湯翔，李宜強(qiáng)，韓雪，周永炳，戰(zhàn)劍飛，徐苗苗，周銳，崔凱，陳小龍，王雷

（1.油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國(guó)石油大學(xué)（北京）），北京 102249；2.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；3.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，大慶 163712；4.中國(guó)石油南方石油勘探開(kāi)發(fā)有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)處，?？?570100；5.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028）

0 引言

近年來(lái)，致密油成為繼頁(yè)巖氣之后全球非常規(guī)油氣勘探開(kāi)發(fā)的又一熱點(diǎn)[1-3]。致密油的物性界限為地面空氣滲透率小于 1×10?3μm2或覆壓下滲透率小于0.1×10?3μm2[4]，其整體呈儲(chǔ)集層物性差、分布面積大、資源豐度低等特點(diǎn)[5-6]。目前，致密油的初步開(kāi)發(fā)多依靠水平井大規(guī)模體積壓裂，致密油衰竭生產(chǎn)具有初期產(chǎn)量高、中期產(chǎn)量遞減快、整體采出程度低的開(kāi)發(fā)特征[7]。致密油衰竭開(kāi)發(fā)后如何進(jìn)一步補(bǔ)充地層能量實(shí)現(xiàn)二次采油已成為提高致密油開(kāi)發(fā)效果面臨的重要問(wèn)題[8]。CO2吞吐作為致密油衰竭開(kāi)發(fā)后進(jìn)一步提高采收率的一種高效開(kāi)發(fā)方式，具有在提高原油采收率的同時(shí)對(duì)CO2進(jìn)行有效埋存的優(yōu)勢(shì)[9-10]，可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)境保護(hù)雙贏，日益受到業(yè)界重視[11-17]。

CO2吞吐驅(qū)油主要表現(xiàn)為非線性滲流特征，且CO2與原油之間具有交互作用，其滲流規(guī)律十分復(fù)雜[18-19]。1991年，國(guó)外研究人員綜合礦場(chǎng)數(shù)據(jù)、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬論證了 CO2吞吐在提高輕質(zhì)油藏采收率方面的可行性[20-21]；2013年，Hawthorne等[22]指出 CO2吞吐是致密油開(kāi)發(fā)的一種重要手段，且縫網(wǎng)規(guī)模是影響吞吐效果的關(guān)鍵性因素；2016年，Pu等[23]通過(guò)室內(nèi)柱狀巖心實(shí)驗(yàn)研究了CO2吞吐過(guò)程中燜井時(shí)間、注采周期、生產(chǎn)壓差對(duì) CO2吞吐效果的影響；2019年，Li等[24]基于CO2吞吐與N2吞吐的平行對(duì)比實(shí)驗(yàn)指出CO2的分子擴(kuò)散作用導(dǎo)致了大量的 CO2以溶解氣的形態(tài)存在于儲(chǔ)集層中，且有利于采收率的提高。但目前受模型尺寸、實(shí)驗(yàn)裝置與實(shí)驗(yàn)方法的限制，針對(duì)致密油 CO2吞吐的室內(nèi)物理模擬主要采用柱狀巖心[25-27]，難以準(zhǔn)確模擬致密油水平井體積壓裂后的復(fù)雜滲流規(guī)律[28-31]。雖已有學(xué)者開(kāi)展了大模型吞吐實(shí)驗(yàn)的相關(guān)研究[32-33]，但仍缺乏針對(duì) CO2吞吐過(guò)程中的動(dòng)態(tài)參數(shù)變化、影響因素以及采油機(jī)制方面的系統(tǒng)性研究。

本文基于大型露頭巖心及自主研發(fā)的高溫高壓物理模型實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)，建立了 CO2吞吐大模型物理模擬實(shí)驗(yàn)方法，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，開(kāi)展了多種方案的 CO2吞吐實(shí)驗(yàn)，重點(diǎn)分析了 CO2吞吐的動(dòng)態(tài)特征、影響因素及注采方式對(duì)采收率的貢獻(xiàn)。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 方形巖心CO2吞吐物理模擬系統(tǒng)

1.1.1 物理模型制作

實(shí)驗(yàn)用模型采用大型露頭巖心設(shè)計(jì)制作而成，露頭巖心滲透率 0.98×10?3μm2，孔隙度 10.94%。模型制作步驟為：①在大型致密砂巖露頭上切割出30 cm×30 cm×3.5 cm的方形巖心；②在巖心一側(cè)（見(jiàn)圖1）切割一條貫穿1#和2#壓力監(jiān)測(cè)孔（1#和2#孔間距26 cm）的空槽（槽寬0.2 cm），模擬具有無(wú)限導(dǎo)流能力的水平井；③垂直于水平井，在巖心平面邊長(zhǎng)的 1/3、2/3處切割長(zhǎng)15 cm、寬0.2 cm的空縫以模擬水力裂縫，為使裂縫具有較為穩(wěn)定的導(dǎo)流能力，從滲透率為 2 000×10?3μm2的巖心上切割出與空縫相同大小的巖心薄片并嵌入模型空縫中，同時(shí)為保證巖心薄片與致密模型之間無(wú)間隙，在巖心薄片表面涂細(xì)砂與環(huán)氧樹(shù)脂的混合物，并在巖心薄片放入模型空縫后進(jìn)行整體加熱老化，使高滲薄片與致密模型膠結(jié)形成一體，實(shí)現(xiàn)裂縫與模型一體化，最終形成的裂縫滲透率為 2 000×10?3μm2；④在模型表面布置多口壓力監(jiān)測(cè)、注采井（1#為實(shí)驗(yàn)注采井，2#-15#為壓力監(jiān)測(cè)孔，其中13#、14#、15#同時(shí)為飽和水、飽和油的備用井），隨后采用環(huán)氧樹(shù)脂對(duì)模型進(jìn)行整體澆注密封完成制作。

1.1.2 高溫高壓實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)

高溫高壓物理模型實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)（見(jiàn)圖2）主要包括：巖心模型、高溫高壓實(shí)驗(yàn)艙、多點(diǎn)壓力采集系統(tǒng)、溫度采集控制系統(tǒng)、節(jié)流閥、油氣水分離計(jì)量裝置、恒壓恒速泵等。其中，高溫高壓實(shí)驗(yàn)艙為可密封的圓柱形鋼制艙體，一側(cè)端面艙門可打開(kāi)，密封后艙內(nèi)充滿變壓器油，配合溫度采集控制系統(tǒng)及圍壓泵，可為巖心模型提供高溫高壓的外部環(huán)境；多點(diǎn)壓力采集系統(tǒng)主要是基于巖心模型上所布的多個(gè)壓力監(jiān)測(cè)孔（見(jiàn)圖1），通過(guò)管線連接到艙外壓力傳感器，實(shí)現(xiàn)對(duì)實(shí)驗(yàn)中巖心模型內(nèi)多點(diǎn)壓力的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)；節(jié)流閥則用于開(kāi)發(fā)時(shí)采出速度的控制。

圖2 高溫高壓實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)裝置示意圖

1.1.3 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

實(shí)驗(yàn)條件：實(shí)驗(yàn)溫度35 ℃，模型外部圍壓15 MPa。

實(shí)驗(yàn)材料：實(shí)驗(yàn)選用模擬油 35 ℃時(shí)黏度為 4.1 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水為模擬地層水，礦化度25 000 mg/L，35 ℃時(shí)黏度為 0.73 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用 CO2氣體純度99.9%。

實(shí)驗(yàn)方案：根據(jù)實(shí)驗(yàn)要求，按不同CO2注入量、燜井時(shí)間、注入速度等共設(shè)計(jì)16組實(shí)驗(yàn)方案（見(jiàn)表1）。

表1 方形巖心CO2吞吐實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)表

實(shí)驗(yàn)步驟：①將巖心模型放入高溫高壓實(shí)驗(yàn)艙內(nèi)，抽真空24 h以上，直至真空表顯示為真空狀態(tài)；②從1#孔對(duì)模型實(shí)施恒壓（0.1 MPa）注水，累計(jì)飽和 3 d后逐步提壓，待遠(yuǎn)端井（13#、14#、15#）監(jiān)測(cè)壓力開(kāi)始上升后，打開(kāi)遠(yuǎn)端井出液口，提高壓力至13.8 MPa實(shí)施水驅(qū)，水驅(qū)至2 PV（孔隙體積倍數(shù)）后結(jié)束水驅(qū)完成巖心飽和水，隨后根據(jù)注采液量計(jì)算模型飽和水量與孔隙度；③通過(guò)水平井注油、遠(yuǎn)端井采液的方式對(duì)巖心飽和油，注入壓力逐步提升至原始地層壓力（13.8 MPa），保證累計(jì)注入油量達(dá)3 PV且出液口不再有水產(chǎn)出后關(guān)閉出液口，水平井繼續(xù)注油至模型內(nèi)壓力（達(dá)原始地層壓力）分布均衡并靜置老化3 d，計(jì)算原始含油飽和度；④打開(kāi) 1#注采井回壓閥，控制出口壓力為5 MPa并保持恒定，進(jìn)行衰竭式開(kāi)發(fā)，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)模型各點(diǎn)壓力與采出液量，出液口不出液后停止；⑤衰竭開(kāi)發(fā)結(jié)束后關(guān)閉節(jié)流閥，恒速向 1#注采井注入CO2，到達(dá)設(shè)計(jì)量后停止并關(guān)井燜井，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)燜井期間模型各監(jiān)測(cè)點(diǎn)壓力；⑥燜井結(jié)束后，打開(kāi)1#注采井，控制出口壓力為5 MPa恒壓生產(chǎn)，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)模型各監(jiān)測(cè)點(diǎn)壓力，計(jì)量采出液量、氣量，待出口不出液后停止；⑦控制1#注采井井口壓力為5 MPa，同時(shí)以13.8 MPa恒壓從 13#、14#、15#注入油，驅(qū)替 2 PV以上且保證出口無(wú)水、氣產(chǎn)出后停止注入，觀察 1#注采井，無(wú)液體采出即可認(rèn)為巖心已恢復(fù)至衰竭開(kāi)發(fā)后的狀態(tài)；⑧根據(jù)實(shí)驗(yàn)方案，重復(fù)進(jìn)行步驟⑤—⑦，完成所有CO2吞吐實(shí)驗(yàn)。

1.2 長(zhǎng)巖心CO2吞吐實(shí)驗(yàn)

為保證長(zhǎng)巖心吞吐實(shí)驗(yàn)與方形巖心吞吐實(shí)驗(yàn)具有一定的相似性，長(zhǎng)巖心與方形巖心均取自同一塊大型露頭，且實(shí)驗(yàn)條件與方形巖心相同，注采壓差保持在8.8 MPa。實(shí)驗(yàn)巖心直徑2.5 cm，長(zhǎng)30 cm。因長(zhǎng)巖心孔隙體積較小，吞吐采油量也相對(duì)較小，依據(jù)傳統(tǒng)計(jì)量方式獲取的油量數(shù)據(jù)計(jì)算采收率具有較大的誤差。故本文采用稱重法計(jì)算吞吐采收率，即巖心實(shí)驗(yàn)前后分別進(jìn)行稱重，通過(guò)質(zhì)量差計(jì)算采出油量。長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)方案如表2所示，實(shí)驗(yàn)裝置如圖3所示。

表2 長(zhǎng)巖心吞吐實(shí)驗(yàn)方案表

長(zhǎng)巖心吞吐實(shí)驗(yàn)分為注 CO2升壓和注油升壓兩種注入方式。實(shí)驗(yàn)步驟為：①巖心抽真空后飽和油稱重，隨后將巖心放入夾持器內(nèi)；②對(duì)于實(shí)驗(yàn)17、18，打開(kāi)入口閥注CO2升壓，保證入口壓力持續(xù)穩(wěn)定在8.8 MPa，按方案設(shè)計(jì)時(shí)間燜井；③對(duì)于實(shí)驗(yàn)19、20，打開(kāi)入口閥注油升壓，巖心內(nèi)部壓力持續(xù)穩(wěn)定在8.8 MPa超過(guò)30 min后停注；打開(kāi)出口閥（出口壓力設(shè)置為8.8 MPa），在入口端恒壓8.9 MPa（略大于8.8 MPa）注CO2，快速清排夾持器入口端及巖心外圍多余油，完畢后關(guān)閉出口閥，重新將入口壓力穩(wěn)定在8.8 MPa，保持入口端開(kāi)啟，保壓慢注，按方案設(shè)計(jì)時(shí)間燜井；④關(guān)閉入口閥，打開(kāi)出口閥進(jìn)行降壓開(kāi)采，出口端壓力降至大氣壓且無(wú)流體產(chǎn)出時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)，取出巖心稱重，計(jì)算采收率。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 方形巖心衰竭開(kāi)發(fā)特征

衰竭開(kāi)發(fā)過(guò)程中，方形巖心內(nèi)部壓力由13.8 MPa逐步衰竭至5 MPa，采收率為8.13%。采用Arps產(chǎn)量遞減模型[34]對(duì)衰竭開(kāi)發(fā)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合（見(jiàn)圖 4，擬合公式見(jiàn)（1）式），發(fā)現(xiàn)遞減率與產(chǎn)量之間相關(guān)性良好（復(fù)相關(guān)系數(shù)R2為0.844 0），遞減指數(shù)為0.739 2，屬雙曲遞減，這與現(xiàn)場(chǎng)研究結(jié)果基本一致[35]，說(shuō)明實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)是合理的。

2.2 方形巖心CO2吞吐生產(chǎn)特征

以表1中實(shí)驗(yàn)方案1為例，分析注CO2吞吐過(guò)程中燜井階段與開(kāi)發(fā)階段的動(dòng)態(tài)特征。

2.2.1 燜井階段

圖5為注CO2燜井階段的井底壓力曲線，可以看出燜井初期（2 h以內(nèi)）壓力降落相對(duì)較快，燜井中期（2～14 h）井底壓力呈線性下降，燜井后期（大于14 h）井底壓力基本穩(wěn)定。

圖5 注CO2燜井階段井底壓力變化曲線

圖6為燜井階段4個(gè)不同時(shí)刻模型內(nèi)的壓力場(chǎng)分布。從圖6a、圖6b可以看出：燜井1 min及1 h，近井地帶與遠(yuǎn)井地帶存在明顯壓差（約為0.6 MPa與0.2 MPa），由于壓差的存在，流體發(fā)生流動(dòng)，同時(shí)CO2在油相中擴(kuò)散溶解，導(dǎo)致該階段井底壓力快速下降；燜井8 h（見(jiàn)圖6c），模型內(nèi)壓力分布逐步均衡（壓差小于 0.1 MPa），因壓差引起的流體流動(dòng)明顯減弱，CO2在油相中的擴(kuò)散溶解起主導(dǎo)作用；燜井 24 h（見(jiàn)圖6d），模型整體壓力穩(wěn)定在 12.8 MPa左右，因壓差引起的流體流動(dòng)基本停止，后續(xù)壓力的下降主要受 CO2在油相中的擴(kuò)散溶解作用的影響。

圖6 注CO2后不同燜井時(shí)刻模型的壓力分布

2.2.2 開(kāi)發(fā)階段

圖 7為開(kāi)發(fā)階段井底壓力、累計(jì)產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)氣量（標(biāo)況）隨時(shí)間的變化曲線?？梢钥闯鲩_(kāi)發(fā)過(guò)程具有井底壓力下降先快后慢、產(chǎn)氣速率先高后低、產(chǎn)油速率先低后高再低的特征。

圖7 CO2吞吐開(kāi)發(fā)階段生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

圖8為氣油比與產(chǎn)油速率隨時(shí)間的變化關(guān)系曲線，由圖可將 CO2吞吐開(kāi)發(fā)階段劃分為 4個(gè)階段：①CO2返排階段（0～1 min），該階段時(shí)間較短，主要是受水平井及裂縫中剩余 CO2快速返排的影響，井口大量產(chǎn)氣，基本無(wú)油產(chǎn)出，受單相氣體快速返排的影響，井底壓力快速下降；②產(chǎn)氣攜油階段（1～29 min），主要受近井地帶基質(zhì)中大量游離 CO2的影響，近井地帶基質(zhì)中剩余油與游離 CO2長(zhǎng)時(shí)間接觸并充分溶脹，隨著井底壓力的降低，膨脹原油被游離 CO2反向驅(qū)替、攜帶產(chǎn)出，該階段表現(xiàn)為大段氣、小段油的氣驅(qū)特征，且不同時(shí)刻的產(chǎn)油速率與氣油比波動(dòng)大；同時(shí)，大量游離氣的膨脹效應(yīng)減緩了井底壓力的下降速度，井底壓力相對(duì)平緩，而隨著游離氣快速減少，氣油比整體上呈快速下降趨勢(shì)；③高速產(chǎn)油階段（29～35 min）：隨著大量游離氣的產(chǎn)出，基質(zhì)中游離氣明顯減少，驅(qū)替方式由游離氣驅(qū)向溶解氣驅(qū)轉(zhuǎn)變，因此該階段油相產(chǎn)出速率大幅提高，且氣油比在低點(diǎn)相對(duì)穩(wěn)定；同時(shí)受游離氣相減少的影響，氣體的膨脹效應(yīng)減弱，井底壓力的下降速度略有加快；④產(chǎn)油速率減緩階段（35～44 min），隨著巖心模型中溶解氣驅(qū)進(jìn)入后期，巖心內(nèi)供液能力明顯下降，生產(chǎn)壓差逐步趨近于零，產(chǎn)油速率與產(chǎn)氣速率也逐步趨近于零。

圖8 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)與生產(chǎn)時(shí)間關(guān)系曲線

圖9為4個(gè)開(kāi)發(fā)階段某時(shí)刻的壓力分布。由圖9a可以看出，CO2返排階段巖心壓力下降幅度較小，模型遠(yuǎn)端與井底存在著較大的壓力差（約1.4 MPa），主要反映井底氣體的快速返排；產(chǎn)氣攜油階段巖心壓力整體下降（見(jiàn)圖9b），油、氣開(kāi)始產(chǎn)出，遠(yuǎn)端不斷向近井地帶供液，遠(yuǎn)端與井底之間壓差變?。s0.7 MPa）；高速產(chǎn)油階段巖心壓力整體較低（見(jiàn)圖9c），模型遠(yuǎn)端與井底壓差進(jìn)一步減?。s0.2 MPa），油中溶解的CO2大量析出、膨脹成為原油產(chǎn)出的主要?jiǎng)恿?lái)源；產(chǎn)油速率減緩階段巖心壓力趨近于出口壓力（5 MPa），模型遠(yuǎn)端與井底壓差極小，油中溶解的 CO2基本全部析出，驅(qū)動(dòng)能量枯竭，生產(chǎn)趨于停止。

圖9 不同開(kāi)發(fā)階段模型的壓力分布

圖10為采出程度與井底壓力的關(guān)系曲線?？梢钥闯?，曲線呈“兩段式”特征，即開(kāi)發(fā)初期井底壓力大于7.95 MPa時(shí)，隨著井底壓力的降低采出程度上升速度慢，而當(dāng)井底壓力低于7.95 MPa后，采出程度上升速度明顯加快。

圖10 采出程度與井底壓力的關(guān)系

CO2的體積膨脹增加倍數(shù)可采用（2）式計(jì)算[5]。

設(shè)初始?jí)毫?2.8 MPa，計(jì)算并繪制降壓過(guò)程中CO2因密度變化導(dǎo)致的體積膨脹增加倍數(shù)曲線（見(jiàn)圖11）。可以看到，井底壓力與采出程度關(guān)系曲線與CO2體積膨脹增加倍數(shù)曲線形態(tài)基本一致，說(shuō)明無(wú)論是游離 CO2的攜油作用還是溶解氣的驅(qū)動(dòng)，CO2吞吐產(chǎn)油的主要?jiǎng)恿υ从跉怏w的膨脹作用，故 CO2吞吐開(kāi)發(fā)階段呈現(xiàn)出彈性氣驅(qū)的特征。

圖11 CO2氣體體積膨脹增加倍數(shù)與井底壓力的關(guān)系

2.3 注CO2吞吐影響因素

2.3.1 CO2注入量

CO2注入量對(duì)吞吐開(kāi)發(fā)效果的影響較大。采用表1中方案1—5的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算并繪制采收率與CO2注入量的關(guān)系曲線（見(jiàn)圖 12），可以看出隨著 CO2注入量的增加，采收率由1.55%增加至3.13%，但油氣置換率由1.93 g/g降低至0.42 g/g。從曲線變化趨勢(shì)看，隨著注入量的增加，采收率上升逐步趨緩，油氣置換率下降同樣逐步趨緩。需要通過(guò)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)進(jìn)行優(yōu)化 CO2注入量。

圖12 采收率、油氣置換率與CO2注入量關(guān)系圖

2.3.2 燜井時(shí)間

采用表1中方案1和方案6—10的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算并繪制采收率與燜井時(shí)間的關(guān)系曲線（見(jiàn)圖13）。可以看出燜井時(shí)間越長(zhǎng)，采收率越高，但上升的速度逐步趨緩，燜井時(shí)間為14 h為明顯拐點(diǎn)。同時(shí)由圖5可知，燜井時(shí)間超過(guò)14 h后井底壓力趨于穩(wěn)定，巖心內(nèi)壓差消失，流體流動(dòng)停止，CO2擴(kuò)散溶解的有效波及范圍基本穩(wěn)定，繼續(xù)燜井對(duì)采收率的貢獻(xiàn)甚微?，F(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)可通過(guò)井底壓力是否穩(wěn)定判斷燜井是否充分。

圖13 采收率與燜井時(shí)間的關(guān)系

2.3.3 開(kāi)采速度

采用表1中方案1和方案11—14的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算并繪制采收率與開(kāi)發(fā)時(shí)間的關(guān)系曲線（見(jiàn)圖14），可以看出隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間縮短、開(kāi)采速度加快，采收率也由3.85%降低至1.18%，可見(jiàn)開(kāi)采速度對(duì)CO2吞吐開(kāi)發(fā)效果的影響較大，總的來(lái)說(shuō)，較低的開(kāi)采速度有利于CO2吞吐開(kāi)發(fā)效果的提高。

圖14 采收率與開(kāi)發(fā)時(shí)間的關(guān)系

2.3.4 CO2注入速度

表 1中實(shí)驗(yàn)方案 1、15和 16的采收率分別為3.13%、3.27%和 3.18%，可以看出 CO2注入速度對(duì)采收率的影響并不明顯。這主要是因?yàn)槭覂?nèi)實(shí)驗(yàn)所用巖心基本為均質(zhì)，且模型具有明顯的封閉邊界，CO2的流動(dòng)范圍相對(duì)有限，注入速度的變化對(duì)油氣前緣的影響并不明顯。實(shí)際礦場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，因儲(chǔ)集層往往具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，同時(shí) CO2的流動(dòng)范圍較大，這些因素均會(huì)影響 CO2在不同注入速度下的推進(jìn)方式與作用距離，進(jìn)而影響開(kāi)發(fā)效果。

2.4 注CO2吞吐采油機(jī)制

基于 CO2吞吐波及方式的差異，可將吞吐過(guò)程中波及的原油分為流動(dòng)波及與擴(kuò)散波及兩類[22,36]，其中流動(dòng)波及是指在壓差的作用下 CO2進(jìn)入基質(zhì)的波及部分，擴(kuò)散波及是指 CO2依靠分子擴(kuò)散作用在原油中的波及區(qū)域（見(jiàn)圖 15）。流動(dòng)波及主要采油機(jī)理為 CO2溶解、膨脹、萃取，即原油與 CO2充分接觸后部分膨脹或被萃取，隨游離 CO2返排采出；擴(kuò)散波及主要采油機(jī)理為溶解氣驅(qū)作用，即 CO2依靠分子擴(kuò)散作用從氣相前緣進(jìn)一步向油相中擴(kuò)散，部分CO2溶解于原油，開(kāi)發(fā)過(guò)程中隨壓力下降逐步析出，形成溶解氣驅(qū)。

圖15 流動(dòng)波及與擴(kuò)散波及示意圖

長(zhǎng)巖心CO2吞吐實(shí)驗(yàn)中方案17、18為常規(guī)注CO2吞吐開(kāi)發(fā)實(shí)驗(yàn)，其采收率包含流動(dòng)波及與擴(kuò)散波及兩者的貢獻(xiàn)；方案19、20在補(bǔ)充巖心能量時(shí)先進(jìn)行注油升壓（至8.8 MPa），待巖心內(nèi)部壓力穩(wěn)定后，再保壓慢注，實(shí)現(xiàn)巖心端面與 CO2氣體無(wú)壓差長(zhǎng)期接觸，消除了因壓差引起的流動(dòng)波及，故方案19、20的采收率僅由擴(kuò)散波及貢獻(xiàn)。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)圖16）表明，隨著燜井時(shí)間增加，注氣升壓采收率（包含流動(dòng)波及、擴(kuò)散波及兩部分）由2.53%提高至5.42%，注油升壓采收率（僅包含擴(kuò)散波部分）由1.26%提高至4.03%。在相同的燜井時(shí)間條件下，不同升壓模式采收率的差值即為流動(dòng)波及對(duì)采收率的貢獻(xiàn)值，據(jù)此計(jì)算得燜井0.25 h與48.00 h的流動(dòng)波及采收率分別為1.27%、1.39%，而擴(kuò)散波及采收率分別為1.26%、4.03%?？梢钥闯鲭S著燜井時(shí)間增加，流動(dòng)波及采收率變化不太明顯，而擴(kuò)散波及采收率則提高了 2.77%，說(shuō)明室內(nèi)實(shí)驗(yàn)條件下注 CO2吞吐，燜井時(shí)間足夠長(zhǎng)，采收率的貢獻(xiàn)主要來(lái)源于擴(kuò)散波及，溶解氣驅(qū)起主導(dǎo)作用。

圖16 長(zhǎng)巖心注CO2吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 結(jié)論

CO2吞吐開(kāi)發(fā)可分為 CO2返排、產(chǎn)氣攜油、高速產(chǎn)油、產(chǎn)油速率減緩 4個(gè)階段，產(chǎn)氣攜油階段以游離氣驅(qū)為主，高速產(chǎn)油階段以溶解氣驅(qū)為主。

CO2注入量與開(kāi)采速度是影響吞吐效果的主要因素，CO2注入量越大，開(kāi)采速度越低，采收率越高，合理的 CO2注入量與開(kāi)采速度需結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)需求及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)確定。CO2吞吐開(kāi)發(fā)存在合理燜井時(shí)間，超過(guò)該時(shí)間繼續(xù)燜井對(duì)提高采收率貢獻(xiàn)不大，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，可通過(guò)井底壓力是否穩(wěn)定判斷燜井是否充分。

CO2吞吐開(kāi)發(fā)采收率的貢獻(xiàn)主要來(lái)源于流動(dòng)波及與擴(kuò)散波及，燜井時(shí)間足夠長(zhǎng)時(shí)，采收率的貢獻(xiàn)主要來(lái)源于擴(kuò)散波及，溶解氣驅(qū)起主導(dǎo)作用。

符號(hào)注釋：

D——遞減率，s?1；E——CO2體積膨脹增加倍數(shù)，無(wú)因次；Q——遞減階段產(chǎn)量，mL/min；V0——開(kāi)采前初始?jí)毫ο翪O2初始體積，m3；Vi——開(kāi)采過(guò)程中不同壓力下CO2體積，m3；ρ0——開(kāi)發(fā)前初始?jí)毫ο?CO2密度，kg/m3；ρi——開(kāi)采過(guò)程中不同壓力下CO2密度，kg/m3。