2. 西北大学 大陆动力学国家重点实验室, 西安 710069
2. State Key Laboratory of Continental Dynamics, Northwest University, Xi'an 710069, China
CO2驱作为油田提高采收率的一项重要技术,具有启动压力低、注入能力强及其他特定的驱油优势,早就在国外得到了很好的应用[1-5]。近年来,随着国内油田勘探开发工作的不断深入和开发水平的不断提高,CO2驱油技术的应用越来越广泛,表现出其巨大的应用潜力和良好的应用前景[6-7];此外,由于国家和地方政府对低碳减排的大力支持,CO2驱油相关技术的研究和矿场应用均取得了显著进展[8-10]。压力是影响CO2驱油效果的重要因素。目前,已有大量关于压力对CO2驱影响研究的文献报道,但多侧重于混相驱和非混相驱的差别研究[11-13],对混相驱比较关注,而对非混相驱的研究较少。由CO2的物理、化学性质可知,其在非混相驱油过程中常见的相态为超临界态和非超临界中的气态,而目前关于超临界态和非超临界态CO2对驱油的影响还未见公开的研究报道,非混相驱下压力的优选缺乏依据[14-16]。鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏CO2驱油潜力巨大,但由于所处区域干旱缺水,依靠地层天然能量开采是其常见的开发方式,地层能量亏空严重,地层压力保持水平低,在该类油藏条件下实施CO2驱很难实现混相,低压非混相将是常态。基于此,以鄂尔多斯盆地陕北地区某致密砂岩油藏条件为基础,在通过细管实验确定最小混相压力的前提下,开展CO2非混相驱下超临界和非超临界驱油特征的实验研究,以期为该类油藏CO2驱合理注采压力模式的选择及编制开发方案提供依据。
1 实验部分 1.1 材料与仪器实验所用原始油样取自鄂尔多斯盆地陕北地区某致密砂岩油藏(原始地层压力为12.9 MPa,油藏温度为44 ℃)。使用无汞可视化柱塞式高压PVT仪及Agilent 7890 A气相色谱仪进行流体组分分析,分析结果如表 1所列。较高的轻质到中质组分含量表明该油藏适宜采用CO2驱来提高采收率。
地层水样同样来自上述某致密砂岩油藏,其矿物组成分析结果显示,44 ℃时的总矿化度为80 063 mg/L(表 2)。
实验所用CO2气体来自市场销售公司,纯度为99.9%,其临界温度为30.98 ℃,临界压力为7.38 MPa。
超临界和非超临界驱替实验前,采用2328-861型混相仪,通过细管驱替法对研究区油样的最小混相压力进行了测试,具体测试方法参见前人研究[17-19]。5个压力点(21.3 MPa,22.0 MPa,22.4 MPa,23.5 MPa和25.3 MPa)下的驱替实验结果如图 1所示。根据图 1可以确定该区原油最小混相压力为22.15 MPa,远高于该区原始地层压力12.9 MPa,因此,该区实施CO2驱时应为非混相驱。
超临界和非超临界驱替实验所用岩心均为上述某致密砂岩油藏的天然短岩心拼接而成。实验选取直径约2.5 cm、长度约6 cm的6块天然岩心按照布拉法则进行排序拼接(每块岩心之间加有滤膜,以消除岩心拼接处的末端效应),通过放入热缩管使其受热收缩成型。拼接制备的岩心总长度为36.18 cm,渗透率调和平均值为1.07 mD,平均孔隙度为10.79%。
驱替实验装置主要包括CFS-200高温高压岩心综合驱替系统,高压釜及计量器等,具体流程如图 2所示。
为了对比CO2在超临界态和非超临界态的驱油效果及特征,观察超临界点附近压力的微小变化对CO2驱油效果及驱替特征的影响,需要研究CO2超临界性质对驱油的影响程度。实验回压分别选择为7.4 MPa,7.2 MPa和7.0 MPa。选值依据为:实验温度(油藏温度44 ℃)已定,且高于所用CO2气体的临界温度(30.98 ℃),因此只要选择不同的压力使其分别位于CO2气体的临界压力(7.38 MPa)上下,即可使CO2分别处于超临界态和非超临界态。在此需要强调的是,压力对CO2驱油效果的影响规律已有许多相关研究报道,此次研究的目的是为了明确CO2超临界态对驱油的影响和贡献大小,因此所选回压与临界压力的差值及回压之间的差值均不宜过大,以尽量减小压力改变除对CO2相态的控制影响外所引起的其他驱油影响[20-22]。同时,为了尽量减小注入速度对注入压差和回压选择的影响,实验均设定以0.15 mL/min的恒定低速度注气。回压选为7.4 MPa时,可以保证使CO2始终处于超临界态。非超临界回压选为7.2 MPa时,实验过程中发现注入端压力在部分时段超过了临界压力。因此,驱替过程中靠近注入端会存在CO2超临界驱的时段。为了使CO2从注入端到产出端始终处于非超临界态,充分明确超临界驱和非超临界驱的差别,增选了回压为7.0 MPa的实验,达到了设计的要求和目的。具体实验步骤参考文献[23]中的相关部分。
2 结果与讨论对超临界和非超临界CO2驱替实验数据进行整理和计算,分别绘制注入压差、气油比、采出程度及换油率等重要指标随注入量的变化曲线。
2.1 注入压差这里注入压差是指注入端压力与采出端压力的差值。从注入压差曲线(图 3)可以看出,无论是处于超临界态还是非超临界态,CO2注入压差的变化趋势相同,即先持续增加,然后是稳定阶段,再持续下降,下降到一定阶段后又保持稳定,然后又出现小幅上升。不同之处在于,超临界CO2驱油过程中压力比较平稳,压力波动幅度小,稳定时间段长。此外值得注意的是,非超临界态下,注入压差随注入压力的增加而增加,即7.2 MPa下的注入压差大于7.0 MPa下的注入压差,且曲线波动特征较为相似;压力从7.2 MPa增加到7.4 MPa,CO2进入超临界态后,注入压差反而明显减小,曲线始终处于非超临界态下,说明超临界CO2驱油过程中渗流阻力变小。
这里气油比是指单位时间内产气量与产油量的比值。从气油比数据的变化和对实验过程中现象的观察综合判断,非超临界态下,注入压力为7.2 MPa时比7.0 MPa时见气早;超临界态下,即注入压力为7.4 MPa时,见气时间早于7.0 MPa,但略晚于7.2 MPa。相同注入量下,注入1.8 PV之前,3种注入压力下的气油比在数值上差别不明显,但注入2.0 PV之后,超临界驱的气油比明显低于非超临界驱。从气油比变化曲线(图 4)可以看出,超临界驱和非超临界驱过程中气油比的变化特征相似,整体表现出4个阶段:①未见气阶段→②缓慢上升阶段(前缘持续突破阶段)→③气体大量突破阶段→ ④稳定阶段(形成稳定气窜通道)。
这里采出程度是指在某时间的累积采油量与地质储量的比值。从图 5可以看出,非超临界驱时,注入压力从7.0 MPa增加到7.2 MPa,相同注入量下的采出程度略有提高,最终采收率从45.42%提高到47.18%,提高了1.76%;二者采出程度曲线变化趋势相同,变化特征差别不明显;当注入压力增加到7.4 MPa变为超临界驱时,采出程度曲线呈现出了与非超临界驱时明显不同的变化趋势和特征,表现出了相对明显的阶段性;在注入0.5 PV以后,相同注入量下超临界驱的采出程度有了明显提高,最大增幅出现在注入量约为1.5 PV时,比非超临界驱的7.2 MPa和7.0 MPa下分别增加10%和11%以上,最终采收率也分别比前二者高出4.54%和6.30%。说明相比非超临界态,CO2在超临界态下的驱油效率有了明显提高。分析认为其主要原因是由于在超临界态下,CO2的传质和萃取作用增强,界面张力降低,这也是CO2微观驱油的重要机理。同时还可以看出,获得相同采出程度的情况下,非超临界驱要比超临界驱注入更多的CO2,在采出程度为37.5%时,前者注入量约为后者的2倍。此外,超临界驱时采出程度变化曲线相对光滑,随注入量增加其变化幅度的波动性较小,也体现了相对平稳的驱油过程。
这里所讲的换油率为累积换油率,即累积产油量与CO2累积注入量的比值。从图 6可以看出,累积换油率变化曲线整体都表现为先稳定上升,然后波动上升,之后快速下降的总变化趋势,且2组非超临界驱的换油率曲线变化特征更为相似,数值差别也较小,超临界驱在波动上升阶段与其存在较大差别。在整个驱油过程中,超临界驱的换油率都高于非超临界驱,尤其是累积注入量为0.5~2 PV时差别较大,前者CO2的利用率明显高于后者;此外,累积换油率基本都在注入量约为1 PV时达到高峰,前者最高达到0.65 t/t以上,后两者最高分别达到0.51 t/t和0.47 t/t以上。
(1)相对于非超临界态,CO2超临界态对驱油会产生更加有利的影响。在早期注入阶段,超临界驱和非超临界驱效果差别不明显;当注入量达到0.5 PV以后,效果差异化逐渐加大,主要体现在采出程度和换油率的增长速度和幅度方面;超临界驱体现优势的阶段主要是注入量为0.5~1.5 PV时,相同条件下,其采出程度比非超临界驱最高高出约10%。
(2)超临界驱和非超临界驱的见气特征及气油比变化特征相似,总体表现出未见气时期、缓慢上升时期、气体大量突破时期和稳定期等4个阶段。累积换油率曲线整体都表现为先稳定上升,然后波动上升,之后快速下降的总变化趋势,但二者具体特征和数值大小存在较大差别。换油率出现高峰的注入时段基本相同,实验中都发生在注入量约为1 PV时,但超临界驱明显高于非超临界驱。
(3)低压致密砂岩油藏实施CO2非混相驱时,可先采取有效措施使地层压力恢复到CO2超临界压力以上再进行驱油,充分发挥CO2超临界态时物理与化学性质对驱油的影响作用,提高非混相驱开发效果。
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