引言

注CO₂提高采收率已成为世界范围内提高原油产量的重要手段之一^[1-2]，具有广泛的应用前景，比水驱具有更明显的技术优势^[3-6]。利用CO₂驱技术可以在常规技术的基础之上进一步提高原油采收率10%~20%^[1-4]。

中国适合于注CO₂混相驱开发的原油地质储量在10.57×10⁸ t以上，而新发现的原油地质储量大多是低渗透油藏，动用难度大，从国内外EOR（Enhanced Oil Recovery）技术应用趋势来看，CO₂混相驱在提高低渗透油藏采收率上很有前景^[5-8]。Weyburn油田实施了目前世界上最大的CO₂驱和埋存项目^[1]，目前中国在吉林油田、草舍油田和中原濮城油田沙一下特高含水油藏开展了CO₂驱矿场试验，取得了较好经济效益和社会效益。更多的高含水后期和低渗油田都在开展相关的可行性论证^[9-11]。

基于CO₂实际矿场经验^[11-22]，从油藏筛选、室内实验、油藏数值模拟方案优化、经济和风险评估和先导试验及其再评估等方面探讨了CO₂混相驱可行论证方法和必须考虑的因素。

1 CO₂混相驱可行性评价流程 1.1 油藏筛选

油藏筛选可以参考大量的文献和已有的矿场经验，主要集中在几个关键参数的筛选。CO₂混相驱油藏筛选的指导原则有^{[1-2, 7]}：

（1）达到混相原则。一个油藏是否适合CO₂混相驱，取决于油藏的地层压力是否大于混相压力。CO₂驱所需要的混相压力要比天然气或氮气所需的混相压力低很多，这是注CO₂的一个主要优点。

（2）比较有利的流度比原则。原油黏度较高的油藏不适合CO₂混相驱，一般建议将10~12 mPa·s作为粗略的筛选标准。

（3）避免严重非均质性原则。严重非均质油藏中应用CO₂混相驱可能导致CO₂过早气窜。因此，严重的层状非均质性或裂缝性油藏应避免采用CO₂混相驱。油藏的非均质性可以根据注水动态史以及地质、测井和油井不稳定试井等资料得到。

（4）最低含油饱和度原则。为了确保CO₂混相驱提高采收率的经济效益，在实施注CO₂之前剩余油饱和度应大于25%。

根据矿场经验，主要考虑5个方面：油藏埋深、原油密度、油藏压力、油藏温度和原油组成^[7-8]。CO₂混相驱油藏筛选的准则主要有以下几点：

（1）水驱效果较好的油藏一般都适合CO₂驱。

（2）水驱采收率大于20%且小于50%的油藏较适宜。

（3）油藏埋深宜大于762 m，以满足油藏压力大于最小混相压力。

（4）油藏条件下，原油黏度小于10 mPa·s，密度小于0.889 5 g/cm³的油藏较适宜。

（5）储层孔隙度大于12%，且有效渗透率大于10 mD时较理想。

油藏要尽可能的满足筛选准则，另外，油藏资料必须要充足，以满足各个环节的研究需要。在对油藏进行CO₂混相驱适应性研究时，可以结合油田特有的地质、油藏特征，提出针对整个油田的筛选准则。

1.2 混相能力及混相机理

混相能力评价主要是通过室内实验测试CO₂与原油之间的最小混相压力（Minimum Miscibility Pressure，MMP）评价CO₂的溶解、膨胀、降黏、油气界面张力降低以及CO₂与原油之间的组分传质作用^{[13-14, 20]}。

1.2.1 最小混相压力

最小混相压力的确定可分为理论法和实验室测试两种，理论计算主要有相平衡计算和经验公式预测；实验室测试方法主要有PVT仪测试法、升泡仪法和细管实验法^[2]。目前普遍采用的是细管实验测试。大量研究发现，油藏温度、原油性质和注入气组成是影响CO₂-原油体系MMP的3个主要因素^{[1-2, 16]}。油藏温度与MMP之间存在一定的相关关系：MMP随着油藏温度的增加而增加。原油分子量越大，MMP越大。一些组分对CO₂-原油的MMP有一定影响，H₂S，C₂~C₄的临界温度要高于CO₂，这会增加CO₂在油中的溶解性，从而降低MMP。然而，N₂，O₂，C₁的存在会使MMP变大，因为这些气体的临界温度高于CO₂，会降低CO₂在油中的溶解性。相关研究表明，注入气的拟临界温度会影响MMP，因此，可以将注入气拟临界温度作为混相能力评价的参数^[16]。

1.2.2 CO₂驱提高采收率机理

CO₂驱提高采收率机理可以概括为：降低原油黏度，膨胀原油体积，蒸发原油中间烃组分（CO₂是很强的蒸发剂），利用混相效应降低油气界面张力，溶解气驱，溶于水形成碳酸水，改善储层渗透率，溶于原油形成溶解气驱。可通过室内实验测试或相态软件包模拟计算进行评价^[12-20]。

（1）膨胀降黏作用

可通过PVT仪测试地层油注入CO₂体系的饱和压力、溶解气油比、饱和压力下的黏度和密度变化。从而分析CO₂与地层油的增容配伍性，饱和压力增加越平缓，说明配伍性越好。大量实验显示^[1-2]，油混相时，CO₂在原油中的溶解性较高（物质的量比例约60%），使原油体积膨胀（约30%），进而降低原油黏度（降低到原始状态的20%~30%），改善原油的流动性。

（2）多次接触混相的组分传质

通常在一定条件（温度、压力、原油组成等）下，CO₂与原油多次接触后才能够达到混相，即多次接触混相。地层流体通过注CO₂不断抽替地层油的中间组分，CO₂被加富，富化的CO₂混和气不断向前继续与地层油接触，不断被加富，最后形成富含中间烃的CO₂气，在前缘与地层油达到混相（向前接触混相或蒸发混相）。多次接触混相过程中，CO₂与原油之间出现组分传质作用，形成一个驱替相过渡带^[13-14]，多次接触混相可通过PVT仪和油气色谱仪测试向前接触和先后接触混相过程的组分传质作用，特别是CO₂抽提作用。也可通过相平衡模拟计算多次接触过程。

（3）动态混相过程

在CO₂-原油体系相态模拟和一维细管模拟基础上，可通过组分模型模拟多孔介质中注入CO₂后油气之间的组分变化、油气性质变化（黏度、密度及界面张力等）、饱和度变化。通过分析不同压力、注入烃孔隙体积后过渡带变化特征，可以更直观地认识到流动过程中油气蒸发-凝析传质过程和混相机理^{[1-2, 14]}。

1.3 驱油效率及渗流特征

油藏CO₂驱可行性研究中长岩芯驱替实验是非常重要的基础资料^{[2, 20]}。一方面可以确定某具体油藏条件下的CO₂驱油效率；另一方面可以获取高温高压条件下的油气相渗曲线（常规方法难以准确测试，该资料在注气数模中非常重要）。长岩芯实验能反映实际的地层温度、流体组成、渗透率、孔隙结构和润湿性等性质。可以较真实地对比水驱后剩余油饱和度、注气压力、注气方式等对CO₂驱油效果的影响。当然实际应用时还需结合宏观的非均质性和井网。通过对CO₂驱长岩芯实验数据的拟合，可为三维油藏数值模拟获取油气相对渗透率曲线，也可分析高温高压下油气渗流特征^[21]。

1.4 注气油藏工程方案及注气参数优化

基于CO₂-原油相态、最小混相压力和驱油效率室内实验，结合精细地质描述成果和油藏工程认识，利用组分油藏数值模拟技术，对一些重要的参数开展敏感性研究^[1-2]。数值模型能够反映出CO₂混相驱的一些特征：如油水中溶解、混相性、膨胀、降黏以及相渗滞后作用等。

敏感性评价主要开展：注气层位、注气井网的选择、注气井距、注气井型的组合、注气井位置等。另外有必要对油藏非均质性、韵律、裂缝等进行敏感性研究，以评价CO₂的气窜和突破。CO₂驱可以放大注采井距，解决低丰度油藏经济与技术井距的矛盾。

在完成主要参数的敏感性研究后，开展注气参数的优化，包括注气保持压力水平、注气速度、注气量、采油强度和注采比等。最后得到推荐的注气方案及指标预测结果。

1.5 经济和风险评估

注气技术方案完成后，需要开展经济和风险评估。大量的油田应用实例已经证明，CO₂混相驱是一种有效提高油田采收率的方法，但是其经济性仍然备受争议^[1-8]。当今，高油价和低采收率增加了人们对CO₂驱油的关注，特别是大部分油田已经进入水驱开发后期以及注水难以开发的低渗透油藏。CO₂混相驱的经济性与工程的有效时间、注采井网井距、渗透率、油层厚度、埋深、成本（包括气源、注入设备、流体处理等）、税费、油价等有关。经济性评价是基于客观油藏评价、可靠的实验结果、准确的油藏模型，贯穿于整个流程的各个环节。在前期，经济性评价可能就是简单的对比CO₂混相驱与水驱开发效果，在后期，风险评估能够定量研究CO₂混相驱过程存在经济风险。风险定量化评估主要包括两个方面：可能的损失量与损失发生的可能性。损失量与损失发生的可能性同等重要，但实际上在资料较少情况下，很难对风险做出准确的评估。

2 CO₂混相驱评价需要考虑的问题

在可行性评价过程中，还需要考虑CO₂混相驱过程中的一些不利因素，例如绕流、钙质与沥青质沉积、腐蚀、水化物等。

2.1 绕流或气窜

向油藏中注气后，注入的气体不可能与所有原油都接触，这就是绕流或气窜。大部分绕流的发生归功于油藏的非均质性或重力分异作用。波及效率可以理解为评价驱替过程中可动油的动用程度的一个指标。在CO₂混相驱过程中，一方面，CO₂-原油的混相效应会增加微观驱替效率；另一方面，黏性指进和重力分异作用会降低体积波及效率，油藏非均质性、裂缝、层理等会加重扰流效应，降低驱替效率。为了消除或减弱气体的突进，可以加入其他物质来控制流度，如水、聚合物、表面活性剂等^{[10-11, 21]}。此外，在CO₂驱替过程中，当CO₂与原油接触，原油性质会发生改变，原油的黏度降低，同时，地层水的黏度增加，这将大大提高油相的流动能力。

2.1.1 水气交替注入

为了降低CO₂混相驱过程的流度比，水气交替在CO₂驱过程中已经被广泛应用。由于水的注入增加了储层的含水饱和度，注入溶剂的相对渗透率会降低，整个注入剂的流度会降低，因此注入溶剂的驱替效率会有所增加。相比只注CO₂而言，水气交替驱替过程更趋稳定。但是，水气交替驱仍然有一些缺点，例如，在油藏中水和CO₂分配不均，某些区域水相饱和度太高，导致微观驱替效率降低。由于CO₂无法波及到含水饱和度高的区域，因此这些区域会有大量剩余油存在。

依据矿场经验和文献调研^[1-11]，大部分水气交替驱均应用于陆上油田。影响水气交替驱可行性的主要参数有：油藏非均质性、岩石类型、流体饱和度和性质、注入气、水气交替注入比、混相能力和重力。

近几年，国外将三相相渗滞后理论的研究成果应用到气水交替驱动态预测中并取得了重要进展^[15]。也有学者^[19]研究了CO₂在地层水中溶解对驱油的影响，发现注气初期，考虑CO₂溶解时由于有效CO₂的损失，原油采出程度低，气突破时间更晚。

2.1.2 化学剂

CO₂驱替过程中加入化学剂可以控制注入气的流度。化学流度控制剂必须满足几个条件，首先，化学流度控制剂不能损害环境，不能与其他工艺材料发生反应，不能被岩石吸附。其次，其还要承受住一定的压力和温度，承受压力一般在1 000~5 000 psi（1 psi=6.895 kPa），温度在20~120 ℃。再次，油藏原油中含有各种有机表面活性剂，地层水中含有大量的钙、镁、钠、碳酸根和氯根离子等，这些都需要考虑。最后，化学流度控制剂在经济上也必须可行。尽管化学流度控制剂的要求很多，但是，其对CO₂驱效果可能有较大的影响，因此，化学流度控制剂可以降低CO₂混相驱的风险。

2.2 腐蚀

干燥的纯CO₂对钢材基本没有腐蚀性，但如果处于CO₂/H₂O的系统中，钢材的腐蚀问题是不可忽视的。当CO₂气体遇到水时，部分CO₂溶解到水中并形成碳酸，CO₂在水中的溶解度主要取决于CO₂分压和温度。影响CO₂腐蚀的主要因素为：温度、CO₂分压、流速等。详细的方案设计、合理的工艺措施和即时的腐蚀检测和监测可以有效地控制CO₂腐蚀^[1-2]。在防腐方面，可以借鉴矿场经验，其中最常用的方法就是将CO₂和水严格分隔开来。另外，为管线和设备加上防护层和采用不锈钢材质的管线也是很有必要的，也可以在生产井或注入井中添加缓蚀剂。

2.3 钙质沉积

CO₂驱替过程中，大量的CO₂存在于气相、油相以及水中，这可能会引起钙质沉积，进而结垢，在产出的水中钙质沉积尤为明显^[19]。钙质沉积有几方面的原因，首先，由于压力太大导致CO₂在水中的溶解度增大，溶解的CO₂部分与地层水反应生成碳酸氢盐，且地层水的pH值会降低2~3，酸性的地层水溶解了石灰岩中的钙，使得水中钙的浓度增加。其次，当地层水从地下流到井口，进入地面管线、分离器，最终进入注水站，期间压力会逐级降低，压力降低会减小钙的溶解度，进而引起钙质沉积。同样的，在该过程中由于CO₂的逸出，水的pH值会有所增加，这也会促使钙质沉积。

2.4 沥青质沉积

在大部分注CO₂驱过程中，沥青质沉积是一个必须要考虑的问题^[17-18]。沥青质沉积可以改变储层的润湿性，影响注水能力，还可能引起储层损害和井筒堵塞。沥青质是极性的、多芳基、高分子的碳氢化合物，且不溶于低级正构烷烃（nC₅~nC₈）。沥青质是以比较稳定的分散胶体形式存在于原油中的，胶质附着于沥青质的表面。如果原油中胶质含量不足，则沥青质会进一步缔合形成更大的分子团，从而产生沥青质的絮凝和沉淀。沥青质与胶质含量的比决定了是否会出现沥青质沉积。在CO₂驱替过程中，原油的沥青质与胶质的比被改变了，因而出现沥青质沉积。在静态PVT实验中，可以观测到沥青质的絮凝，因此在岩芯驱替实验中可能会发生沥青质沉积。

2.5 水驱对油藏的影响

对于油藏后期EOR而言，前期的水驱效果是决定EOR成功与否的关键因素，水驱效果差的油藏通常CO₂混相驱效果也较差，由于水驱效果差通常是由于储层非均质性和分布的不连续性导致的，而这些因素也同样会影响CO₂驱过程。然而，没有经历水驱开发的油藏也可能适合CO₂混相驱，只不过其不确定性会有所增加。在非均质性油藏中，先前水驱形成的窜流通道会加剧CO₂的窜流和指进。长期水驱过后，油藏性质会发生变化，高的含水率、窜流通道、低含油饱和度等是其主要特征，油藏非均质性不单受静态地质因素影响，更多的与动态过程有关^[19-22]。

3 结论

（1）由于CO₂混相驱的复杂性，针对特定油藏，需要经过充分细致的研究和先导试验来评价CO₂混相驱可行性。主要包括油藏筛选、室内实验评价、油藏数值模拟、经济风险评价、先导试验。

（2）油藏中的混相程度和流度控制对CO₂混相驱有着重要的影响。同时，可行性评价时还需要考虑CO₂对储层、扰流、腐蚀、钙质与沥青质沉积等的影响。

（3）CO₂混相驱重点是保持油藏中较高的混相程度和波及效率。在油藏方案和工程方案基础上，通过经济效益论证才能保障CO₂混相驱的可行性。