超低渗透油藏CO2吞吐利用率实验研究
钱坤1, 杨胜来1, 马轩2, 窦洪恩3, 黄宇1     
1. 油气资源与工程国家重点实验室(中国石油大学(北京)), 北京 102249;
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
摘要: CO2吞吐技术是开发特低渗透、超低渗透油藏的有效方式,但吞吐过程中CO2的利用率如何亟待研究。利用长庆油田某超低渗透油藏天然岩心进行了室内CO2吞吐物理模拟实验,分析了不同注入压力下CO2吞吐的采收率规律和CO2利用率。研究发现,CO2吞吐的累计采收率随着注入压力的升高而增大,并逐渐减缓;CO2利用率随着吞吐轮次的增加明显降低,前4轮CO2吞吐中CO2的利用率较高;提高CO2注入压力使CO2-原油体系达到近混相或者混相状态,不仅能够获得更高的采收率,而且不会显著增加CO2气源方面的成本。研究结果表明,油田应用CO2吞吐技术时采用近混相或者混相方式进行4个轮次的吞吐,能够取得较好的开发效果和经济效益。
关键词: 超低渗透油藏     二氧化碳吞吐     物理模拟     采收率     利用率    
CO2 Utilization Ratio Simulation during a CO2 Huff-and-Puff Process in Ultra-Low Permeability Oil Reservoirs
QIAN Kun1, YANG Shenglai1, MA Xuan2, DOU Hongen3, HUANG Yu1     
1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Engineering(China University of Petroleum(Beijing)), Beijing, 102249, China;
2. Zhongyou(Xinjiang) Petroleum Engineering Co., Ltd., Karamay, Xinjiang, 834000, China;
3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing, 100083, China
Abstract: CO2 huff-and-puff is an effective method in the development of extra-low permeability and ultra-low permeability reservoirs.In order to use this technique to cut the cost and increase oil recovery in oilfields, the gas utilization ratio during CO2 huff-and-puff process was investigated.CO2 huff-and-puff tests using ultra-low permeability cores from Changqing Oilfield were carried out to investigate oil recovery factors and CO2 utilization under different injection pressures.The test results show that ultimate oil recovery increases with the increase of injection pressure and the increasing amplitude would decrease gradually.In addition, CO2 utilization ratio is relatively high in the first four cycles, but is significantly reduced with the increase of huff-and-puff cycles.The increasing of injection pressure can make the CO2-crude oil system enter into a miscible phase condition, which is beneficial for obtaining higher oil recovery without significant increase of the cost of CO2 supply.The results show that CO2 huff-and-puff with four cycles will be close to miscible condition and could achieve better development effect and economic benefits.
Key words: ultra-low permeability reservoirs     CO2 huff-and-puff     physical simulation     recovery rate     utilization ratio    

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

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。

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

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。

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
2.2 CO2利用率

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

表 1 吞吐4轮次后不同注入压力下的CO2累计注入量和累计采收率 Table 1 Cumulative volume of injected CO2 and oil recovery efficiency after four huff-and-puff tests under different pressures
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。

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)。

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。

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
3 结论与建议

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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文章信息

钱坤, 杨胜来, 马轩, 窦洪恩, 黄宇
QIAN Kun, YANG Shenglai, MA Xuan, DOU Hongen, HUANG Yu
超低渗透油藏CO2吞吐利用率实验研究
CO2 Utilization Ratio Simulation during a CO2 Huff-and-Puff Process in Ultra-Low Permeability Oil Reservoirs
石油钻探技术, 2018, 46(6): 77-81.
Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(6): 77-81.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.2018147

文章历史

收稿日期: 2018-05-03
改回日期: 2018-10-10

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