鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

李四海，夏玉磊，兰建平，叶 赛，马新仿，邹建栋，李 明

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.中国石油川庆钻探长庆井下技术作业公司，西安 710018；3.二氧化碳压裂增产研究室，西安 710018)

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，主要分布在延长组长7储层。CQ油田A区块致密油藏具有以下特征：主要为陆相碎屑岩沉积，以粉细砂岩为主，储层物性差，天然裂缝较发育；孔隙度平均约为9.8%，渗透率平均约为0.07×10-3μm2；地层原油黏度小于10 mPa·s，原油性质较好，且重质组分含量较低；地层温度75 ℃，原始地层压力18 MPa，地层压力系数为0.7～0.85，属于典型的低压油藏[1-2]。低储层压力在一定程度上限制了鄂尔多斯盆地长7致密油的高效开发，补充地层能量开采可以有效解决低压致密油储层衰竭式开发采收率低(一般为2%～10%)的问题[2-4]。

图1 长7储层原油和制备的岩心样品

致密油储层注水驱替具有水驱阻力大，建立有效驱替难度大的问题，注入二氧化碳(CO2)驱替可以提高致密油的可动用性[3-4]。研究表明CO2是一种高效驱油剂。王伟等[5]利用CO2-原油相态实验和岩心驱替实验研究了低渗低压裂缝性油藏CO2非混相驱提高采收率效果，发现低渗透岩心CO2非混相驱相对水驱不仅注入压力低，而且提高驱油效率可达23.25%；李南等[6]通过可视化原油物性分析装置、电子计算机断层扫描(CT)装置研究了不同条件下CO2驱的相态变化特征与驱替特征，指出当达到混相压力后，驱替过程近似为活塞式驱替，从而减缓了气体指进且提高了驱油效率；张本艳等[7]基于室内驱替实验，研究了超低渗岩心水驱、CO2驱、水驱转CO2驱3种方式的驱油效果，发现水驱转CO2驱的驱油效率最高，CO2驱次之，水驱的驱油效率最低；叶恒等[8]利用油藏数值模拟技术，分别对CO2水气交替驱和CO2连续气驱的注采参数进行了优选，指出CO2水气交替驱优于CO2连续气驱，其产油速度提高1.5倍。此外，外国许多低渗、特低渗油藏都开辟了CO2生产实验区，并取得了良好的开发效果[9-11]。目前，中国仅大庆油田、吉林油田、延长油田等少数油田开展了中小规模的CO2驱先导现场试验，尚未进行较大规模的推广应用[12-15]。长7致密油的蜡、胶质沥青质含量较高，导致最小混相压力较高[15-16]；同时，长7致密油储层沉积非均质性较严重[17-18]。因而，采用CO2驱开发长7致密油仍存在混相条件不清楚、CO2驱提高驱油效率机理不明确的问题。

为此，基于室内实验研究长7致密油储层CO2驱油的混相条件和提高驱油效率机理。首先，通过开展CO2驱油细管实验，确定目标区块长7致密油的最小混相压力；然后，通过开展CO2溶解于原油前后的流变性测试实验，明确CO2降低原油黏度的效果；同时，通过开展CO2水溶液浸泡长7致密砂岩实验，结合润湿接触角测试实验，阐明CO2增强储层亲水性的效果；最后，基于岩心驱替实验，并结合核磁共振成像技术，揭示CO2驱替提高驱油效率机理。研究结果可以为长7致密油藏采用CO2驱开发提供理论和实验依据。

1 实验设备及样品

1.1 实验样品

(1)原油：取自鄂尔多斯盆地CQ油田A区块长7致密油储层，如图1(a)所示。在常温常压条件下，测得原油密度0.825 g/cm3，黏度为8.73 mPa·s。

(2)地层水：依据鄂尔多斯盆地CQ油田A区块长7储层地层水中各离子的含量配制，配制地层水的化学药品及其含量为2.00% KCl+1.56% NaCl+0.22% CaCl2+0.05% MgCl2。

(3)实验所用CO2的纯度为99.95%。

(4)驱替实验所用的岩心采集于鄂尔多斯盆地CQ油田A区块长7致密油储层，取样深度约为2 200 m。所取岩心样品属浊流细砂岩相，其物性和含油性较好[19]。首先，将井下全直径岩心沿层理面方向钻取长约7 cm的岩心。其次，将岩心切割成φ25 mm×H13 mm短岩心[图1(b)]，其中一个端面采用机械抛光处理，用于CO2水溶液浸泡前后润湿接触角测试。同时，将切割后剩余岩心加工成φ25 mm×H50 mm的标准岩心[图1(c)]，用于岩心驱替实验，岩心的基本参数如表1所示。最后，采用甲苯:乙醇=3:1蒸馏抽提洗油的方法，将制备的岩心洗油3周，以确保实验前岩心不含油。

表1 长7储层致密砂岩岩心基本参数

1.2 实验设备

岩心驱替系统[图2(a)]、细管实验装置(长20.0 m，4.0 mm，气测渗透率1.2 μm2)、HAAKE MARS Ⅲ高温高压流变仪[图2(b)]、润湿角测定仪[图2(c)]、核磁共振仪[图2(d)]、ISCO 100DX恒速恒压驱替泵、哈氏合金高温高压反应罐、哈氏合金岩心夹持器、哈氏合金中间容器、恒温箱、回压阀、压裂传感器、真空泵等。

图2 主要实验设备

2 实验方法

2.1 混相压力测试

依据石油行业标准《最低混相压力实验测定方法——细管法》(SY/T 6573—2016)开展细管实验，测定长7原油的最小混相压力。即在不同驱替压力条件下，测试注入1.2倍孔隙体积倍数(PV)的CO2对应的采出程度，获得采出程度与驱替压力的关系曲线，曲线拐点对应驱替压力即为最小混相压力。

2.2 流变性测试实验

在地层温度压力(75 ℃、18 MPa)条件下，采用高温高压流变仪测试溶解CO2前后长7储层原油的黏度，明确CO2降低原油黏度效果。为了保证CO2充分溶解于原油，流变性测试时间为2 h，测试结束后观察CO2从原油中逸出情况。为了模拟地层温度压力条件，首先利用恒速恒压泵对装有CO2(或原油)的中间容器进行加压，直到压力升高到 15 MPa。然后，利用流变仪控温系统使测量杯内的温度达到75 ℃。之后，打开测量杯阀门使高压的CO2(或原油)流体流入测量杯中，并通过恒速恒压泵将测量杯内CO2-原油体系(或原油)的压力增大到18 MPa。外磁环在流变仪主机测量轴的带动下，利用磁力耦合作用，驱动测量杯内转子旋转，通过测量轴扭矩和转速计算得到原油的黏度。

2.3 岩心浸泡实验

在地层温度压力条件下，采用岩心浸泡实验装置开展CO2水溶液浸泡长7致密砂岩短岩心实验[20]，浸泡时间为24 h。浸泡处理前后将岩心烘干，并采用润湿角测试仪测定浸泡前后长7致密砂岩的润湿接触角，测试液体为蒸馏水。

2.4 岩心驱替实验

在地层温度压力条件下，采用岩心驱替系统开展水和CO2驱替饱和原油的长7致密砂岩岩心实验，每种液体开展2组驱替实验，表1中C7-1-1和C7-1-2岩心采用地层水驱替，C7-2-1和C7-2-2岩心采用CO2驱替。首先，采用真空泵对实验岩心抽真空24 h，并用地层水驱替抽真空后的岩心，直至岩心完全饱和地层水。然后，采用地层水以恒定流量(0.01 mL/min)驱替岩心24 h，直至岩心完全饱和地层水，称量岩心的湿重，并计算致密砂岩岩心的孔隙体积。岩心饱和水后静置8 h，将实验装置温度控制在75 ℃，以恒定流量(0.005 mL/min)饱和原油，直至驱替系统出口没有水流出，采用核磁共振成像技术测试岩心中原油的丰度，计量原油驱替出地层水的体积，并计算束缚水饱和度。岩心饱和油后静置8 h。然后，设定驱替压力22 MPa、回压16 MPa，用CO2(或水)驱替饱和油的岩心，计量注入不同PV的CO2驱替出原油的体积，直到CO2(或水)注入量达到10 PV(或6 PV)后停止驱替。驱替结束后，采用核磁共振成像的方法测试岩心中残余油丰度，计量驱替出的原油体积，并计算水和CO2的驱油效率。

3 结果与分析

3.1 最小混相压力

图3 长7储层原油-CO2的最小混相压力测试结果

细管实验测定的不同驱替压力下长7储层原油的采出程度如图3所示。根据最小混相压力确定方法，可以得到CO2与长7储层原油的最小混相压力为23.9 MPa。由于目标区块长7储层的原始地层压力为18 MPa，当注入压力高于最小混相压力时，CO2与原有发生混相。由于长7储层致密，注采井间压降梯度较大，导致混相范围有限，仅可能在注入井井底附近储层出现混相驱。在注入井附近以外区域，地层压力小于最小混相压力，CO2不能与原油混相，CO2驱替为非混相驱。因此在目标区块长7储层温度压力条件下，注采井间CO2非混相驱占主导，在注入井附近局部区域可能出现混相驱。

3.2 CO2对原油黏度的影响

图6 CO2水溶液浸泡前后长7致密砂岩润湿接触角变化

在地层温度压力(75 ℃、18 MPa)条件下，测得溶解CO2前后原油的流变曲线如图4所示。由图4可知，剪切测试30 min后未溶解CO2的长7原油的黏度趋于稳定，其黏度为8.87 mPa·s。在CO2-原油体系流变性测试过程中，由于初始时刻有部分CO2溶解在原油中，使得原油的黏度(10.35 mPa·s)相比于未溶解CO2原油的初始黏度(10.92 mPa·s)降低0.57 mPa·s，降低幅度为5.2%。在剪切测试50 min后，CO2充分溶解在原油中，原油黏度稳定在7.99 mPa·s。相比于未溶解CO2的原油，溶解CO2后的原油黏度降低0.88 mPa·s，降低幅度为9.92%。说明CO2可以显著降低长7致密油的黏度，有利于提高CO2驱油效率。CO2溶解于原油的能力与原油密度有关，原油密度越低溶解度越高[21-22]。长7致密油黏度较低，地面黏度约为8.73 mPa·s，其低分子烷烃含量较高，根据相似相容原理，CO2容易溶解在长7原油中(图5)，因而CO2在长7原油中的溶解度较高。

图4 溶解CO2前后长7储层原油的流变曲线

图5 实验后溶解CO2的长7储层原油

3.3 CO2对储层润湿性的影响

CO2驱油过程中，注入的CO2溶于地层水，形成碳酸(弱酸)，此酸液可以溶蚀储层中不稳定矿物和钙质胶结物，可能改变储层岩石的润湿性，从而影响驱油效果。为研究CO2对长7致密油储层润湿性的影响，测定了CO2水溶液浸泡前后长7致密砂岩的润湿接触角的变化，测试结果如图6所示。由图6可知，CO2水溶液浸泡24 h后，长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°。说明CO2驱替后(储层含水)，长7致密砂岩的亲水性增强，有利于提高CO2驱油效果。其原因为CO2注入储层后溶于地层水形成的弱酸溶蚀储层不稳定矿物，形成的无机盐溶于地层水中，同时电离出具有同性相斥、异性相吸引特性的离子，当离子以排斥力为主时，可以增强储层岩石表面薄水膜的稳定性，因而使得储层的亲水性增强[23]。

3.4 CO2提高驱油效率效果及分析

CO2驱替前后的长7储层原油如图7所示。实验前原油颜色较暗[图7(a)]；CO2驱替出的原油颜色较淡，更透明[图7(b)]。其原因为，在地层温度压力条件下，CO2可通过抽提、萃取作用将原油中轻质组分(颜色较透明)驱替出来[24]，重质组分(颜色较暗)留在岩心内，因而CO2驱替出的原油颜色变淡。Chen等[25]在CO2驱替原油实验中也发现了类似的现象。

图7 CO2驱替前后的长7储层原油

水和CO2驱替前后，采用核磁共振成像技术测试C7-1-1(水驱)和CY-2-1(CO2驱)岩心含油丰度变化，测试结果如图8所示。由图8可知，初始状态下岩心含油丰度约为65%，水驱后残余油丰度约为35%，CO2驱替后残余油丰度约为17%。实验结果表明，相比于水驱，CO2驱能显著提高长7致密油的驱油效果。

在地层温度(75 ℃)条件下，水和CO2驱替原油实验结果如表2所示，水和CO2的驱油效率曲线如图9所示。由表2、图9可知，水驱替6 PV后，C7-1-1和C7-1-2致密砂岩岩心的驱油效率分别为46.2%、48.2%，平均为47.2%；CO2驱替10 PV后，C7-2-1和C7-2-2致密砂岩岩心的驱油效率分别为74.1%、68.8%，平均为71.5%。实验结果表明，相比于水驱替，CO2驱替可以大幅提高驱油效率，驱油效率提高约24.3%。由于C7-2-1岩心的渗透率(0.061×10-3μm2)约为C7-2-2岩心的两倍，说明致密砂岩渗透率越高CO2驱油效果越好；同时水驱油的效率也随着岩心渗透的增大而提高。

图8 水和CO2驱替前后长7致密砂岩岩心内含油丰度变化

表2 水和CO2驱替原油实验结果

图9 水和CO2的驱油效率曲线

综上所述，目标区块长7致密油储层CO2驱虽然难以实现与原油混相，但相比于常规水驱可以显著提高驱油效率。其原因主要有：① CO2可以溶解于原油，使原油体积发生膨胀增加弹性能，降低原油黏度改善流度比，降低原油界面张力增强原油流动性[23,26]；② CO2抽提原油中轻质组分，将常规水驱难以采出的残余油通过抽提、萃取的方式携带出来；③ CO2溶于地层水的化学溶蚀作用可以增强储层亲水性；④ CO2化学溶蚀作用还具有提高储层的孔隙度和渗透率的效果[27-30]。

4 结论

通过开展CO2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO2水溶液浸泡实验和CO2驱替岩心实验，并结合润湿接触角测试和核磁共振成像技术，研究了长7致密油储层CO2驱提高驱油效率效果及其增产机理。可以得出如下结论。

(1)CO2与长7储层原油的最小混相压力为23.9 MPa；由于目标区块长7储层的原始地层压力为18 MPa，注采井间CO2非混相驱占主导，在注入井附近局部区域可能出现混相驱。

(2)在地层温度压力条件下，相比于未溶解CO2的长7原油(8.87 mPa·s)，溶解CO2后原油黏度(7.99 mPa·s)降低0.88 mPa·s，降低幅度为9.92%。

(3)CO2水溶液浸泡24 h后，长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°，长7致密砂岩的亲水性增强，有利于提高驱油效果。

(4)长7致密油储层CO2驱虽然难以实现与原油混相，但相比于常规水驱提高驱油效率达24.3%。其原因主要有：CO2可以溶解于原油，降低原油黏度和降低原油界面张力；CO2抽提、萃取原油中轻质组分；CO2化学溶蚀作用增强储层亲水性和提高储层的孔隙度和渗透率。