CO2-C2H6吞吐提高致密油藏采收率实验研究

王程伟，苏玉亮，王文东，李蕾，郝永卯; WANG Chengwei; SU Yuliang; WANG Wendong; LI Lei; HAO Yongmao

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CO₂-C₂H₆吞吐提高致密油藏采收率实验研究

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王程伟 ^1,2
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苏玉亮 ^1,2
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王文东 ^1,2
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李蕾 ^1,2
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郝永卯 ^1,2

1. 中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580； 2. 非常规油气开发教育部重点实验室中国石油大学（华东），山东青岛266580

中图分类号： TE357

最近更新：2024-05-09

DOI： 10.13673/j.pgre.202305039

摘要

注CO₂已经成为致密油藏提高采收率的重要手段之一，相较于纯CO₂，部分烃类气体对原油的降黏及混相能力更强。为此，通过高温高压PVT实验研究了CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆）-原油的饱和压力及黏度的变化特征，并利用高温高压岩心吞吐实验揭示了不同气体介质、吞吐压力及吞吐轮次下原油动用程度。研究结果表明：复合气体中C₂H₆增强了气液两相混相能力，提高了CO₂降黏及溶解能力，原油流动性显著增加。复合气体中随着C₂H₆摩尔分数的增加，原油饱和压力由14.24 MPa增至18.02 MPa，提高了26.54%；原油黏度由23.68 mPa·s降至8.76 mPa·s。不同吞吐压力下复合气体（CO₂-C₂H₆）的采收率提高效果均强于纯CO₂的，且吞吐压力在最小混相压力附近采收率提高程度高于其他吞吐压力。复合气体（CO₂-C₂H₆）对孔隙半径为0.000 1～0.001 和0.01～1 μm孔隙中的原油动用程度强于纯CO₂的。

关键词

致密油藏; 饱和压力; 黏度; 岩心实验; 核磁共振技术

随着全球经济发展的日益加速以及工业技术的不断发展，油气消耗量逐渐增加，常规油气资源已无法完全满足全社会对能源的需求^［

1-4］。目前我国致密油藏资源丰富，分布范围广泛，可采储量已达40×10⁸t，主要分布在新疆油田、长庆油田等地，具有广阔的勘探开发前景^{［参考文献 5-8}5-8］。与常规油藏相比，致密油藏储层分布大量纳米级孔隙，且孔隙结构复杂、毛细管阻力大、原油流动困难^{［参考文献 9-11}9-11］。致密油藏若采用衰竭式开采，压力衰竭速度过快导致油藏开发周期短、采收率低、剩余油含量高，在弹性开采后应采取合理的增产措施^{［参考文献 12-15}12-15］。同时致密油藏储层普遍水敏性较强，注水开采难度大且易对地层造成不可逆的伤害，因此注气开发逐渐受到关注^{［参考文献 16-20}16-20］。

目前，用于致密油藏提高采收率的气体有CO₂，N₂、天然气、烟道气、空气等。其中，CO₂是目前研究最多、效果最为理想的气体，在油藏条件下更容易达到混相条件。近年中外注气提高采收率研究如表1所示。

表1 油藏注气驱油效率汇总

Table1 Summary of oil displacement efficiency under gas injection in reservoirs

研究人员	注入气体	压力/MPa	温度/℃	采收率/%
管奕婷等^{[参考文献 21 百度学术}21]	烃气	15.5	45	47.95
许清华^{[参考文献 22 百度学术}22]	烃气	49.1～53.08	110～128	68.08～86.48
李德祥等^{[参考文献 23 百度学术}23]	空气	23.8	110	55.4～61.3
PU等^{[参考文献 24 百度学术}24]	CO₂	4～26	75	21.2～40.9
刘鹏刚^{[参考文献 25 百度学术}25]	空气	40	102	18
HUANG等^{[参考文献 26 百度学术}26]	CO₂	15	80.15	大孔隙：40～80 小孔隙：50～80
ZHOU等^{[参考文献 27 百度学术}27]	CO₂	12.9	44	38.96
LI等^{[参考文献 28 百度学术}28]	CO₂	4～14	80	39.48～91.49

大量研究结果表明，致密油藏中注CO₂及N₂一定程度均能提高采收率，其中以CO₂效果最好。但是在致密油藏储层中，天然裂缝与人工裂缝发育交错，在注气过程中常出现窜流等问题，很大程度上限制气体波及范围及驱油效率。因此，开始探索复合气体、化学助剂辅助CO₂提高采收率机理^［

29-32］。GAJBHIYE通过实验手段明确CO₂/N₂混合气体对油气界面张力的变化特征，结果表明，CO₂摩尔分数的增加会降低油气两相界面张力，N₂摩尔分数的增加会增大油气两相界面张力，由此可知注入气体成分对注气提高采收率效果至关重要，在矿场实施阶段需重点考虑^{［参考文献 33

百度学术}33］。

发挥注入流体间的协同（混相压力、原油膨胀）驱油优势逐渐受到重视，然而由于多流体与原油、岩石间相互作用机理复杂，微观协同提高采收率机理仍不明确^［

34-36］。随着对不同注入介质-原油混相能力研究的不断深入，发现C₂H₆能够有效降低原油最小混相压力，且降低幅度高于纯CO₂^{［参考文献 37

百度学术}37］。同时油田开发过程中，大量烃类气体被开采，能够保证C₂H₆具有稳定气源。因此，笔者利用高温高压PVT、黏度实验装置，研究了CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆，文中的摩尔分数均为60%）-原油的饱和压力及黏度变化特征，并通过岩心吞吐实验揭示不同气体类型、吞吐压力及吞吐轮次下不同孔隙结构原油动用规律，为致密油藏注复合气体（CO₂-C₂H₆）提高采收率提供理论指导。

1 实验器材及流程

1.1 实验器材

实验用原油为地层原油和油田伴生气复配的模拟油，所用模拟油的流体特征与鄂尔多斯盆地的致密油相似。实验用岩心取自鄂尔多斯盆地现场致密砂岩岩心，岩心基础数据如表2所示。在开展物理模拟实验前，利用甲苯对岩心进行清洗，在150 ℃的烘箱中对岩心进行烘干。实验仪器包括：MacroMR12-110H-Ⅰ型核磁共振仪器、恒温箱、VindumVP-3K-C型驱替泵、手摇泵、增压泵、岩心夹持器等。

表2 岩心基础数据

Table2 Basic core data

岩心编号	长度/cm	直径/cm	干重/g
1#	5.22	2.56	54.12
2#	5.26	2.56	52.02
3#	5.35	2.56	59.21
4#	5.22	2.56	55.02
5#	6.12	2.56	53.19
6#	5.42	2.56	54.36
7#	5.24	2.56	56.68

1.2 实验流程

1.2.1 岩心基础物性实验

选择实际地层岩心开展基础物性实验，首选通过气测渗透率、孔隙度测量仪确定致密砂岩岩心孔渗数据，其次通过铸体薄片及扫描电镜明确岩心孔隙结构及矿物特征。

1.2.2 高温高压PVT实验

按照地层原油气油比在高温高压PVT反应釜中配制原始活油样品，将高温高压PVT反应釜温度升至地层温度，打开反应釜内搅拌装置并稳定6 h。利用注入泵将高温高压PVT反应釜压力升至指定压力，并稳定6 h。以恒定速度退泵，降低高温高压PVT反应釜压力，记录退泵体积与压力（稳定2 h），高温高压PVT实验装置如图1所示。

图1 高温高压PVT实验装置

Fig.1 High-temperature and high-pressure PVT experimental setup

1.2.3 高温高压黏度实验

按照地层原油气油比在高温高压PVT反应釜中配制原始活油样品，将活油样品导入螺旋管线中。利用水浴加热及升压装置，将螺旋管线温度及压力升至地层条件，并开启搅拌装置使油与气充分接触，最终通过高温高压黏度计算系统自动计算原油黏度。高温高压黏度实验装置如图2所示。

图2 高温高压黏度实验装置

Fig.2 High-temperature and high-pressure viscosity experimental setup

1.2.4 高温高压岩心吞吐实验

具体步骤包括：①将岩心抽真空饱和地层原油，并通过核磁共振测定原油孔隙分布。②按照摩尔分数比例（7∶3）配制复合气体（CO₂-C₂H₆）。③将岩心置于高温高压岩心吞吐实验装置（图3）中，利用气体增压装置将纯CO₂及复合气体增至不同压力注入放有岩心的中间容器中，并稳定6 h。④稳定放压，通过称重法测定原油采收率，通过核磁共振明确剩余油动用特征。结合高压压汞与核磁共振技术^［

38-40］，可得到储层岩石的孔隙半径分布，而100%饱和流体的核磁共振T₂图谱可以评价孔隙半径分布。

图3 高温高压岩心吞吐实验装置

Fig.3 High-temperature and high-pressure core huff and puff experimental setup

2 结果与讨论

2.1 岩心孔隙特征

结合岩心铸体薄片及扫描电镜实验研究结果（图4），致密油藏储层岩石矿物主要由石英、斜长石、钾长石、云母、火成岩岩屑、变质岩岩屑和填隙物组成，偶见锆石、海绿石，黏土矿物颗粒微细，集中不均匀分布，粒径为0.06～0.30 mm，以细粒级为主；岩心孔隙发育中等，分布较均匀，连通性差，孔隙类型为粒间溶孔、粒间孔，少量粒内溶孔，粒间孔隙及微裂隙见自生石英、黏土矿物、伊利石、黄铁矿充填，见云母晶间微裂缝，孔隙半径为0.02～0.10 mm。

图4 岩心孔隙特征

Fig.4 Core pore characteristics

2.2 饱和压力变化特征

利用高温高压PVT实验装置，测定不同摩尔分数CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆）的混合原油饱和压力变化规律。由图5可知，随着CO₂摩尔分数的增加，原油饱和压力由14.03 MPa升至20.25 MPa。CO₂和60%含复合气体（CO₂-C₂H₆）的原油饱和压力分别为14.24和18.02 MPa，饱和压力上升26.54%，相同摩尔分数下，注入复合气体后的原油饱和压力均低于纯CO₂的（降低0.7～2.23 MPa）。

图5 原油注气时饱和压力变化

Fig.5 Saturation pressures of oil during gas injection

对比纯CO₂与复合气体（CO₂-C₂H₆）饱和压力变化规律可知，当纯CO₂注入到原油中时，CO₂溶解于原油中，CO₂分子与原油中的烃类分子相互作用，增加原油分子间吸引力，同时改变原油组分的相对含量，进而导致原油饱和压力的增加，且随着注入气体摩尔分数的上升，饱和压力逐渐增大。相同摩尔分数条件下，复合气体（CO₂-C₂H₆）的饱和压力低于纯CO₂的。由此可知，C₂H₆气体能够增加CO₂在原油中的溶解能力，增强CO₂分子在原油分子间的相互作用能力，提高油气混相能力，从而强化储层原油动用程度。

2.3 黏度变化特征

利用高温高压黏度实验装置，测定不同摩尔分数CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆）的混合原油黏度变化规律。由图6可知，随着CO₂摩尔分数的增加，原始油样的黏度由24.06 mPa•s降至11.55 mPa•s，黏度下降52%。CO₂和复合气体（CO₂-C₂H₆）的原油黏度分别为23.68和8.76 mPa•s，黏度下降63%。相同摩尔分数下，注入复合气体后的原油黏度均低于纯CO₂的（降低1.02～2.79 mPa•s）。

图6 原油注气时黏度变化

Fig.6 Viscosity of oil during gas injection

对比CO₂与复合气体（CO₂-C₂H₆）黏度变化规律可知，当CO₂注入原油中时，CO₂溶解于原油中，能够使原油间的分子力部分转化为气-液分子间的引力，以降低原油间的内摩擦力从而起到降黏效果。随着气体摩尔分数的增加，溶解于原油中的CO₂逐渐增多，进而导致原油黏度不断降低。相同摩尔分数条件下，复合气体（CO₂-C₂H₆）的黏度均低于纯CO₂的。由此可知，C₂H₆气体增强了CO₂对原油的降黏能力，增加了原油的流动性，从而提高原油采收率。

2.4 岩心吞吐提高采收率变化特征

由图7可知，随着吞吐轮次的增加，采收率逐步增大。岩心赋存原油主要在第1，2轮次被大面积动用，第3，4轮次原油动用程度较低。随着吞吐压力的上升，CO₂-原油混相程度增强，原油黏度降低，使岩心原油采收率逐渐升高。由原油最小混相压力研究结果可知，CO₂-原油最小混相压力约为16 MPa。由CO₂吞吐实验研究结果可知，当吞吐压力高于16 MPa时，吞吐采出程度明显增加。

图7 岩心CO₂吞吐实验结果

Fig.7 Results of core experiments under CO₂ huff and puff

由图8可知，岩心赋存原油主要在第1，2轮次被大面积动用，第3，4轮次原油动用程度较低。由原油最小混相压力研究结果可知，复合气体（CO₂-C₂H₆）-原油最小混相压力约为14 MPa，当吞吐压力高于14 MPa时，采收率明显增加。

图8 岩心CO₂-C₂H₆吞吐实验结果

Fig.8 Results of core experiments under CO₂-C₂H₆ huff and puff

CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆）在不同吞吐压力（分别为4，8，12，16和24 MPa）下经4轮吞吐后采收率如图9所示。对比岩心CO₂与复合气体吞吐实验结果可知，由于C₂H₆能够增强CO₂在原油中的溶解度，减小原油分子的内摩擦阻力，从而增强CO₂对原油的降黏能力，进而提高岩心原油动用程度，使相同吞吐条件（压力、轮次）下复合气体提高原油采收率程度高于CO₂（复合气体为71.43%；CO₂为56.38%），且压力在最小混相压力附近时采收率提高程度最大。

图9 不同吞吐压力下吞吐提高采收率变化特征

Fig.9 Oil recoveries under different gas huff and puff

岩心吞吐核磁共振实验研究结果如图10和图11所示。由Ⅰ类储层典型岩心在不同吞吐压力下吞吐至剩余油状态时的核磁共振T₂图谱可知，Ⅰ类储层孔喉集中分布在0.000 1～0.001，0.01～1 μm，随着吞吐压力的逐渐升高，不同孔喉原油均得到有效动用。由图10可知，吞吐压力小于8 MPa时，CO₂主要动用0.01～1 μm孔喉中赋存的原油， 0.000 1～0.001 μm内赋存的原油动用程度较小。随着吞吐压力的逐渐增加，0.000 1～0.001 μm内赋存的原油逐渐动用，且当吞吐压力在CO₂-原油最小混相压力附近时该孔喉原油动用程度较高。相较于CO₂，复合气体（CO₂-C₂H₆）对原油的降黏程度更高，且加入C₂H₆能够更大程度降低原油最小混相压力，因此复合气体对0.000 1～0.001，0.01～1 μm孔喉中的原油动用程度均强于CO₂的（图11）。

图10 CO₂吞吐核磁共振T₂图谱

Fig.10 NMR T₂ spectrum under CO₂ huff and puff

图11 CO₂-C₂H₆吞吐核磁共振T₂图谱

Fig.11 NMR T₂ spectrum under CO₂-C₂H₆ huff and puff

不同孔喉中CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆）吞吐提高原油采收率效果（图12）表明，0.01～1 μm孔喉原油采收率提高程度均高于0.000 1～0.001 μm （0.01～1 μm：8%～46%；0.000 1～0.001 μm：20%～68%），且岩心已知孔喉处复合气体吞吐提高采收率程度均高于CO₂的（相较于CO₂约提高5%～10%）。

图12 不同孔喉吞吐提高采收率变化特征

Fig.12 Oil recoveries of different pores under huff and puff

对比CO₂及复合气体在不同孔喉处的原油采收率可知，致密砂岩储层不同孔喉的原油均可通过CO₂或复合气体吞吐技术实现有效动用，且随着吞吐压力的不断上升，气体大量溶解于原油中，降低原油分子间的内摩擦力，从而降低原油黏度，提高原油流动能力。同时CO₂及复合气体均能够与原油实现混相，大幅度降低油气界面张力，从而提高原油动用程度。相比于CO₂吞吐，C₂H₆气体能够提高复合气体与原油间的溶解、降黏及混相程度，将CO₂吞吐无法动用的剩余油携带出储层，且当吞吐压力接近最小混相压力时，原油采收率变化程度最高。

3 结论

随着注入气体摩尔分数的上升，饱和压力逐渐增大。相同摩尔分数条件下，复合气体（CO₂-C₂H₆）的饱和压力低于纯CO₂的。C₂H₆气体能够增加CO₂在原油中的溶解能力，从而强化储层原油动用程度。随着气体摩尔分数的增加，溶解于原油中的CO₂逐渐增多，进而导致原油黏度不断降低。相同摩尔分数条件下，注入复合气体（CO₂-C₂H₆）的原油黏度均低于纯CO₂的。C₂H₆气体增强了CO₂对原油的降黏能力，增加了原油的流动性，从而提高原油采收率。

岩心赋存原油主要在第1，2轮次被大面积动用，且吞吐压力在油气最小混相压力附近，原油采收率明显增加。C₂H₆能够增强CO₂在原油中的溶解度，减小原油分子的内摩擦阻力，从而增强CO₂对原油的降黏能力，进而提高岩心原油动用程度。在不同吞吐压力下，复合气体（CO₂-C₂H₆）的采收率提高效果均高于纯CO₂的（复合气体的为71.43%；纯CO₂的为56.38%），且吞吐压力在最小混相压力附近采收率提高程度高于其他吞吐压力。致密油藏储层孔喉集中分布在0.000 1～0.001和0.01～1 μm中，随着吞吐压力的逐渐升高，不同孔喉原油均得到有效动用。相较于纯CO₂，复合气体（CO₂-C₂H₆）吞吐对0.000 1～0.001和0.01～1 μm孔喉中的原油动用程度更强，能够将纯CO₂吞吐无法动用的剩余油携带出储层，是未来致密油藏高效开发的一种有效技术。

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