胜利油田特低渗透油藏储量丰富，目前原油探明地质储量高达 12.2×10⁸ t ^[1]，占胜利油田原油总探明地质储量的 22%^[2]，开发前景广阔。由于特低渗透油藏孔隙结构复杂、渗透率低、孔隙度低、非均质性强、渗流阻力大，常规水驱面临“水井注不进、油井采不出、采油速度低、采收率低”的技术难题^[3-4]，严重影响该类油藏的开发效果。因此，对于特低渗透油藏，迫切需要研究新的驱油剂和驱油方式。

CO₂易溶于原油且能与原油发生混相，可有效增加原油流动能力，扩大气驱波及体积，从而大幅提高原油采收率^[5-7]，且同时可实现 CO₂地质封存，兼具良好的经济效益和社会效益。因此，CO₂作为良好的驱油溶剂，在特低渗透油藏开发方面具有非常好的应用前景。

特低渗透油藏复杂的孔隙结构使得原油流动存在启动压力梯度，渗流规律异常复杂，常表现出非线性渗流特征^[8-9]。启动压力梯度的存在使得特低渗透油藏流体流动和压力传播规律与中、高渗透油藏存在显著差异，进而导致该类油藏 CO₂驱开发效果受到很大的影响。目前，中外对 CO₂驱的研究主要集中在驱油机理、技术政策界限等方面^[10-18]，而针对特低渗透油藏CO₂驱非线性渗流规律的研究相对较少。张海龙针对吉林油田黑 59 块开展了 CO₂ 混相驱提高原油采收率实验研究，发现 CO₂混相驱能够降低 CO₂-原油体系的启动压力梯度^[18]。周思宾针对红河油田致密砂岩油藏注CO₂的可行性进行了室内评价研究，结果表明红河油田注 CO₂存在非线性渗流特征，注CO₂最小启动压力梯度比注水小，与渗透率相关性较差^[19]。杨晶针对榆树林油田开展了 CO₂驱渗流规律研究，认为低渗透油藏 CO₂驱存在启动压力，且随着渗透率的降低，启动压力梯度增大^[20]。章星等针对吉林油田黑 79 块开展了 CO₂混相驱启动压力梯度实验研究，发现低渗透岩心压力梯度与流量关系呈凹型分布，存在非线性流动和线性流动^[21]。白素针对榆树林油田树101块开展了 CO₂驱渗流规律数值模拟研究，认为启动压力对 CO₂驱开发效果有重要的影响，渗透率越低其影响越大^[22]。尽管上述学者们已开展了部分关于CO₂ 驱渗流规律的研究，但由于不同地区储层物性、流体物性、温度和压力等条件存在明显差异，因此得到的研究结果也不尽相同，且没有形成适用于不同储层条件下 CO₂驱渗流规律的表征模型，故无法计算其他区块 CO₂驱渗流特征参数，如最小启动压力梯度等。

高 89 地区特低渗透油藏是胜利油田 CO₂驱开发技术应用的主阵地，为了揭示该区 CO₂驱渗流规律，基于高 89 地区特低渗透油藏的岩心和油样，开展了 CO₂与原油相互作用实验研究，并采用不同渗透率级别的岩心分别开展了CO₂驱渗流规律实验研究，最终建立了不同渗透率岩心 CO₂驱最小启动压力梯度计算公式和 CO₂驱非线性渗流规律表征模型，为胜利油田特低渗透油藏 CO₂驱启动压力梯度及渗流特征曲线的计算提供了有效方法。

1 CO₂驱渗流规律实验

特低渗透油藏储层孔隙尺度小、孔隙结构复杂，原油流动受孔隙壁面作用影响较大，存在启动压力梯度，只有当驱替压力梯度高于最小启动压力梯度时，原油才可以流动。在 CO₂驱过程中，随着 CO₂的注入，根据原油中CO₂含量的不同可将注入井至采油井间的储层划分为5个相带（图1），即CO₂相带、高CO₂含量原油带、中CO₂含量原油带、低CO₂含量原油带和原始油相带。

为了研究高 89 地区特低渗透油藏 CO₂驱替过程中不同 CO₂含量原油带的启动压力梯度变化规律，根据目标储层温度、压力、油气组成及原始气油比，配制地层原油及不同CO₂含量的原油，开展PVT 实验研究，分析CO₂对原油性质的影响规律；选取目标储层岩心，在不同条件下测定原油流速-压力梯度关系曲线，求取不同CO₂含量原油启动压力梯度，分析 CO₂驱非线性渗流规律，建立 CO₂驱原油启动压力梯度计算公式及CO₂驱非线性渗流规律表征模型。

1.1 实验设备

地层原油及不同CO₂含量原油的配制所用设备为高精度地层流体 PVT 分析仪；CO₂驱渗流规律实验所用设备为高温高压岩心驱替系统，主要由高精度的微量注入泵、岩心夹持器、围压泵、回压泵、回压阀、恒温系统及产出流体测量系统组成（图2）。

1.2 实验样品及条件

岩心 实验所用岩心为胜利油田高 89 地区特低渗透油藏3类不同渗透率级别储层的岩心（表1）， G1 和 G2 岩心渗透率小于 1 mD，G3 和 G4 岩心渗透率为1~3 mD，G5和G6岩心渗透率大于3 mD。

流体 实验用水为根据储层水样组成配制而成的CaCl₂型模拟地层水；实验用油为根据储层油气组成及原始气油比配制而成的地层原油及添加不同 CO₂含量配制而成的模拟油，用于模拟CO₂注入过程中原始油相带、低 CO₂含量原油带、中 CO₂含量原油带和高CO₂含量原油带的原油。

实验条件 设定实验温度与储层温度一致，即 126℃，CO₂驱渗流规律实验中设定回压高于油样泡点压力。

1.3 实验步骤

实验步骤主要包括：①配制地层原油；②在已配制的地层原油中分别加入不同含量的 CO₂，制成不同CO₂溶解气油比（$R_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$）的模拟油；③开展地层原油及模拟油的 PVT 实验，测定各油样的泡点压力、原油密度、原油黏度及体积系数；④岩心抽真空饱和水，通过称重法测定岩心孔隙度，然后设定回压高于油样泡点压力，油驱水至束缚水状态，恒温老化 24 h；⑤设定注入泵流量为 0.001 mL/min 进行油驱水，待岩心出口段开始有原油流出后，关闭岩心夹持器上游开关，待压力稳定后记录此时的压力，即为油样最小启动压力；⑥逐步增加注入泵的流量，记录不同流量下岩心上下游压力稳定后的压差；⑦更换不同渗透率的岩心，重复步骤④—⑥。

2 结果及分析

2.1 CO₂对原油性质的影响

配制了 CO₂溶解气油比分别为 0，8.71，30.63 和 67.79 m³ /m³ 共 4 种油样模拟 CO₂注入过程中原始油相带、低 CO₂含量原油带、中 CO₂含量原油带和高 CO₂含量原油带的原油，并开展了 PVT 实验研究。不同 CO₂含量的油样物性参数如表2所示。结果表明，随着地层原油中CO₂含量的升高，原油饱和压力和体积系数逐渐升高，密度和黏度均逐渐降低。这是由于非极性的 CO₂分子易溶于地层原油，使得原油膨胀，饱和压力升高，体积系数增大。当原油中的CO₂溶解气油比由0（原始地层原油）升高至67.79m³ /m³ 时，原油密度由0.783 g/cm³ 降至0.750 g/cm³，降幅为 4.2%，而原油黏度由 1.310 mPa·s 降至 0.980 mPa·s，降幅为 25.2%。由此可见，注入 CO₂对于胜利油田高 89 地区特低渗透油藏原油具有良好的膨胀降黏作用。

2.2 CO₂驱原油渗流能力分析

针对胜利油田高 89 地区特低渗透油藏 3 类不同渗透率级别的 6 块岩心，分别采用 4 种油样进行流速-压力梯度关系测定，每组实验分别以7种不同流速驱替。由不同油样在不同渗透率岩心中的流速-压力梯度关系曲线（图3）可见，所有曲线均不通过原点，这种非线性特征表明 CO₂驱油过程中原油存在启动压力梯度。对于不同渗透率的岩心，在相同压力梯度下不同油样的流速由高到低依次为：油样4、油样3、油样2和油样1，这表明CO₂含量越高的原油，在相同压力梯度作用下其流动能力越强。此外，渗透率越低的岩心，不同油样的流速-压力梯度曲线越分散，油样流动能力差别越大，而随着岩心渗透率的增大，不同油样的流速-压力梯度曲线越集中，CO₂含量对原油流动能力的影响逐渐减小，这也进一步体现了CO₂驱在特低渗透油藏开发中的优越性。

由不同CO₂含量的油样在不同渗透率岩心中的最小启动压力梯度（表3）可知，4种油样在不同渗透率岩心中的启动压力梯度均随着岩心渗透率的增加而降低，这表明在渗透率较低的储层中，原油流动所需的启动压差更大，而对于渗透率相对较高的储层，原油流动所需的启动压差则相对较小，如 G6 岩心，由于渗透率较高，最小启动压力梯度最低。胜利油田高89地区特低渗透油藏渗透率差异大、非均质性强^[23]，渗透率较高的砂体条带原油启动压力梯度较小，易成为CO₂的优势渗流通道，从而可能加快气窜，降低油藏的最终采收率。

此外，表3 中相同渗透率的岩心中不同油样最小启动压力梯度均随着油样中CO₂含量的增加而降低。如 G1 岩心，当原油中 CO₂溶解气油比为 67.79 m³ /m³ 时，相比原始地层原油，最小启动压力梯度降低了 31.5%。这表明注入 CO₂后孔隙壁面与原油的相互作用减弱，原油流动性增强，有效改善了特低渗透油藏中原油的渗流能力。在 CO₂注入过程中，由注入井至采油井，原油中的CO₂含量依次降低，近注入井的高 CO₂含量原油带与 CO₂相互作用较强，由于CO₂的膨胀降黏作用及其对原油中轻质组分的抽提作用，使得原油启动压力梯度降低，原油流动能力增强；随着与注入井距离的增加，原油中的CO₂ 含量逐渐降低，中、低CO₂含量原油带启动压力梯度逐渐增大；远离注入井的原始油相带流动能力最差，启动压力梯度最高。但随着 CO₂前缘的推进， CO₂与原油的接触面积增大，CO₂-原油相互作用增强，油相启动压力梯度会逐渐降低，流动性增强，从而能够大幅提高原油采收率。

不同油样最小启动压力梯度与岩心渗透率的关系（图4）表明，渗透率对高 89地区特低渗透油藏中原油的流动能力有显著的影响，对于不同 CO₂含量的原油，最小启动压力梯度均随着渗透率的降低而升高，当渗透率低于 2 mD 时，最小启动压力梯度急剧增大，这与水驱最小启动压力梯度变化规律相似^[24]。这是由于渗透率越低的储层，孔喉结构越复杂，控制流体通过的喉道越窄，渗流阻力越大，流体流动所需的启动压差越高。但与水驱不同的是，特低渗透油藏 CO₂驱最小启动压力梯度明显低于水驱。研究表明相同条件下水驱最小启动压力梯度为 CO₂驱的 2~4倍^[16]，且随着渗透率的降低，二者差异逐渐增大。其主要原因有两个方面：①由于吸附作用，水被吸附在储层孔隙表面而形成一层水化膜，导致流体渗流阻力增大，且孔隙越小，水化膜对流体流动的影响越明显，而CO₂不会产生薄膜，流动能力强于水；②由于CO₂易溶于原油，使得原油体积膨胀，黏度降低，且随着压力的升高，CO₂与原油界面张力逐渐降低直至混相，流体系统流动阻力低。因此，相比水驱CO₂驱启动压力梯度更低，对于特低渗透油藏的开发更具优势。

2.3 CO₂驱最小启动压力梯度计算公式

分析不同CO₂含量的油样在不同渗透率岩心中的最小启动压力梯度与流度的关系，发现两者呈现很好的幂函数关系（图5），可表示为：

分析常数 m 和 n 与 $R_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$的关系（图6），两者与 $R_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$ 均呈良好的负线性关系，由此可得胜利油田高 89地区特低渗透油藏CO₂驱最小启动压力梯度的计算公式为：

2.4 CO₂驱非线性渗流规律表征模型

分析图3可知，高 89地区特低渗透油藏中原油流动表现出非线性渗流特征，渗流曲线呈“直线段+ 曲线段”的两段式，这与水驱非线性渗流特征相似。但 CO₂驱非线性段初始值，即最小启动压力梯度显著低于水驱最小启动压力梯度。以油样 2 在 G2 岩心中的流速-压力梯度关系曲线为例，分析不同阶段流速与压力梯度的关系。如图7 所示，在压力梯度较小时，流速与压力梯度呈良好的二次函数关系，可表示为：

在压力梯度较大时，流速与压力梯度呈良好的线性关系，可表示为：

经分析，在不同压力梯度范围内，4种油样分别在 6 块岩心中的流速-压力梯度关系均满足上述的二次函数关系和线性关系。因此，采用（3）式和（4） 式分别拟合不同油样在不同岩心中的流速-压力梯度关系曲线，拟合参数如表4所示。

进一步分析参数 a，b，c，α，β 与流度的关系可知，a和b分别与流度呈二次函数关系，α和β与流度分别呈对数函数关系，即：

参数c与流度无明显关系，且不同条件下c值接近，故取其平均值为 0.000 25。结合（3）—（9）式，根据目标区块储层岩心的渗透率和原油黏度，则可近似求得该区块的流速-压力梯度关系曲线。

3 结论

胜利油田高 89 地区特低渗透油藏 CO₂驱过程中油相流动呈现明显的非线性渗流特征，渗流曲线表现为“直线段+曲线段”的两段式，直线段的流速与压力梯度呈良好的线性关系，曲线段的流速与压力梯度呈现良好的二次函数关系。CO₂溶于原油后由于膨胀降黏作用，使得 CO₂驱最小启动压力梯度明显低于水驱最小启动压力梯度，且原油中 CO₂含量越高，原油渗流能力越强，渗流曲线非线性段变短；CO₂驱最小启动压力梯度与流度呈良好的幂函数关系，随着流度的增加，原油启动压力梯度显著降低。基于 CO₂驱过程中油相的非线性渗流规律，考虑特低渗透油藏渗透率及原油黏度的影响，建立了高 89 地区特低渗透油藏 CO₂驱最小启动压力梯度计算公式和CO₂驱非线性渗流规律表征模型。

符号解释

a，b，c，α，β——与储层物性、原油性质有关的参数；

K_g——岩心气测渗透率，mD；

L——岩心长度，cm；

m，n——与原油性质有关的常数；

q——流速，cm/min；

$R_{{\mathrm{C}\mathrm{O}}_2}$——CO₂在原油中的溶解气油比，本文指单位体积地面脱气油在地层条件下溶解的CO₂的标准体积，m³ /m³；

ΔP——最小启动压差，MPa；

μ_o——储层条件下油相的黏度，mPa·s。

参考文献