CO₂吞吐技术是断块油藏有效的开发手段之一^[1-4]。水平井 CO₂吞吐技术，一方面利用水平井段控制的高泄油面积，增加了注入气与原油的接触面积，改善油井周边的渗流特性，进而降低近井地带的渗流阻力；另一方面注入的 CO₂溶解并改变原油物性，增强原油流动性，同时注入气在多孔介质中形成的“ 贾敏效应 ”可以起到控抑边底水的作用^[5-10]。然而，单口水平井注气吞吐作用范围小，波及体积有限，控水增油有效期短，同时断块油藏不规则的井网分布限制了水平井单井注CO₂控水增油效果^[11-12]。结合边水断块油藏实际开发井网部署特征，采用水平井组CO₂协同吞吐的注气方式，可进一步扩大注入气在油藏内的波及范围，因此，有必要率先进行物理模拟方法，评价水平井组注气吞吐的开发效果。针对冀东油田某浅层边水作用断块油藏开发特征，利用自行设计的三维边水断块油藏水平井组开发室内模拟物理模型^[13-14]，进行水平井组 CO₂吞吐物理模拟实验，研究 CO₂注入量（简称注入量）对井组吞吐的影响效果并进行优化，结合高温高压条件下CO₂性质及其与地层原油的相互作用特征，分析注入量对水平井组 CO₂吞吐控水增油效果的影响机理，以期为现场注入量优化及效果分析提供基础数据和理论依据。

1 实验器材及方法

1.1 实验器材

实验仪器主要包括：恒温箱、Teledyne 高精度 ISCO柱塞泵、手动计量泵、高温高压活塞容器、三维高压径向流岩心夹持器（图1）、高精度气体流量计量装置、气液分离装置、高精度压力传感器及配套数据处理系统软件等，实验设备及流程详见文献 ^[10]。

实验用油为冀东油田某浅层边水断块油藏模拟油，由脱水原油与煤油复配得到，60℃下模拟油黏度为 189 mPa·s，密度为 0.89 g/cm³。实验用水为冀东油田模拟地层水，总矿化度为937 mg/L，水型为NaHCO₃型。实验气体为CO₂，纯度为99.99%。

1.2 实验方法

实验温度设定为 60℃，回压设置为 1 MPa，4组实验的物理模型的基本物理参数如表1所示。具体实验步骤为：①测量模型尺寸，计算视体积。②抽真空，饱和地层水，计算模型孔隙体积。③饱和模拟油，老化48 h，计算初始含油饱和度。④模拟边水驱替至一口井含水率达到98%时关井，记录油井的产油量和产水量，计算模拟天然能量开采阶段的采出程度。⑤3口水平井同时注入CO₂，当监测井（5#） 压力增至3 MPa时关井，闷井24 h。⑥3口水平井同时开井，且保持边水恒压注入，分别记录每口井的产油量、产水量及产气量，当模型综合含水率达到 98% 时关井，结束实验。⑦本实验条件下 CO₂注入量的记录方法为通过测定监测井的压力来实现，即在相同初始压力条件下同时注入 CO₂气体，当监测井的压力达到实验设计的数值时停止注气，通过注入模型内部气体压力计算CO₂的注入量。其他注入量条件下监测井的压力分别为5，7.5和10 MPa。

CO₂注入量计算方法为：通过监测井压力计算得到 CO₂的注入量，即在气体容器体积固定的条件下，通过 CO₂状态方程计算恒定体积容器内注气前后的密度差即可得到注入量。用密度表示的注入气状态方程为：

注气前后恒定体积容器的密度差为：

本实验条件下，CO₂注入容器的容量为 1 L，注气质量即为容器体积与注气前后容器内气体密度差的乘积；同理，根据 CO₂状态方程，计算得到的注气质量可转换为实验条件下的注气体积以及标况下的注气体积，其计算式为：

不同水平井组CO₂吞吐实验的注气质量和注气体积如表2所示。

2 实验结果与分析

2.1 不同注入量下水平井组吞吐闷井过程中压力变化

闷井过程中，模型内部压力随时间变化的关系分为迅速降低和平缓降低 2个阶段（图2）。60℃恒温条件下，模型内部3口水平井同时注气，增加了气体与原油的接触面积，气体与原油接触更易溶解，模型内部压力迅速降低；随着 CO₂在原油中溶解量的增加，模型内部压力降低幅度逐渐变小直至达到溶解平衡。当闷井初始压力为 3 MPa（对应注入量为 0.07 PV）时，平衡压力稳定在 1.71 MPa，降幅为 1.29 MPa；当闷井初始压力升至10 MPa（对应注入量为 0.14 PV）时，平衡压力为 6.72 MPa，降幅为 3.28 MPa。结果表明，随着闷井初始压力的升高，闷井过程中的压力降幅增加，平衡压力也相应升高，说明高压条件下 CO₂在地层流体中的溶解量增加，同时溶解平衡压力高有助于保持地层能量。

2.2 不同注入量下吞吐后生产动态分析

由闷井后的井组生产动态曲线可以看出：当注入量为 0.07 PV 时，井组整体含水率由初期 86.82% 降至 86.10%，降幅仅为 0.72%；阶段增油量为 31.4 mL，累积产气量为 1 189 mL（后续产气量未说明均为标况下产气量）（图3a），生产结束后边水的等效注入体积为 0.42 PV。当注入量增至 0.10 PV 时，井组整体含水率由初期最高的 82.13% 降至 79.59%，降幅为 2.54%；阶段增油量为 70.6 mL，累积产气量为 2 625 mL（图3b），生产结束后边水的等效注入体积为 0.52 PV。当井组吞吐注入量增至 0.13 PV 时，井组整体含水率由初期的 84.57% 降至 79.47%，降幅为 5.10%，阶段增油量为 94.9 mL，累积产气量为 5 022 mL（图3c），生产结束后等效注入总体积为 0.60 PV。当井组吞吐的注入量进一步增至 0.14 PV 时，井组整体含水率由初期 77.74% 降至 71.81%，降幅为 5.93%，阶段增油量为 148.7 mL，累积产气量为 8 050 mL（图3d），生产结束后边水的等效注入体积为0.65 PV。

对比不同注入量下井组生产动态曲线（图3）可以看出，当注入量由0.07 PV增至0.14 PV时，井组控制范围内综合含水率降幅由 0.72% 增至 5.93%，吞吐后边水注入体积也由 0.42 PV 相应的增至 0.62 PV，累积产油量由 31.4 mL增至 148.7 mL，累积产气量增幅最明显，由1 189 mL增至8 050 mL。可见，通过提高井组 CO₂吞吐的注入量方式，能够降低井组综合含水率，扩大井组综合含水率降幅，增强CO₂的控水效果，延长了注气吞吐控水的有效期，增油效果显著；但从产气量角度分析，增加注入量，井组累积产气量大幅增加，降低了注入气的使用效率。杜勇等研究发现，增加注入量补充了地层的压力，降低了油水界面^[11，15]。此外，本实验中增加了注气吞吐的水平井数量，以井组形式同时注气吞吐，同时提高了气体的注入量，二者的结合促进了注入气与地层流体接触面积和作用范围，使气体的“贾敏效应”充分发挥，水相注入气波及到的区域渗流阻力大幅增加，恢复生产后地层水不易重新快速推进，可有效抑制底水锥进，进而强化了CO₂的控水效果。

2.3 不同注入量下采出程度增幅及气体利用率

井组内部各个水平井采出程度增幅结果（图4） 显示，标况注入量为 2.198 7 PV（对应注入量为 0.07 PV，）时，远离边水的 1#和 2#水平井采出程度增幅分别为 2.60% 和 2.02%，靠近边水的 3#水平井采出程度增幅为 1.25%；当标况注入量增至 13.803 5 PV 时，1#，2# 和 3# 水平井的采出程度增幅分别为 10.36%，8.06% 和 3.94%，相比前者分别增加了 9.76%，4.04% 和 2.69%，可见，CO₂协同吞吐的增油量主要来自水平井1#和2#，两口井与3#相比距离边水井（5#）较远，剩余油分布较多。同时，实验过程中存在15°的地层倾角^[10]，边水井5#位于最低位置，三口水平井形成了高（1#）、中（2#）、低（3#）三个不同高度的构造部位，闷井过程中 CO₂在重力分异作用下，更容易波及较高部位的生产井。增加注入量，气体向高部位聚集更多，进一步增加径向流内部CO₂的波及范围。

从注入量与井组整体的采出程度增幅和换油率关系（图5）可以看出，标况注入量为 13.803 5 PV 时，井组采出程度增幅最高，为22.36％，高注入量获得了高采出程度增幅，但结合不同注入量下井组生产动态曲线产气结果（图3）可知，累积产气量随注入量的增加而大幅度增长，注气的经济性降低。与此同时，井组采出程度在标况注入量为 9.719 4 PV 的增幅比 5.123 3 PV 的高 6.87%，而仅比 13.803 5 PV的低 4.21%，单位注气体积的增油幅度降低。即标况注入量超过 9.719 4 PV 后，换油率变化幅度不明显，说明注入量增加，注入气的利用率降低。由此看出，水平井组注气吞吐注入量设计应平衡与采出程度增幅和注气经济性的关系。

分析井组不同注入量下的吞吐效果可知，标况注入量为9.719 4 PV时，井组增油效果相对理想，气体利用率较高。当注入量较低时，地层能量补充不足，作用范围有限，各部位生产井采出程度增幅有限，无法充分发挥水平井组协同吞吐的优势；当注入量过高时，注入气将近井地带的原油推至远井端，孔隙多被自由气和边水占据，开井瞬间的高生产压差导致产气量激增，地层能量并未真正得到补充，气体利用率较低。因此，只有合适的 CO₂注入量，地层能量得到补充，将突进的边水推向远井端，降低油水界面；在开井生产过程中，CO₂在近井地带运移速度适中，保证与剩余油充分接触，发挥膨胀增能作用，使各部位生产井产气量和产液量均匀。本实验条件下，水平井组最优的注入量为0.13 PV。

2.4 不同注气条件下CO₂压缩性

本实验条件下，CO₂的注入量通过注气压力计算得到，分析实验条件下气体压缩性与压力的关系十分必要，因此选择等温压缩系数与对应实验条件下压力的关系进行研究。结果（图6）表明，当压力由 3 MPa 升高至 10 MPa 时，CO₂的等温压缩系数先大幅下降后缓慢升高；当注气压力为 3～8.5 MPa 时，CO₂的等温压缩系数由 0.377 16 MPa^-1 最低降至 0.205 47 MPa^-1，但当注气压力超过 5 MPa 后降幅变缓，即CO₂单位压力下体积变化率降低；当注气压力超过 8.5 MPa后，等温压缩系数缓慢增大。因为，注气压力超过5 MPa后，CO₂相态由气态逐渐转变为超临界状态，物性也相应发生改变。现场注 CO₂过程中，主要介于气态与超临界状态之间，在等温条件下，增加注入 CO₂的压力，气体压缩性降低，使注气过程的能量损失减小，促进气体进入地层深处。

2.5 CO₂含量对地层原油物性的影响

为进一步分析CO₂注入量对井组吞吐效果的影响，进行了高压物性实验，分析CO₂含量与地层原油高压物性的关系。由表3可见，地层条件下，原油体积膨胀系数随溶解原油中的 CO₂含量增加而升高，当CO₂含量达到30 mol%时，原油体积膨胀系数增至 1.083 5。增加 CO₂注入量，地层原油体积膨胀更明显。同时，注入CO₂后，地层条件下原油的饱和压力最高升至 9.389 MPa，气油比增至 35.5 m³/m³。通过提高注气压力增加注入量，更多CO₂溶解在原油中，原油膨胀明显。在吞吐开井生产阶段，压力逐渐下降，溶解的气体逐渐从原油中析出，形成的“泡沫油”降低了渗流阻力，增加原油流动性，最终促进原油流入井底。

3 结论

在模拟边水作用的油藏条件下，水平井组 CO₂ 吞吐具有一定的控水增油效果，增加CO₂注入量，含水率降幅明显，产油量增加，产气量随之大幅增加，需优化注入量以缓解井组控水增油与产气量过高之间的矛盾。

注入量为 0.13 PV（60℃，7.5 MPa）时的水平井组 CO₂吞吐的控水增油效果明显高于注入量为 0.10 PV时，同时产气量明显低于0.14 PV注入量时，且在高含油饱和度的生产井采出程度较高，因此，本实验条件下水平井组 CO₂最优注入量为 0.13 PV，既保证了注入气控水增油效果，气体利用率也相对合理。

对应注气条件下（60℃，7.5MPa），CO₂的等温压缩系数最低，即注气过程中能量损失最小，进而能波及更深更广的范围；CO₂含量越大，地层原油膨胀越明显，饱和压力增加，溶解气油比升高，原油流动性增强，从而使更多原油流出地层。

符号解释

p ——实验压力，MPa；$M_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$——CO₂摩尔质量，g/mol； Z ——气体压缩因子；${\rho }_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$——CO₂密度，g/cm³；R ——气体常数，J/（mol·K），取值为 8.314；T ——温度，K；Δρ——注气前后容器密度差，g/cm³；ρ₁——注气前容器密度，g/cm³；ρ₂—— 注气后容器密度，g/cm³；p ₁，p ₂——注气前、后容器压力，MPa； Z ₁，Z ₂——注气前、后气体压缩因子；V ——注入气体积，mL； $m_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$ ——CO₂质量，g。

参考文献