鄭繼龍

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300452

CO2混相驅(qū)具有驅(qū)油效率高、成本低的優(yōu)勢(shì)，對(duì)于油田降本增效具有重要的貢獻(xiàn)，備受各大油田的重視。J 油田屬于非均質(zhì)裂縫性油藏，基于地層原油閃蒸實(shí)驗(yàn)確定J 油田流體組分及氣油比等物性參數(shù)，溶解氣油比為63～113 m3/m3、儲(chǔ)層原油黏度為0.66～3.04 mPa·s、地層飽和壓差為2.87～7.60 MPa，由此可知，該油田具有原油黏度低、溶解氣油比高的特點(diǎn)。其泡點(diǎn)壓力為5.78 MPa，當(dāng)油田開采壓力高于原油的泡點(diǎn)壓力時(shí)，地層原油的膨脹能較小。原油壓力在泡點(diǎn)壓力基礎(chǔ)上降低0.1 MPa 時(shí)，體系的黏度上升了64.95%、密度增加了16.09%，因此可知，該油田原油在進(jìn)行衰竭開采過程中，原油自身的膨脹能力降低速度快。因此，在該油田開展CO2混相驅(qū)存在混相難度大和氣竄嚴(yán)重的問題。基于此，如何有效降低J油田CO2驅(qū)混相壓力和氣竄問題是該油田開展CO2混相驅(qū)的首要任務(wù)。目前研究最小混相壓力（MMP）的方法較多，其中細(xì)管實(shí)驗(yàn)法測(cè)定的結(jié)果精確度和重復(fù)率較高，但是該方法測(cè)定工作量大、測(cè)定周期較長(zhǎng)［1］。而高溫高壓（HTHP）界面張力儀測(cè)定最小混相壓力實(shí)驗(yàn)具有方法簡(jiǎn)單、準(zhǔn)確度高、測(cè)定周期短等特點(diǎn)［2］。

因此，本文首先用細(xì)管實(shí)驗(yàn)法測(cè)定油田MMP［3］，再用高溫高壓界面張力儀測(cè)定MMP［4］，將2次測(cè)定的結(jié)果進(jìn)行比對(duì)，確定高溫高壓界面張力儀實(shí)驗(yàn)結(jié)果的可信度，最后基于高溫高壓界面張力儀篩選J油田CO2混相驅(qū)用降混劑。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 主要試劑與儀器

模擬水，J 油田地層水（CaCl2型，總礦化度3 650 mg/L）；CO2，太原市金汪氣體銷售有限公司；降混劑JHJ-1、降混劑JHJ-2、降混劑JHJ-3、降混劑JHJ-4和降混劑JHJ-5，天津雄冠有限公司。

KB23型高精度恒溫箱，賓德亞太（香港）有限公司；?3.6 mm×2 000 mm 細(xì)管實(shí)驗(yàn)儀，揚(yáng)州華寶石油儀器有限公司；QX5210-HC-A-AH-S 型高壓恒壓恒速泵，美國(guó)錢德工程有限公司；高溫高壓轉(zhuǎn)配樣裝置，海安石油科研儀器有限公司；BP-100-SS 型回壓控制閥，美國(guó)CoreLab 公司；德國(guó)Ritter 氣體流量計(jì)，上海韓順電子有限公司；高溫高壓界面張力儀裝置，自制。

1.2 實(shí)驗(yàn)操作步驟

1.2.1 細(xì)管實(shí)驗(yàn)法測(cè)最小混相壓力

按照實(shí)驗(yàn)流程圖（圖1）連接實(shí)驗(yàn)裝置，細(xì)管實(shí)驗(yàn)參數(shù)見表1。

表1 細(xì)管實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蛥?shù)

圖1 細(xì)管實(shí)驗(yàn)儀測(cè)最小混相壓力流程

首先，烘箱溫度調(diào)整到實(shí)驗(yàn)溫度，繼續(xù)加熱2 h。

其次，將細(xì)管實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ统檎婵?4 h 后加飽和水，測(cè)模型孔隙度和滲透率。

再次，配制模擬油，以細(xì)管實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蜏y(cè)定飽和油的含油飽和度，在油藏溫度條件下老化24 h。

最后，用CO2進(jìn)行最小混相壓力實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)壓力分別設(shè)置30、20、13.78、9和6 MPa，以0.001 96 mL/min流速注入1.2 PV 的CO2進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，再分別計(jì)算各壓力條件下的驅(qū)油效率［5］。

1.2.2 界面張力法測(cè)最小混相壓力

按照實(shí)驗(yàn)流程圖（圖2）連接高溫高壓界面張力儀裝置，以此測(cè)定流程氣密性。

圖2 高溫高壓界面張力儀裝置流程

設(shè)置實(shí)驗(yàn)溫度后，將CO2注入反應(yīng)釜至壓力達(dá)到測(cè)試壓力［6-7］。

將測(cè)試用的原油緩慢注入反應(yīng)釜，當(dāng)油滴即將脫落探針末端時(shí)拍攝油滴形態(tài)，并計(jì)算該壓力條件下的油氣界面張力［8-9］。

再按同樣的步驟測(cè)定其他壓力條件下的油氣界面張力。

2 結(jié)果與分析

2.1 細(xì)管實(shí)驗(yàn)法測(cè)定最小混相壓力

用CO2進(jìn)行最小混相壓力實(shí)驗(yàn)，在不同壓力條件下注入1.2 PV 的CO2后，參照文獻(xiàn)［10-11］分別計(jì)算各壓力條件下的驅(qū)油效率，結(jié)果見圖3。

圖3 累積驅(qū)油效率隨注入壓力變化關(guān)系

由圖3 可知：兩條直線的交匯點(diǎn)壓力為11.08 MPa；當(dāng)注入壓力低于該值時(shí)，隨著壓力的不斷增加，累積驅(qū)油效率增長(zhǎng)幅度很快；當(dāng)壓力高于該值時(shí)，隨壓力增加，累積驅(qū)油效率增加幅度變緩。因此，初步確定該油田的CO2驅(qū)最小混相壓力為11.08 MPa，而該油藏的壓力為9.89 MPa，低于最小混相壓力，在該油田注CO2無法達(dá)到混相時(shí)，需要降低該油田的最小混相壓力，才能達(dá)到CO2混相驅(qū)替的目的。

2.2 界面張力法測(cè)定最小混相壓力

利用高溫高壓界面張力儀測(cè)定J 油田原油壓力與CO2的界面張力，結(jié)果見圖4。

圖4 界面張力隨注入壓力變化曲線

由圖4 可知：界面張力與壓力呈線性關(guān)系，當(dāng)界面張力為0 時(shí)，計(jì)算得混相壓力為11.291 MPa，該壓力為界面張力儀測(cè)定得到的最小混相壓力。該壓力與細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)定的最小混相壓力差0.211 MPa，誤差為1.90%。可見，利用該方法測(cè)定體系的最小混相壓力，具有一定的可信度。

2.3 降混劑篩選實(shí)驗(yàn)

基于界面張力儀測(cè)定最小混相壓力實(shí)驗(yàn)研究得到具體實(shí)驗(yàn)方法，開展室內(nèi)降混劑篩選評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。由于該油田的地層壓力低于最小混相壓力，因此需要篩選CO2混相驅(qū)的降混劑來降低該油田的混相壓力。參照文獻(xiàn)［12］，利用高溫高壓界面張力儀對(duì)JHJ-1、JHJ-2、JHJ-3、JHJ-4 和JHJ-5 這5種降混劑進(jìn)行篩選評(píng)價(jià)，結(jié)果見圖5。

圖5 降混劑篩選實(shí)驗(yàn)

由圖5 可知：這5 種降混劑中僅有JHJ-2 和JHJ-3 能夠?qū)O2混相壓力降至該油藏的壓力以下，其中JHJ-2 降混效果最佳。因此，選用JHJ-2為該油田用降混劑。

2.4 降混劑段塞大小優(yōu)選

基于巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究降混劑注入與不同段塞大小的關(guān)系，選用注入段塞分別為0.05、0.10、0.20和0.50 PV的JHJ-2，進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見圖6。

圖6 累積驅(qū)油效率與段塞大小的變化關(guān)系

由圖6 可知：隨著注入段塞大小的不斷加大，累積驅(qū)油效率呈現(xiàn)先增大后降低的趨勢(shì)；當(dāng)注入段塞大小為0.10 PV 時(shí)，累積驅(qū)油效率為80.10%，達(dá)到最高，此時(shí)累積驅(qū)油效率比未注入JHJ-2 的驅(qū)油效率提高7.89%。因此，最終篩選出JHJ-2的最佳段塞大小為0.10 PV。

3 結(jié)論

1）J 油田地層壓力低于CO2驅(qū)最小混相壓力，因此驅(qū)替過程不能形成混相，為了能夠降低CO2驅(qū)替混相壓力，采用自制的高溫高壓界面張力儀測(cè)定CO2混相驅(qū)最小混相壓力，該裝置與細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果誤差僅為1.90%。

2）基于高溫高壓界面張力儀篩選出該油田CO2驅(qū)用最佳降混劑及其最佳段塞大小，結(jié)果表明JHJ-2為最佳降混劑，其最佳段塞大小為0.10 PV。