引言

低渗油藏开采难度大，很重要的原因之一就在于注水难的问题，而气体相对于水来说黏度低，渗流能力强，且原油溶解气体后具有降黏、膨胀、降低界面张力的作用，因此，气驱在解决低渗透油藏开发方面有独特的优势，其中CO₂逐步成为油藏气驱的首选驱替剂。虽然目前国内开展CO₂驱现场工作的主要有大庆、吉林、胜利、辽河、中原、江苏等油田^[1-4]，但是对于低渗透油藏CO₂驱渗流机理的研究仍处于探索性阶段。为更精细、准确、量化描述CO₂在多孔介质中的渗流状况，利用与CO₂性质相近的SF₆作为气体示踪剂，从示踪剂响应曲线的见剂时间、峰值高低、峰型宽窄、回采率等角度^[4-8]，研究CO₂地下渗流状况，为今后有效促进低渗透储层CO₂驱的科学开展以及CO₂驱的方案设计提供室内实验参考及理论依据。

1 气体示踪剂筛选 1.1 CO₂气体性质

在常温、常压下，CO₂为无色无嗅气体，分子量44.01，相对密度约为空气的1.54倍，临界温度31 ℃，临界压力7.49 MPa^[9]。

1.2 气体示踪剂选择

气体示踪剂主要包括化学类和放射类，考虑到放射性物质对环境及人体的影响，现在国内外基本上都已禁用。化学类气体示踪剂主要包括氟利昂系列、六氟化硫、全氟环烷烃系列、氦气等惰性气体系列。从气体示踪剂筛选标准以及现场应用情况来看^[10-15]，SF₆比其他化学类气体示踪剂具有明显优势^[16]，其在常温常压下呈气态，是一种无色、无嗅、基本无毒、不可燃的卤素化合物，与水、强碱、氨、盐酸、硫酸等不反应，在低于150 ℃时，SF₆气体呈化学惰性。同时，SF₆具有在释放和检测的范围内对人体无害、便于检测并有较高精度、不为井下物料表面吸附、热稳定性好、且地层自然本底浓度低等特性。

1.3 SF₆示踪CO₂驱替原理

SF₆与CO₂在物理性质上具有最相近的特性^[16-17]，SF₆相对密度1.67，临界压力3.37 MPa，临界温度45.5 ℃，是所有气体示踪剂之中与CO₂性质最为相近的，而大多数油藏温度均处于大于45.5 ℃状态，即SF₆与CO₂在油藏环境下均不会以液态形式存在，可见压力的变化将使CO₂处于混相/非混相状态，而此时SF₆气体的产出将表现为不同的曲线特征，由此即可通过SF₆见剂响应曲线来判断CO₂地下驱油过程中的渗流状况。

2 实验方法 2.1 主要仪器设备

CO₂驱替实验装置采用海安石油科研仪器厂的酸化效果评价实验装置，内置恒温箱、平流泵、高压容器（纯CO₂气体钢瓶)、岩芯夹持器、压力表等仪器（图 1)。

SF₆检测采用南京仁华色谱科技应用开发中心组装的GC-9890A/T气相色谱仪，内置高灵敏度热导检测器(TCD)，5Aφ4×1 m（填充色谱柱)2根（预柱和专用分析柱)，检测极限0.1 mg/L。

2.2 实验方法及步骤

实验步骤参考中国石油天然气行业标准SY 5345—89，SF₆加剂方式采用课题组自行设计命名的“常压加剂高压注入”的微体积量气体加剂方式（设计直径0.20 cm，长度5.61 cm的高压管线作为示踪剂加剂容器，折算常温常压体积0.176 cm³)^[16]，加剂后，可以有效实现CO₂与SF₆的段塞式注入并且可以实现在高压CO₂气体注入后处于微量浓度。岩芯洗油、烘干、饱和地层水、造束缚水后，具体气体示踪实验加剂及驱替操作流程为（参考图 1)：(1)关闭a、e、d阀门，打开b、c阀门；(2)利用注射器经位置①1从b阀门注入，对阀门b和阀门c间的管线进行SF₆吹扫，利用SF₆和空气密度差的原理实现常压加剂过程；(3)关闭b、c阀门，同时打开a、e阀门，实现SF₆的CO₂驱段塞式注入；(4)出口端低压取样，进行色谱分析。

2.3 实验基本参数

本次实验共使用4块岩芯完成4次实验研究，实验温度为恒温50 ℃，岩芯基本参数及实验压力如表 1所示，根据CO₂临界压力(7.49 MPa)可以看出，4块岩芯渗透率基本相同（约2 mD)，第1、2组为CO₂非混相驱实验，第3、4组为CO₂混相驱实验。

3 实验结果讨论 3.1 示踪响应曲线峰型表征

为研究方便，对示踪剂产出曲线进行解剖，定义如下概念，具体示踪剂产出曲线统计计算示意图见图 2，其中ABCD段产出浓度为实测结果，DE段为预测结果。其中：(1)前1/4峰值：示踪剂产出曲线峰前峰值的1/4，对应B点。(2)后1/4峰值：示踪剂产出曲线峰后峰值的1/4，对应D点。(3) 1/4峰宽前、后两个1/4峰值之间的距离（注入量)，对应BD或FG距离。(4) 1/4峰面积：后1/4峰值之前曲线与x轴所围成的面积，ABCDFGA围成的面积。(5)后续曲线：后1/4峰值之后的预测曲线，DEF围成的面积。0

以CO₂注入孔隙体积倍数PV为横坐标，以示踪剂产出浓度为纵坐标，绘制4个岩芯实验示踪剂产出情况结果如图 3所示。利用示踪剂曲线特征，计算各峰型表征参数表 2所示。

从表 2可以看出：

(1)两次非混相驱峰值对应注CO₂孔隙体积倍数分别为1.2和1.3，而混相驱时分别为0.12和0.13，非混相驱替峰值浓度对应注入量数约为混相时的10倍，说明在非混相驱条件下，CO₂驱替过程基本上为活塞式驱替，由于CO₂的横向扩散性，CO₂峰值推进速度小于原油渗流速度；当CO₂与地下原油发生混相时，地层压力变大，CO₂高压溶解并在原油中快速扩散，使得CO₂将快速突破；

(2)从峰宽来看，非混相驱峰宽明显大于混相 驱替，原因在于非混相驱压力低，CO₂压缩比小，其突破后产出持续性明显变强，而在高压下与之相反；

(3)在实际现场CO₂驱中，当峰值对应注入量较小或峰宽较小时，为混相驱替。

3.2 气体示踪剂回采率

示踪剂回采率定义为通过取样产出的示踪剂总量与示踪剂总注入量的比值，即示踪剂产出曲线与横坐标围成的面积。计算的1#～4#岩芯的CO₂驱示踪剂回采率分别为18.4%，31.7%，1.1%，7.9%。可见，非混相驱示踪剂回采率在18.0%～32.0%，而混相驱示踪剂回采率在1.0%～8.0%，说明在非混相驱替过程中，CO₂在原油中的溶解扩散能力小于混相驱过程，使得CO₂的产出相对混相驱要多，从侧面也看出混相驱CO₂对于原油的改性能力要远好于非混相驱过程。在实际井组CO₂驱过程中，如果回采率越低，混相特征越明显，驱油效果越好。

3.3 气体示踪曲线预测

根据后续示踪剂曲线形态，利用方程(1)所示的幂函数形式对示踪剂产出浓度后续曲线（图 1所示中DE段)进行拟合预测。

$ C = \frac{A}{{{V^B}}} $

(1)

式中：C —浓度，mg/L；

A—开始下降时的浓度，mg/L；

V —注入量，PV；

B—系数，无因次。

可以看出，系数A从侧面反映CO₂驱峰值浓度的大小；系数B代表浓度降低速度，反映CO₂驱段塞后缘的扩散特征，B越大说明降低速度越快。具体拟合参数见表 3。

从表 3可以看出，(1) CO₂非混相驱时的系数A明显高于混相驱，说明在非混相条件下，CO₂以气体段塞形式移动，气体段塞突破后形成的见气峰值浓度更高；(2) CO₂非混相驱时的系数A同样明显高于混相驱，表明气体段塞前缘、后缘与原油接触产生的扩散作用远小于混相条件下气体溶解于原油时的扩散能力；(3)在实际井组CO₂驱过程中，如果示踪曲线后缘预测指数A、B较低，说明注采井间压力损失较小，能够维持CO₂混相驱替。

4 结论

(1) SF₆与CO₂在物理性质上具有最相近的特性，可作为CO₂驱动态监测最佳示踪气体，且不同响应特征反映不同的驱油机理。

(2) 非混相驱峰值浓度对应注入量大于混相驱，峰宽大于混相驱，如果实际注采井间峰值对应注入量越小或峰宽越小，则混相驱特征越强；非混相驱示踪剂回采率大于混相驱，实际井间回采率越低，混相特征越明显。

(3) 后续曲线预测时，预测系数越小，则CO₂混相特征越明显，开发效果越好。