏度为 3.6 mPa·s。实验用水为区块模拟地层水，pH为5.0~6.8，平均6.0，近中性；总矿化度平均为41670 mg/L，CaCl2水型；关键离子组成：ρ（K++Na+ ）为10183 mg/L、ρ（Mg2+）为 71 mg/L、ρ（Ca2+） 为19148 mg/L、ρ（Cl−） 为49233 mg/L、ρ（SO42−）为 65 mg/L、ρ（HCO3−） 为99 mg/L。气体为煤化工捕集的CO2 ，纯度99.8%（体积分数）。实验用岩心为人造圆柱岩心，直径为30 cm、厚度为25 cm，平均渗透率为1.53×10−3 μm2。
动态驱替装置一套（供液系统，1注4采模型本体，压力传感系统、计量系统及恒温系统）；1310E气相色谱仪。
CO2灌注模拟驱替实验装置如图1所示。
1） 根据岩心空气渗透率筛选岩心并排列，抽真空、饱和地层水。
2） 油驱水，直至岩心出口端没有水流出为止，建立束缚水并计算饱和度。
3） 按0.3 mL/min、0.6 mL/min、2.4 mL/min的流量将气体注入岩心，直至无油产出，在此过程中计量驱出油、气体体积及注入压力。
4） 绘制采出程度、生产气油比、压力、换油率的变化曲线。
1） 采用注采比为1∶4的立体模型，抽真空、饱和地层水。
3） 首先关闭采出井阀门，按0.5 PV、1.0 PV、2.0 PV、3.0 PV、4.0 PV通过注入井将气体注入模型中，再关闭注入阀门，闷井24 h；然后开启采出井阀门，直至原油不再被采出为止。在此过程中，计量驱出油、气体体积、累计注入气体体积及注入压力，绘制采出程度、地层压力、地层残余压力的变化曲线。
4） 取产出油少许，测定碳数分布，绘制不同注入量下碳数分布变化曲线。
不同注入流量CO2岩心连续驱替实验结果见图2~图4。
从图2可知，注气流量对平均换油率有显著的影响，总体表现为在CO2驱替前缘突破前，换油率随注入流量的增加而增大，当在常规注入流量（0.3~0.6 mL/min）下时，CO2突破前平均换油率保持在0.30左右，当大幅提高注入流量至2.4 mL/min时，CO2突破前平均换油率增至0.43，与常规注入流量换油率相比出现明显的差异。
从图3可看出，在CO2突破前，地层压力随着注入流量的增加而增加，且在同一PV数下，注入流量差距越大，地层压力差距也越大，相较0.3 mL/min，注入流量为0.6 mL/min时，地层压力增加16%，注入流量在2.4 mL/min时，增加56%。CO2突破后，由于窜流通道的形成，CO2相对渗透率增加，原油相对渗透率降低，气体补充地层能量的效果减弱，地层压力开始下降，但在相对较高的注入流量下，地层压力高。说明在致密砂岩油藏中，水驱后高排量注入CO2可以提高地层能量，导致压力提升，可使地层压力接近最小混相压力，从而显著提高采收率[17]。
由图4可知，同一PV数下，注气流量越大，气油比越小，且整体气油比随着注气流量、PV数增加表现出相同的趋势。注入流量的增加提升了注入量，气油比未明显增加 。其原因在于注入流量达到一定值后，可使压力接近最小混相压力，导致CO2向地层水及原油中溶解更多[18]，CO2突破速度慢，见气时间慢，见气时采出程度高，气油比相对较低，同时，也预示着大排量注入，增加闷井措施，最终提高CO2采出程度的潜力巨大。
在低渗透储层实施非混相驱的过程中，由于CO2压缩性强，注入流量小，并不利于发挥气体补充地层能量和改善流度比的作用。随着注入流量的增加，气驱效果更明显，原因在于注入的CO2在储层中快速积累，地层能量得到快速补充，压力效应成为主控因素，CO2弹性驱、流度控制、CO2-原油耦合提取CO2降黏的作用被充分发挥，导致采出程度显著增加[19]，且气油比低。为了能够实现快速增加地层能量的目的，可采取大排量注入（灌注法）的方式，即物理法提升混相程度，同时采用注后闷井措施，进一步促进CO2驱油机理效应的发挥。
不同注入流量的实验结果证明了灌注法提高CO2驱混相程度的可行性。为进一步探讨通过灌注方式提高低渗透储层混相程度，进而提高CO2非混相驱油效果的可行性，分析不同CO2注入量条件下的采出程度和地层压力的变化趋势，实验结果见图5。
从图5可看出，在灌注界限（2.0 PV）以上，随着单次灌注量的增加，采出程度也在增加，灌注量为3.0 PV时采出程度较2.0 PV提高11.2% ，灌注量为4.0 PV时采出程度较3.0 PV提高1.8% ，趋于平缓。说明大排量注入可有效提高CO2驱油效率。
不同PV数下地层压力的变化见图6。从图6可知，随着注入量的增加，可有效提升地层压力。其原因在于地层压力的提升使重力超覆的影响减小，在油藏有限的区间或局部建立高压力梯度[20-21]，驱动小范围内基质原油。注入量越大，CO2含量越大，界面张力的降低程度越明显，使得CO2在驱替过程中受到的阻力大大减小[22]。
通过提高注入量快速补充地层能量，不仅体现在闷井阶段地层能量的上升，关键在于开井生产后，地层残余压力的保持程度。图7所示为不同PV数下地层残余压力与换油率的变化情况。从图7可看出，随着注入量的增加，地层残余压力总体趋于升高，换油率也增大。但注入量从2.0 PV增加到4.0 PV时，针对同一区域储层，随着累计灌注量的增加，其压力保持能力趋于平缓。灌注残余压力较常规注入量残余压力增加了3.9 MPa，也预示着针对同一区域储层，灌注量也存在上限，高于上限其经济性就会变差。
图8所示为不同PV数下原油组分的变化情况。从图8可知，随着注入量的增加，原油组分有明显的动态变化，CO2萃取发挥了显著的增油作用。相对原始油样，注入量为0.5 PV时，产出原油C5~C11组分含量增加，C19~C28的组分含量略有减少；注入量为1.0 PV时，C5~C12的组分含量明显增加，C12~C24明显减少；当注入量为2.0 PV时，C4~C12的组分含量明显增加，重组分的含量明显减少；注入量为3.0 PV时，也是同样的规律，轻质组分明显增加。大量CO2进入储层导致储层压力增加，CO2密度增加[23]，原油中溶解了更多的CO2 ，增溶现象更加显著，也提高了CO2与储层流体的接触面积。CO2在低渗-致密储层细小复杂的岩石孔喉中渗流，在剪切力的作用下，CO2 和原油在孔隙中强烈搅拌，导致CO2 萃取效率越大时，产出油组分越轻[24-25]，且压力越高，组分分异越严重[26]，具体表现为轻质组分增加越来越显著。由于压力升高，体系放热，气液流体体系向吸热的方向进行。所以，萃取作用占据了主导，轻组分被抽提出来，重质组分滞留在储层中[27-28]；随着后期注入量的不断增加，有可能导致气窜，降低其产油量，进而影响换油率的变化，使换油率增加。因此，存在一个最佳注入量范围，使累计换油率最低。通过观察和分析，选取“前期多注，后期少注”的注入策略，可以有效抑制CO2的气窜，提高采收效率，并降低累计换油率。
延长石油某区块延长组长6油藏处鄂尔多斯盆地处陕北斜坡，该油藏为陕北斜坡带典型油藏类型，具有广泛的代表性。区块平均埋深1350 m，原始地层压力8.9 MPa，目前地层压力5.2 MPa，地层破裂压力32 MPa，最小混相压力14.72 MPa。平均孔隙度10.5%，平均渗透率0.94×10−3 μm2，原油黏度3.6 mPa·s，属于轻质油。区块采用不规则的反九点注采井网，平均井距230 m，目前平均单井日产油0.42 t，含水率60%。试验区油藏基本参数表明，该区块为CO2非混相驱，为了进一步提高混相程度，改善CO2非混相驱油效果，拟在局部井组开展CO2“灌注+闷井”试验，以快速补充地层能量。基于上述研究成果，优选了Z146-10及Z91-4井组开展灌注试验，灌注压力控制在20 MPa，平均排量为1 m3/min，Z146-10井组单次注入CO2量250 t，Z91-4井组单次注入CO2总量500 t，闷井15天后开井生产，试验效果如图9~图10所示。
Z146-10井组灌注前对应5口油井，平均月产油为36 t，油压为0 MPa，平均地层压力4.86 MPa。2022年8月实施灌注，灌注后地层压力大幅提升，最高压力上升至9.86 MPa，对应油井油压提升至4.5 MPa，地层能量得到快速补充。较灌注前，井组平均月产油增加23.59 t，随着生产的持续，月产油有所下降，但依然保持较高水平生产，截至2023年6月底，井组平均月产油为54 t，平均油压3.4 MPa，地层压力7.15 MPa，提高混相程度13.2%，灌注驱油效果显著。
Z91-4井组灌注前对应5口油井，平均月产油为25.18 t，油压为0 MPa，平均地层压力5.15 MPa。2022年8月实施灌注，灌注后地层压力大幅提升，最高压力上升至12.68 MPa，对应油井油压提升至5.6 MPa，地层能量得到快速补充。较灌注前，井组平均月产油增加48.32 t。随着生产的持续，月产油有所下降，但依然保持较高水平生产，截至2023年6月底，井组平均月产油为94.5 t，平均油压为4.5 MPa，地层压力为9.18 MPa，提高混相程度27.03%，灌注驱油取得明显的效果。
1） 灌注法是提高低渗透-致密油藏CO2非混相驱混相程度的有效方法。相对大排量注入会导致过早气窜而造成采出程度低的传统认识，灌注法实验说明了高于传统注入流量、注入量条件下，由于单次注入量的大幅增加，压力上升，CO2溶解的量快速增加，突破速度慢，气油比相对较低，同时促进了CO2对轻质油的萃取效应，采出程度显著升高。
2） 实验与现场应用效果证明，采用“灌注+闷井”工艺对于低渗-致密油藏提高混相程度具有巨大潜力。地层残余压力是表征灌注提高混相程度的重要指标，不同的注入量对于地层残余压力的提升程度存在差异，导致最终增产效果不同。
3） 本研究是针对低渗-致密油藏提高混相程度方法的初步探索，建议下步针对特定储层开展“灌注+闷井”工艺注入流量、注入量、注入周期等参数的数值模拟。
2024, Vol. 53 Issue (4): 79-84 2024, Vol. 53 Issue (4): 79-84