目前, 国内稠油开采以注蒸汽为主，采出程度已达20%以上。蒸汽吞吐反复加热近井地带岩石骨架，热效率极大降低，造成采收率明显下降[1]。CO2辅助蒸汽吞吐是提高驱油效率的有效方法[2-3]，具有增压、溶解降黏作用，有效地改善吞吐开发效果，可使蒸汽吞吐采收率提高5%~10%[1]。但是，经多轮次吞吐后，开发效益变差，地层亏空问题突出。新疆油田九6区齐古组浅层稠油油藏开采经历了蒸汽吞吐、加密调整、蒸汽驱过程，采出程度为37%。现阶段单一蒸汽驱的效果明显下降，地层亏空严重，蒸汽热利用效率低，波及程度差异大，油水流度比大，采收率低。CO2辅助蒸汽驱连续注入有助于地层能量的及时补充与恢复，改善波及体积，提高驱油效率[4-5]。CO2驱油主要为混相驱和非混相驱，新疆浅层稠油油藏埋藏深度约200 m，原始地层压力2.38 MPa，原始地层温度20 ℃，因此该油藏注入CO2为非混相作用。CO2注入方法主要有连续注入、吞吐、水气交替注入、CO2泡沫驱等[6-10]。针对尚未注入CO2的九6区块油藏，在油藏条件下进行驱油模拟实验研究。由于油藏浅、温度低，注入蒸汽在油藏压力下实为热水。因此，以热水复合CO2的方式进行驱油效率测试，分别研究不同体积比下热水/CO2混注驱油和段塞驱油的驱油效率，并分析CO2与稠油作用后其组分的变化，为该油藏现场即将进行的CO2开采提供实验测试依据。
材料：新疆九6区浅层油藏稠油原油样品，黏度1 150 mPa·s(60 ℃)，密度0.925 6 g/cm3(60 ℃)；CO2气体(纯度＞99.0%(φ))，150 ℃热水。
仪器：高温高压驱替装置、平流泵、岩心填砂管、活塞容器、压力表、CO2检测器。
根据油藏条件，石英砂填充岩心管孔隙度为30%，岩心原油饱和度70%，设定回压2 MPa。虽然该油藏注入高温蒸汽，但根据水的饱和蒸汽压(200 ℃，1.55 MPa；150 ℃，0.476 MPa；100 ℃，0.101 MPa)，在油藏压力下将很快液化为水相状态，现场调查确认蒸汽注入后油藏温度一般为80~100 ℃。因此，驱替实验温度设定为90 ℃，进行热水驱，热水复合CO2混注、段塞方式注入驱油实验。每注入0.1 PV接收一次流出油水混合物，直至驱出油中含水率大于98%时，停止实验，分离油水混合物，计算驱油效率，取油样进行组分分析。热水/CO2混注时总注入速度0.3 mL/min，热水与常温CO2气体不同注入速度比(液气体积比，下同)依次为1:1(热水、CO2均为0.15 mL/min)、1:2(热水0.1 mL/min，CO2 0.2 mL/min)、1:3、1:4；段塞驱时热水、CO2注入速度均为0.3 mL/min，按不同段塞大小比1:1(0.5 PV热水+0.5 PV CO2)依次到1:4(0.5 PV热水+2.0 PV CO2)进行。
驱替实验流程示意图见图 1。
为了证实CO2对该油藏稠油的作用效果，首先与纯热水驱进行对比实验(见图 2)。由图 2可知，纯热水驱时累积驱油效率为49.19%，而热水/CO2混驱累积驱油效率达55.61%，增加了6.42%，说明注入CO2对该稠油具有提高驱油效率的作用。这表明CO2具有溶解原油、膨胀降黏等作用，CO2溶于水使水碳酸化，降低油水流度比，提高波及效率，同时可有效提高热利用效率。
不同体积注入比的热水/CO2混合注入驱油实验结果见图 3。
由图 3可知，热水/CO2体积注入比从1:1变化至1:3时，累积驱油效率依次为：66.40%、68.17%、71.32%，比单纯热水驱分别提高了17.21%、18.98 %、22.13%。注入比为1:3时，累积驱油效率达到最大值。注入比为1:4时，累积驱油效率明显下降，仅为39.87%，此时CO2含量过大，气体易从岩心孔隙中渗透流出，未与原油充分发生作用就已经突破，导致驱油效率较低。
从单纯热水驱油实验结果(见图 4)可知：在0.5 PV时驱出原油量达到最大值，为利用热水最大驱油效率；同时又有足够热量传递至岩心，促使原油加热降黏，易于流动。因此，热水段塞大小确定为0.5 PV。不同体积比的热水/CO2段塞驱油实验结果见图 5。
由图 5可以看出：不同段塞驱累积驱油效率均高于热水驱，热水/CO2体积比从1:1变化至1:4时，CO2段塞体积不断增大，累积驱油效率依次为：66.64%、68.93%、85.94%、78.40%，比热水驱分别提高了17.45%、19.74%、36.75%、29.21%；在1:3时，累积驱油效率达最大值，之后再增大气水比，累积驱油效率不再增加反而减小。这是因为CO2含量过大，CO2容易穿过水的段塞，与原油作用的CO2量减少，波及效率降低，最终导致驱油效率下降。
通过比较两种驱油方式发现，相同比例时，段塞累积驱油效率均高于混驱，热水/CO2体积比为1:3时，混驱和段塞驱均达到最佳驱油效果，累积驱油效率分别为71.32%和85.94%。混驱驱油效果相对较弱，一方面是由于CO2与热水同时注入岩心，两者混合使得CO2气体周围被热水包围，不能完全接触岩心内原油，浓度相对较低，若要充分与原油发生作用，需先从水层中脱离出来；另一方面，由于水的注入，自然地在油层表面形成屏蔽层，阻碍和延缓CO2气体进入油层，与原油作用能力下降。段塞驱油则是交替注入热水和CO2气体，CO2可以更充分地与原油发生作用，接触更多的残余油在溶解膨胀作用下流出岩心孔隙，在后续热水段塞驱替作用下驱出更多的原油，从而进一步提高驱油效率。
因九6区块尚未进行CO2驱油数模研究及现场实施，已开展的相关研究显示，王欢等[11]基于分流法数模研究，以新疆油田10个典型区块为研究对象，进行水驱后转CO2非混相驱评价，证实CO2明显提高了采收率，最终提高原油采收率的平均值为7.58%。对于接近九6区油藏条件的九7区，蒲丽萍等[12]进行了数模研究，九7区齐古组稠油浅层油藏孔隙度平均30.5%，平均含油饱和度71%，原油平均密度0.944 9 g/cm3，50 ℃平均黏度6 465 mPa·s。对6种注入气体吞吐方式进行了代表性的5口井资料对比数模分析：只注常温CO2、只注蒸汽、先注CO2后注蒸汽、先注蒸汽后注CO2、先注蒸汽后注CO2再注蒸汽、蒸汽和CO2同时注入，结果显示，与其他蒸汽加CO2组合相比，先注蒸汽再注CO2方式的效果最好(比纯蒸汽增油172 t，比蒸汽和CO2同时注入增油112 t)。
本实验是蒸汽(热水)与CO2交替段塞驱替方式，蒸汽的热效应与CO2在驱替过程多次接触原油，充分发挥其溶解、膨胀、降黏作用，从而更有利于驱油效率的提高。将为下一步该油藏实施CO2复合蒸汽开采的数模及现场实施提供有效的实验摸拟数据。
在驱替过程中，CO2和热水同时与原油发生降黏、膨胀、乳化作用等，尤其是CO2与原油的萃取分离作用会对原油性质变化产生影响[13]。因此，对驱替流出原油和岩心内残余油进行组分分析，结果见表 1。
从表 1可知，与实验前原油样品相比，热水/CO2混注与段塞驱出油中轻质组分(饱和烃和芳烃)质量分数增大，重质组分(胶质和沥青质)含量相对减小。岩心残余油中沥青质质量分数明显增加, 且高于驱出原油及原始油样，胶质含量减少。由于CO2萃取原油中轻质组分作用，使得驱替过程中轻质组分容易流出，混驱时增加了2.98%~6.77%，段塞驱增加了5.36%~5.84%。轻质组分被驱出后，导致岩心残余油重质组分含量相对上升。
根据九6区油藏条件，浅层低温、油藏压力高于水的饱和蒸汽压，注入高温蒸汽后，液化为热水状态，通过热水/CO2不同混合方式驱替模拟实验证实，热水复合CO2驱油明显提高了驱油效率，结合相关数模分析，为下一步现场实施提供了物模实验参考依据。
(1) 注入CO2能够有效地提高浅层稠油驱油效率，热水/CO2段塞驱优于混驱。实验表明，注入水气体积比1:3为最佳比例。与单纯热水驱油相比，最佳混驱时累积驱油效率达71.32%，增加幅度为17.21%；最佳段塞驱累积驱油效率为85.94%，增加幅度达36.75%。
(2) 蒸汽(热水)与CO2段塞驱替方式使蒸汽的热效应与CO2在驱替过程中多次与原油接触，充分发挥了其溶解、膨胀、降黏作用，更有利于驱油效率的提高。相关的蒸汽/CO2数模研究结果也已证实，蒸汽后再注CO2效果高于蒸汽与CO2同时注入效果。
(3) 实验驱出原油与岩心残余油组分变化分析表明，CO2对稠油具有明显的萃取分离作用，轻重组分明显分离，岩心内沥青质沉积导致含量增加。
2017, Vol. 46 Issue (6): 62-65, 78
2017, Vol. 46 Issue (6): 62-65, 78