2. 中油(新疆)石油工程有限公司, 新疆克拉玛依 834000;
3. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083
2. Zhongyou(Xinjiang) Petroleum Engineering Co., Ltd., Karamay, Xinjiang, 834000, China;
3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing, 100083, China
随着国内油气勘探开发的不断深入,特低渗透、超低渗透油藏在新增探明储量中的比例越来越高[1-2]。超低渗透油藏孔喉狭小,常规注水开发见效慢,存在“注不进、采不出”的问题。CO2黏度低、流动性强,并且易溶于原油,具有溶解降黏、抽提轻质组分、减少界面张力和补充地层能量的作用[3-6],注CO2提高采收率技术在油田开发中得到了广泛应用[7]。但是,由于超低渗透油藏通常会进行大规模人工压裂,采用CO2驱替时易发生气窜,所以,人们开展了低渗透油藏CO2吞吐提高采收率技术研究。
长期以来,国内外多位学者对CO2吞吐进行了室内物理模拟实验研究,现场应用取得了一定的增产效果[3-5, 9-11]。杨胜来等人[10]通过室内高压PVT实验和CO2吞吐实验,发现CO2吞吐增产的主要机理包括CO2对原油的萃取作用、改变岩石润湿性、酸化解堵作用和形成内部溶解气驱。高树生等人[12]利用高温高压微观可视化实验装置,实时观测了高温高压条件下CO2吞吐的微观动态过程,明确了CO2吞吐的微观作用机理。赵明国[13]、A.Abedini[14]和Pu Wanfen[15]等人通过CO2吞吐室内实验分析了注入压力、焖井时间及原油黏度对CO2吞吐开发效果的影响,认为前2轮CO2吞吐对采收率的贡献较大。目前,国内外CO2吞吐的室内物理模拟实验大都是有关CO2吞吐机理和开发效果方面的研究,针对CO2吞吐过程中CO2利用率的研究尚少。基于此,笔者利用长庆油田某超低渗透油藏天然岩心进行室内CO2吞吐物理模拟实验,对比分析不同注入压力下各轮次吞吐的采收率和CO2注入量,并将原油采收率与CO2注入量相结合,提出CO2利用率的概念,为超低渗透油藏CO2吞吐采取合理的增产方式和制定合理的工作制度提供了理论支持。
1 CO2吞吐室内物理模拟实验 1.1 实验材料实验用水为根据现场测试数据配制的模拟地层水,该地层水为CaCl2水型,矿化度为10 917.8 mg/L。实验用原油在油藏温度61 ℃下的密度为0.816 g/cm3,黏度为3.6 mPa·s;利用界面张力消失法测定CO2与该油样在油藏温度61 ℃下的最小混相压力为11.83 MPa。实验用CO2的纯度为99.95%;实验用岩心取自长庆油田某超低渗透油藏,长度和直径分别为66.50和25.06 mm,岩心孔隙度为13.14%,采用氮气测得的渗透率为0.81 mD。
1.2 实验装置和步骤CO2吞吐物理模拟实验装置主要由ISCO高精度驱替泵、回压泵、围压泵、中间容器、压力传感器、恒温箱、高压夹持器、气液分离装置、气体流量计和气体收集器等组成, 见图 1。
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图 1 CO2吞吐实验装置 Fig.1 Schematic diagram of the experimental setup used for CO2 huff-and-puff tests |
实验步骤如下:1)清洗岩心,烘干,测量岩心干重,在61 ℃温度下饱和地层水,用计量泵计量饱和地层水体积;2)在岩心夹持器上装好岩心,测试管线的密封性,在地层压力下用配好的油驱替岩心直至没有水产出,建立束缚水饱和度;3)在61 ℃温度下注入CO2, 达到预定压力后保持定压状态30 min,关闭注入端阀门,焖井6 h后打开注入端阀门生产,记录生产时间、岩心两端压力、产油量和产气量;4)由于岩心数量有限,同时为了更好地保证实验条件的一致性,完成一组实验后重新对岩心用石油醚进行清洗,改变注入压力,重复以上步骤,直至没有原油产出。
2 原油采收率与CO2利用率研究 2.1 采收率进行了5组不同注入压力下的CO2吞吐实验,每组实验吞吐至没有油产出为止。不同注入压力下各吞吐轮次的累计采收率如图 2所示。
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图 2 不同注入压力下累计采收率与吞吐轮次的关系 Fig.2 Cumulative oil recovery efficiency versus cycle numbers under different pressure |
从图 2可以看出,不同注入压力下的总吞吐轮次不同,注入压力越高,总吞吐轮次越少。CO2吞吐的累计采收率随注入压力升高而升高,但升高幅度减缓(见图 2)。注入压力为5.0 MPa时,采收率为27.22%;注入压力升至13.0 MPa时,采收率达到了52.56%;注入压力达到最小混相压力后并升至16.0 MPa,采收率仅提高了1.04%。
第1轮吞吐的采收率及产出原油的黏度随注入压力的变化如图 3所示,当注入压力大于最小混相压力时,原油的采收率显著提高。对比不同注入压力下第1轮吞吐产出原油的黏度可以看出,当注入压力达到最小混相压力后,CO2能够抽提原油中的轻质组分及部分中质组分,产出原油的黏度大幅降低。随着吞吐轮次增加,储层中剩余油的重质组分含量增加,CO2在剩余油中的溶解度越来越低,抽提作用也在减弱,CO2在后期吞吐中发挥的作用越来越弱。而当CO2-原油体系处于非混相状态时,CO2的抽提作用较弱,基本都是靠弹性开采,储层中剩余油组分变化较小,CO2在每轮吞吐中发挥的作用基本不变,需要较多的吞吐轮次才能达到油藏的开发极限。所以,注入压力越低,CO2吞吐的轮次越多。
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图 3 CO2第1轮吞吐时,注入压力与采收率和采出原油黏度的关系 Fig.3 Curve of oil recovery efficiency and produced oil viscosity after the first cycle of CO2 huff-and-puff tests under different pressure |
采用注CO2提高采收率技术时,需考虑CO2的利用率,CO2利用率越高,越有助于降低采油成本。不同注入压力下,CO2吞吐4轮次累计注入1倍孔隙体积左右CO2后的累计采收率与总采收率实验结果见表 1。
注入压力/MPa | 吞吐轮次 | CO2累计注入量/孔隙体积 | 累计采收率,% | 总采收率,% | 吞吐4轮次的采收率贡献率,% |
5.0 | 4 | 1.15 | 21.97 | 27.22 | 80.71 |
8.0 | 4 | 0.85 | 32.78 | 39.87 | 82.23 |
11.0 | 4 | 1.00 | 42.60 | 48.48 | 87.87 |
13.0 | 4 | 1.14 | 50.95 | 52.56 | 96.92 |
16.0 | 4 | 1.10 | 52.58 | 53.60 | 98.09 |
不同注入压力下,原油累计采收率与CO2累计注入量的关系曲线如图 4所示。从图 4可以看出,原油采收率随着CO2注入体积增大而升高,当CO2累计注入体积达到1倍孔隙体积后,采收率升高幅度变小;随着注入压力升高,实验结束时所需CO2在该压力下的总体积减小。
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图 4 不同注入压力下原油累计采收率与CO2累计注入量的关系 Fig.4 Curve of cumulative oil recovery efficiency versus cumulative pore volume of injected CO2 under different pressures |
CO2利用率定义为在注入压力下注入单位体积CO2所能采出的原油体积。CO2吞吐过程中,不同注入压力下每轮次吞吐的CO2利用率如图 5所示。吞吐轮次增多,CO2的利用率逐渐降低,第3轮CO2吞吐之后,不同注入压力下的CO2利用率都降至0.1 cm3/cm3以下,且不同注入压力下CO2的利用率基本接近。CO2注入压力达到最小混相压力11.83 MPa后,不同注入压力下CO2的利用率基本不变。第1轮吞吐中,CO2在混相状态下的利用率分别为1.73 cm3/cm3(16.0 MPa)和1.64 cm3/cm3(13.0 MPa),近混相和非混相的利用率分别为1.17 cm3/cm3(注入压力11.0 MPa)、1.01 cm3/cm3 (注入压力8.0 MPa)和0.87 cm3/cm3(注入压力5.0 MPa),混相状态下的CO2利用率是非混相状态的2倍以上;但是在第1轮吞吐后,混相状态下的CO2利用率下降幅度较大(见图 5)。
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图 5 不同注入压力下CO2利用率与吞吐轮次的关系曲线 Fig.5 Curve of CO2 utilization ratio versus cycle numbers under different pressure |
分析认为,这是因为CO2在混相状态下能够充分发挥溶解气驱及抽提作用,随着吞吐轮次增多,储层中剩余油的重质组分含量增加,CO2在剩余油中的溶解度越来越低,抽提作用也在减弱,所以CO2利用率迅速降低。
图 4和图 5中CO2的注入体积都是实验条件下的体积,将实验条件下CO2的注入体积换算到标准状况下,以便于比较不同注入压力下CO2的真实利用率。CO2的总利用率是指累计采油量与累计注入CO2体积的比值,不同注入压力时,标准状况下CO2总利用率如图 6所示。将注入CO2的体积换算到标准状况后,第1轮吞吐后,CO2在注入压力5 MPa时的利用率为1.61×10-2cm3/cm3,CO2利用率随着压力升高下降幅度较大,当CO2-原油体系达到近混相状态时,CO2利用率降至5.98×10-3 cm3/cm3,当注入压力大于最小混相压力后,CO2利用率基本不变。随着吞吐轮次增多,不同注入压力下的CO2总利用率同时下降,非混相状态与混相状态时的CO2利用率越来越接近,前3轮吞吐结束后,非混相状态时的CO2利用率为混相状态时的3.8倍;前4轮吞吐结束后,非混相状态时的CO2利用率为混相状态时的2.5倍;实验结束时,不同注入压力下的CO2真实利用率基本相同。可以看出,采用CO2吞吐提高采收率技术时,提高注入压力使CO2-原油体系达到近混相或者混相状态并不会增加CO2气源方面的成本,且能够获得更高的采收率。
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图 6 标准状况下CO2利用率与注入压力的关系 Fig.6 Curve of CO2 utilization ratio in standard condition versus pressure |
1) CO2吞吐采收率随注入压力升高而显著提高,直至达到最低混相压力。注入压力较低时,CO2吞吐采油机理以弹性能量为主,需要更多的吞吐轮次才能达到油藏开发极限;注入压力越高,CO2抽提原油中轻质组分的能力越强,采出原油的黏度越低,实施较少的吞吐轮次便能达到油藏的开发极限。
2) CO2吞吐室内实验结果表明,随着吞吐轮次增多,CO2利用率迅速下降。前4轮CO2吞吐的CO2利用率较高,同时采收率贡献率在80%以上,在达到混相状态时甚至超过95%。
3) CO2吞吐实验结束时不同注入压力下的CO2利用率变化不大,提高注入压力并不会增加CO2气源方面的成本。所以,现场应用CO2吞吐技术时,将注入压力提高至近混相或者混相状态下吞吐4轮次就能够获得较好的采油效果和经济效益。
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