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王锐吕成远伦增珉赵志峰王海涛

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘要腰英台油田是低孔、低渗透油藏，原油含蜡量较高，CO2驱很难达到真正混相。通过该油田长岩心CO2驱替实验，明确了低渗透油藏CO2驱过程中的注采参数变化规律。CO2的注入压力变化较大，呈现出先升后降的趋势，CO2驱属于混相、近混相和非混相的交替变化过程。基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典的毛管数理论。结合CO2溶解前后流体高温高压物性实验和不同条件下的长岩心驱替实验，运用该理论评价并优化了腰英台油田低渗透油藏CO2驱的注采参数，确定了该油田CO2驱的临界毛管数区域，并得到了该油田最佳的注入速度和油藏平均压力。

关键词低渗透 CO2驱驱替特征混相临界毛管数

Study on CO2 Displacement Characteristics and OptimizationMethod for Yaoyingtai Low Permeability Reservoirs

WNAG Rui，LV Chengyuan，LUN Zengmin，ZHAO Zhifeng，WANG Haitao（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract Yaoyingtai Oilfield has low porosity and low permeability，wax content is high in crude oil，and miscibility is hard to achieve in CO2 flooding.The characteristics of injection-production parameters were tested through CO2 flooding in long low permeability cores.The results show that the injection pressure of CO2 increases at first and then decreases.CO2 flooding is an alternative process among miscible flooding，near miscible flooding and immiscible flooding.Based on the mechanisms of CO2 flooding，the classical capillary number was revised.Moreover，the theory was applied to evaluate the injection-production parameters of CO2 flooding in Yangyingtai low permeability reservoirs combining PVT parameters before and after CO2 dissolving into crude oil.Eventually，the critical capillary number of CO2 flooding was determined to design optimum injection rate and reservoirs average pressure.

Key words low permeability reservoirs；CO2 flooding；displacement characteristics；miscibility；critical capillary number

大多数气驱过程均被划分为非混相驱和混相驱。非混相过程中，注入气通过与油藏流体的相互作用，使得原油黏度降低、体积膨胀，驱替相与被驱替相的流度比改善，界面张力降低，从而增大了毛管数，降低了残余油饱和度，提高了原油采收率。在混相驱中，注入气与原油间的界面张力为零，毛管数增至无穷大，驱替相与被驱替相间形成混相，驱替效果达到最佳。当地层压力大于最小混相压力时为混相驱，小于最小混相压力时为非混相驱［1］。

气驱过程中是否必须达到混相或非混相的程度或近混相一直是争论的焦点。1986年，Zick首次提出了近混相的概念，并在Shyeh-Yung的长细管实验中得到了验证，即在最小混相压力以下时，CO2驱采收率不会急剧降低［2，3］。Christensen观察到多次接触混相过程中很难区分混相和非混相过程。这就导致实际驱替过程中存在着诸多不确定性，实际油藏中的诸多因素引起的注入性损失或压力保持失败均会导致混相和非混相过程存在波动［4］。Rogers和Grigg认为毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，因此混相驱中降低界面张力是成本相对较低的措施。但是，非混相、近混相、混相驱的界面张力值存在重叠区域。在改善毛管数时，黏滞力也是一个必须考虑的因素。而黏滞力与油藏非均质性、岩石的物理性质、油藏中的窜流等因素紧密相关［5］。Rao认为当混相状态达到时，非水湿油藏中化学物改变油藏润湿性的作用可能没有水湿油藏中混相作用最大化孔隙驱替效率显得重要。计秉玉等考虑了低渗透油藏中压力分布的不均匀性，提出了混相体积系数、半混相体积系数和非混相体积系数的概念，综合考虑了油藏压力分布对CO2驱混相状态的影响［6］。

在油藏条件下，混相与非混相没有严格的界限，仅仅以最小混相压力来评价CO2驱，特别是在低渗透油藏中的驱油效果存在着严重的不足和缺陷。本文针对腰英台油田腰西区块的油藏特征，结合CO2与油藏流体的相态变化规律及界面特性，进行了CO2驱长岩心实验，并运用修正的经典毛管数理论对该油藏CO2驱效果进行了综合评价。

1 腰英台低渗油藏CO2驱替特征

腰英台腰西区块油藏温度为97.53℃，原始地层压力为22.64MPa。地层原油黏度为2.12mPa·s，密度为0.7792g/cm3，属于含蜡量较高的轻质黑油油藏。选取腰英台油田现场岩心6块，用热缩套拼接后装入铅套夹持器中。在油藏温度下，将岩心抽空24h后，直接饱和原油，并在一定回压下进行CO2驱替实验，实验完毕后用石油醚和酒精清洗岩心至产出液清澈为止，重复上述操作，完成不同回压条件下的驱替实验。

1.1 低渗透油藏CO2驱注入压力变化特征

在CO2驱油矿场试验中，观察到一些不用于常规开发方式的生产特征，油藏条件下的生产特征影响因素众多，难以分析压力的变化原因［7～9］。通过低渗透长岩心CO2注入实验，可以观察到注入端驱替压力的变化特征，结果如图1所示。其中，岩心长度为30.4cm，直径为2.54cm，渗透率为4.034×10-3μm2，孔隙度为16.4％。

从图1中可以看出，CO2驱存在一定的启动压力，当驱替压力大于该值后，CO2才能注入岩心中。CO2从注入到产出，其注入压力变化范围为1.0～3.5MPa。CO2驱注入压力变化曲线可分为3个阶段，即压力上升阶段、压力急剧降低阶段、压力稳定阶段。压力上升阶段为CO2与原油两相流动区域，由于毛管力及两相流动阻力，导致注入压力不断升高。压力急剧下降的原因有两种：CO2在原油中的溶解效应造成压力缓慢降低；CO2气体突破使得流动阻力降低。压力稳定阶段为气体完全突破阶段，即产出端气油比较大，此时的压降主要是由于气体流动产生的。

图1 低渗透长岩心CO2驱注入压力变化曲线

1.2 低渗透油藏CO2驱产油特征曲线

通过低渗透长岩心CO2驱替实验，记录并观察CO2驱产油及采收率变化规律，结果如图2所示。

图2 低渗透长岩心CO2驱产油特征曲线

从图2中可知，CO2注入初始阶段，原油产出较少。随着CO2注入量的增大，采油速度缓慢增大。当注入压力达到最大时，采油速度最大。当注入压力急剧降低时，采油速度缓慢下降。当注入气完全突破时，采油速度急剧降低。

通过对低渗透长岩心CO2驱替特征的认识可知，在CO2注入过程中，驱替压力是一个先升后降的动态过程，相应的产油规律也表现出相应的特征。显然，在常规长细管法测得的最小混相压力以上注入CO2，并不能保证驱替过程中或者注采压力的沿程分布在最小混相压力以上，即实际CO2驱替过程中很难达到真正混相，而是混相、近混相和非混相交替变化。因此，本文从这一角度出发，综合考虑了CO2与原油的相互作用，确定了优化评价CO2驱替效果的方法。

2 腰英台低渗油藏CO2驱优化开采方法

2.1 CO2与油藏原油相互作用后的参数变化

CO2注入油藏后，与油藏流体间的相互作用将会使其性质产生较大的变化，进而对原油的产出产生较大影响。通过CO2与原油的高压物性实验，得到了CO2对原油性质的影响规律。

2.1.1 不同压力下原油中CO2的溶解特性

在油藏温度下，通过高温高压PVT系统测量不同压力下的CO2在腰英台原油中溶解规律，结果如图3所示。

图3 单位摩尔原油中溶解气体量与压力的关系

从图3中可知，随着体系压力的增大，CO2在原油中的溶解度增大。在实验压力范围内，通过回归，得到单位摩尔原油中溶解CO2的量与体系压力p的关系式，拟合相关系数为0.995。