超低渗油藏超临界CO2驱油特征及原油动用能力

李 蕾， 郑自刚， 杨承伟， 陈 征， 张文兴， 徐北辰

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室， 北京 100083; 2. 中国石油大学(华东)石油工程学院， 青岛 266580; 3.中石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 西安 710018)

随着常规油气田逐渐进入开发后期，含水率上升，产油量大幅下降，非常规油气藏包括低渗透、超低渗透、致密油气逐渐成为增储上产的主力军。长庆等区块超低渗透油藏储量大，但由于储层渗透率低、孔隙度小、非均质性强等特点，常规水驱开发方式采收率低。而CO2具有黏度低、流动性好、扩散性强、在原油中溶解度高等特点，注入地层后使原油体积膨胀、黏度降低、界面张力降低，适合超低渗透油藏的开发[1-4]。据报道，CO2驱油可在常规水驱基础上继续提高原油采收率10%～20%，使油井的生产寿命延长15～20 a[5-8]。CO2驱油技术是进一步提高油藏采收率的重要三采技术，美国近年来实施项目统计结果表明，CO2驱油项目规模变化范围较大，从井组试验、矿场先导试验到矿场生产均有实施，且见效时间在0.5～1.5 a，提高采收率达13%以上。与国外相比，中国天然CO2气源不足，且管网不健全，因此CO2驱起步较晚。后期，随着广东、吉林、苏北、山东等地高纯度CO2气藏的发现[9]，CO2驱油成为中国超低渗透油藏重要的驱油方式之一。

中外研究学者对CO2驱展开了大量的理论、室内实验及矿场试验研究[10-15]。徐勇[10]总结了低渗透油藏CO2混相驱机理；室内实验方面，袁舟等[11]通过CO2驱静态浸泡实验与动态驱替实验, 发现CO2溶蚀作用明显，随温度、压力的升高，孔隙度和渗透率呈指数型增长；Bikkina等[13]发现储层润湿性和渗透率非均质性对混相CO2提高采收率效果具有重要影响；娄毅等[15]发现CO2混相驱超前注气能够在开采前增加地层压力并且提前注入的气体与原油接触降低原油黏度、增加原油流度、提高采收率能力最强。矿场实验方面，Zhang等[12]报道吉林油田在混相或近混相驱方式下注入了近26万t CO2(烃孔隙体积为0.32)，CO2利用率为1 122.2 m3标况下CO2/m3原油，预计可提高10%以上的采收率；草舍油田CO2混相驱比水驱提高采收率13%，长庆油田黄3区块CO2驱矿场实验中采油井见效比例高达56.5%[14]。 Wei等[16]针对低渗透油藏进行了水驱、CO2驱、水气交替驱等对比实验，对比了几种不同驱替效果的采收率和含水率；张矿生等[17]对致密油藏注CO2增能效果进行了实验及模拟研究，得到CO2主要通过溶解、冲蚀增大岩心孔隙，计算了目标区块最佳注气体积和注入速度；齐春民等[18]通过研究鄂尔多斯盆地油沟区注CO2现场试验，发现水驱开发后转注CO2地层压力回升且增能稳定。黄兴等[19]针对姬塬油田长8组开展了CO2驱油实验，并以核磁共振T2谱对不同储层两种范围孔隙中的原油动用特征进行了研究，得到了CO2非混相及混相驱油效率的主要影响孔隙结构参数。王千等[20-21]开展了CO2驱替方式对特低渗砂岩储层物性变化的研究，主要研究CO2驱替前后岩心渗透率、孔隙度及矿物的变化情况，说明岩石-CO2-地层相互作用影响岩石物性变化。然而，目前的CO2驱研究中仍存在很多问题，CO2驱对不同大小孔隙内原油的动用能力和动用程度是揭示CO2驱替机理的关键因素之一，不同驱替方式、不同混相程度的对原油动用的影响机制等尚不明确。因此，现采用核磁共振方法结合岩心驱替实验，直观测量不同注入方式驱油时岩心孔隙内不同阶段的剩余油变化，对比不同驱替压力下水驱、超临界CO2非混相驱、CO2混相驱的驱油特征及对原油的动用能力，为长庆油田超低渗油藏CO2驱的大规模应用提供指导和理论依据。

1 基于核磁共振的驱替实验

1.1 实验原理

岩石孔隙内地层流体(原油或者地层水)中含有氢核，核磁共振实验中，测量流体中的氢核在静磁场及与外加磁场相互作用下的核磁共振信号幅度及弛豫时间T2，建立不同岩心样品的T2谱图[22-23]。因此核磁共振T2谱图可以直接反映岩心的孔隙结构特征及孔隙内流体的分布情况，其表达式[22,24]为

(1)

式(1)中：ρ2为岩石横向表面弛豫强度；S为孔隙内表面积，m2；V为孔隙体积，m3；Fs为几何形状因子；rc为孔隙半径，m。

式(1)假设孔喉形态由规则的球状孔隙和毛细管柱状吼道组成，但实际油藏储层中的孔喉结构并不规则，形状多样，大量实验研究发现，T2与孔隙半径呈幂函数关系[25-27]，即

(2)

由式(2)可知，核磁共振图谱中的弛豫时间越长，岩石的孔隙半径越大。岩心核磁共振信号量反映岩心内流体含量，核磁共振T2弛豫时间反映孔隙大小。

由于Fs和r2无法依靠目前实验手段测量，需要借助其他实验方法，如压汞法对核磁结果进行标定。已知孔隙半径与喉道半径关系[25]为

rc=c1rt

(3)

式(3)中：c1为平均孔喉比；rt为喉道半径，μm。因此，可以得到弛豫时间与喉道半径的关系为

(4)

rt=CT21/n

(5)

根据以上分析，可以通过求不同区块岩心的C和n，将弛豫时间图谱转换成岩心的孔喉分布曲线。

1.2 实验装置及实验材料

实验装置主要由高压CO2气瓶、Vindum高精度注入泵、岩心夹持器、高温高压中间容器、压力传感器、湿式气体流量计、气水分离器和恒温箱等构成。其他实验仪器包括CM-25型岩心端面切磨机、YS7122型真空泵及纽迈MacroMR12-110H-I核磁共振仪。

实验用水为根据油田地层水矿化度配制的模拟地层水，水型为CaCl2型，总矿化度为36.8 g/L。实验所用原油为现场所取的脱气后地层原油，原油密度为0.78 g/cm3，地层原油黏度为2.4 mPa·s。实验所用岩心参数如表1所示，渗透率范围在0.14～0.22 mD，孔隙度在8%左右。

表1 岩心基础物性参数及驱替实验参数设置

1.3 实验步骤

实验流程示意图如图1所示，具体实验步骤为如下。

(1)对地层取回岩心利用索氏抽提法进行洗油、洗盐，洗后在60 ℃下烘干24 h，放在烘箱中自然降温至室温。

(2)测定岩心的基础物性包括质量、长度、直径、渗透率和孔隙度等，计算岩心孔隙体积。

图1 实验流程示意图Fig.1 Schematic diagram of the experimental process

(3)对岩心抽真空饱和地层水，测量岩心的T2核磁图谱。

(4)用MnCl2溶液浸泡岩心屏蔽水的核磁信号，保证岩心的信号量降低到原始信号量的1%以下。

(5)用15 MPa恒压驱替地层原油注入岩心至出口端不出水位置，建立岩心束缚水饱和度，计量驱替出的地层水量，分别计算岩心束缚水饱和度和岩心中原始含油饱和度。

(6)保持地层条件(地层压力为15 MPa，温度为50 ℃)72 h进行模拟成藏老化。在此基础上分别进行水驱、CO2驱实验。

(7)水驱。将实验的岩心放入岩心夹持器中，设定围压为30 MPa，以不同驱替压力驱替含Mn2+地层水，记录不同时刻的进泵量、出油量和出水量，至不再出油，计算含水饱和度，进行残余油核磁共振T2图谱的测定。

(8)CO2驱。将实验的岩心放入岩心夹持器中，然后设定围压为30 MPa，以不同压力驱替CO2注入所测岩心，记录不同时刻的进泵量、出油量和出水量和气油比，至不再出油，然后进行残余油核磁共振T2图谱的测定。

(9)重复上述实验，提高注入压力，开展混相后高压驱替情况下的气驱实验，并测量其T2图谱。

2 岩心孔径特征分析

图2 18号岩心压汞与核磁孔隙结构分布图Fig.2 The distribution diagram of hg and NMR pore size of No.18 core samples

为了分析岩心中孔隙分布特征，进行了扫描电镜实验，并对4块岩心进行饱和水后核磁共振分析。根据核磁共振和高压压汞实验结果对比分析岩心孔隙分布大小。根据压汞数据做孔径大小的累计分布曲线，根据核磁数据做T2弛豫时间的累积分布曲线，拟合关系式(6)，可求得C和n，实验结果如图2所示，区块内4块岩心的系数C为0.11，n为1.13，进而获得不同弛豫时间T2对应的孔隙大小，4块岩心饱和水后的孔隙大小分布图如图3所示。

图3 岩心核磁孔隙结构分布图Fig.3 Distribution diagram of core NMR pore structures

3 不同驱替方式驱油特征对比分析

3.1 水驱特征分析

分别进行15 MPa和25 MPa下的水驱实验，两块岩心的原油采出程度及产水率变化曲线如图4所示。分析可得，在不同注入压力下表现出相同趋势的驱油特征，注水体积小于0.3 PV孔隙体积(pore volume，PV)之前为无水采油阶段，驱油效率高，注水0.3～0.8 PV为产水阶段，驱油效率降低，注水0.8 PV后水窜，此后随注水量增大，采出程度变化不大。15 MPa和25 MPa下岩心的驱油效率分别为36.1%和53.8%，可以看出，随着注入压力增大，水驱效率有大幅提升，这是因为水驱压力低时，注入水无法克服小孔隙的毛管力，波及效率低；当驱替压力增大到一定程度时，注入水可以进入部分小孔隙，将小孔隙中的部分油驱替出来，从而最终的采出程度增大。

图4 不同注入压力下的水驱采出程度及产水率变化曲线图Fig.4 Variation curves of water displacement recovery degree and water cut under different injection pressures

对水驱后岩心进行核磁共振实验，得到不同驱替压力下各岩样饱和油及水驱油后的T2谱，如图5所示。

根据核磁共振氢信号的幅度可以计算出各部分孔隙的动用程度，其中不同渗透率水驱动用程度图如图6所示。

图5 不同注入压力下的水驱核磁曲线图Fig.5 Crude oil distribution NMR curves before and after water displacement at different injection pressures

图6 不同注入压力水驱后岩心孔隙内原油动用程度对比图Fig.6 Comparison diagram of crude oil displacement degree in core pores after water flooding with different injection pressures

核磁实验结果表明，水驱后大孔中采出程度可以达到80.8%，中孔隙内的采出程度也较高，对高压25 MPa驱替可以达到73.3%，15 MPa驱替达到了56.9%；小孔部分采出油的采出程度较低，为15%～31.3%；且高压下驱替程度远高于低压下的采出程度，而对于微孔中的剩余油，两种驱替压力均未动用。说明低压下水驱时主要动用中孔和大孔中的油，随着驱替压力的增加，水驱对不同孔隙中原油的动用程度均增加。

3.2 超临界CO2非混相驱特征分析

对岩心进行超临界CO2驱替，驱替压力为15 MPa，回压为10 MPa，而此区块原油与岩心的混相压力在16 MPa，该驱替条件下整个岩心夹持器中的压力低于15 MPa，因此属于非混相驱，原油采出程度及产水率变化曲线如图7所示。注气0.5 PV之前为无气采油阶段，油主要是由于注气溶解后体积膨胀由弹性能段塞式驱出，采出速度慢；注气0.5～1.2 PV为产气阶段，主要为溶解气驱及气体流动携带驱替原油，气油比低于2 000 m3/m3，原油采出程度迅速增加；注气1.2 PV后气窜，气相已经形成连续性通道，原油流动能力大幅降低，气体流动性大幅增强，驱油效率低，最终采收率为53.4%。

图7 超临界CO2非混相驱采出程度与气油比变化图Fig.7 Production degree and gas-oil ratio during supercritical CO2 immiscible flooding

岩样饱和油状态、超临界CO2非混相驱后的T2谱及气驱动用程度如图8所示。核磁实验结果表明，0.15 mD岩心呈现单峰状态，非混相驱替条件下，气驱大孔采出程度大于90%，中孔部分采出程度也较高，为76.5%，小、微孔少量采出，采出程度为25.1%和0.8%；均比15 MPa水驱动用程度高，最终采出程度也高于15 MPa水驱17.3%。大部分岩心饱和油条件下，饱和油主要分布于中孔、大孔内，束缚水主要存在微毛细管主控的微小孔内；CO2驱替后，小孔驱油效果较差，大于0.5 μm的孔喉内驱油效果比较明显。

图8 超临界CO2非混相驱后岩心孔隙内原油核磁图谱及动用程度对比图Fig.8 NMR spectrogram of crude oil before and after supercritical CO2 immiscible displacement and comparison of utilization degree in core pores

3.3 超临界CO2混相驱特征分析

将驱替压力设定为25 MPa，回压为20 MPa，在整个驱替过程中CO2和原油一直处于混相状态，所得出的驱替实验结果如图9所示。根据结果可得，与非混相驱特征相似，注气0.5 PV之前为无气采油阶段，注气0.5～1.2 PV为产气阶段，注气1.2 PV后气窜，驱油效率降低；渗透率相近的情况下，CO2混相驱的采出程度为72.9%，比非混相驱替高19.5%。岩样饱和油状态、超临界CO2非混相驱后的T2谱及气驱动用程度如图10所示。岩心大、中孔隙区的原油接近100%，小孔隙中34.1%的原油被动用，混相驱时微孔中的原油也有显著驱动，但动用程度较低，为10%。测试结果表明：孔隙平均压力越大，混相条件下，岩心的中、大孔隙区间的油采出程度越大；岩心微小孔隙区间的油在混相驱条件下也较难被采出。

图9 超临界CO2混相驱采出程度与气油比变化图Fig.9 Production degree and gas-oil ratio during supercritical CO2 miscible flooding

图10 超临界CO2混相驱后岩心孔隙内原油核磁图谱及动用程度对比图Fig.10 NMR spectrogram of crude oil before and after supercritical CO2 miscible displacement, and comparison of utilization degree in core pores

3.4 水驱-气驱非混相-气驱混相驱替特征对比

实验中使用岩心渗透率均在0.14～0.22 mD，相对均质，利用不同驱替方式进行实验，对最终采收率和不同大小孔隙动用程度进行对比，结果如图11所示。对比不同驱替方式采出程度结果为：混相气驱最高，低压水驱最低，高压水驱与非混相气驱结果相似，介于以上两者之间；单纯依靠水驱即使高压下也很难对微孔即直径小于0.1 μm的孔隙中的油进行动用；超临界CO2非混相驱的洗油效率比水驱提高，但仍无法动用微孔中的原油，超临界CO2混相条件下采收率大幅度增加，中孔和大孔采出程度接近100%，微孔部分中原油也得到有效动用。

图11 不同驱替方式的采收率及孔隙内原油动用程度图Fig.11 Recovery and oil displacement degree in pores using different displacement modes

3.5 油田应用情况

目前超低渗油藏CO2驱替实施了部分现场试验，针对鄂尔多斯盆地低渗透油藏吴起油沟油区长4+51小层，孔隙度在10%左右，平均渗透率为0.78 mD，选取了5个井组进行了CO2驱先导试验。该井区原始地层压力为15 MPa，自2005年开始先进行了3 a的衰竭开发，然后进行了6 a的注水开发，2014年开始进行了3 a的注CO2开发。发现注入CO2后，地层能量进一步回升，相比于注水开发，注CO2后试验井组的产液量及产油量均有大幅上升，且产出液的含水率大幅下降，注气2 a同比注水驱油增产原油2 935.6 t[18]。2007年对大庆外围超低渗区块的榆树林油田扶杨油层Y101区块五点法井组进行了CO2驱油试验，共7注17采，注CO26 a，累计注入11万t CO2，与同类储层进行水驱压裂生产相比，其阶段采油量增加26%，预计采收率提高9%[28]。黄3长8油藏，属于低孔-特低孔、超低渗储层并且发育有明显的裂缝。2017年7月长庆油田黄3区(平均孔隙度8.45%，平均渗透率 0.55 mD)实现了3注19采的CO2试注试验，累计注入液态CO211 000 t，对应采油井见效比例56.5%，累增油748.1 t，取得了良好的应用效果[29]。目前在超低渗油藏CO2试验开发均取得较好成果，为后续超低渗储层进行大规模开发提供指导和借鉴。

4 结论

(1)对于超低渗透岩心进行水驱时，不同注入压力下表现出相同趋势的驱油特征，注水体积小于0.3 PV之前为无水采油阶段，注水0.3～0.8 PV为产水阶段，注水0.8 PV后水窜，水窜后注水对提高采收率作用不大。

(2)对于超临界CO2混相及非混相驱替，注气0.5 PV之前为无气采油阶段，油依靠气溶解及弹性能段塞式驱出，采出速度慢；注气0.5～1.2 PV为产气阶段，主要为溶解气驱，采出程度迅速增大；注气1.2 PV后气窜通道形成，原油流动能力大幅降低，驱油效率低。

(3)水驱主要动用大、中孔隙，非混相气驱主要提高中、小孔的采出程度，水驱及非混相驱均无法动用微孔内原油，在混相气驱后，大、中孔隙采出程度可达100%，混相驱对小、微孔提升均较大。

(4)对比不同驱替方式采出程度混相气驱最大，非混相气驱与高压水驱次之，低压水驱最低；单纯依靠水驱即使高压下也很难对微孔即直径小于0.1 μm的孔隙中的油进行动用，相比于高压水驱及非混相超临界CO2驱，混相驱可在其基础上提高采出程度19%，因此保证高于混相压力条件下进行超临界CO2驱替是提高超低渗油藏采收率的关键。