鄂北致密气藏注CO2驱替提高采收率实验研究

杜建芬，赵 勇，郭 平，赵清民

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 6105002;2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100000)

鄂北致密气藏是中国一个典型的低渗透气田,主力产气层段为下石盒子组一段、山西组和太原组,钻遇地层自上而下为第四系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、奥陶系。在石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组均发现了具有开采价值的致密砂岩气藏，其中下石盒子组气藏储量最为富集，是该区的主力产气层。针对鄂北气田致密的特性，采用注CO2的方式来提高气藏采收率是一种新的发展趋势。

在天然气藏中实施CO2埋存并利用超临界CO2进行提高天然气采收率的技术从提出至今已经在全球范围内研究了近20年，但目前为止，国外已公布的提高采收率固碳(CSEGR)现场试验还较少，主要分布在美国新墨西哥[1]、加拿大[2]、挪威、荷兰[3]、匈牙利[4]、德国、阿尔及利亚等地。其中2004年荷兰对K-12B气田开展了CO2埋存可行性评价并成功实施埋存，这也是世界上第一个CO2分离回注入原始气藏的现场项目。目前，中国碳捕获利用与封存(CCUS)中与增加油气产油链相结合的现场实施工程只有吉林油田(CO2-EOR)、山西沁水煤层气(CO2-ECBM)，还未对普通气藏实施过CO2埋存项目。但中国天然气资源丰富，天然气开采之后，在天然气藏中产生大量空的储集空间，利用气藏良好的封闭性以及CO2的强压缩性，可用于储存CO2。

注入CO2可以使地层复压，阻止和减缓地层下沉及水浸。采用CO2驱气，可以得到有利的流度比和稳定的驱替前缘，同时由于重力分异作用，最终可有效提高致密气藏的采收率，CO2具有高注入性、高溶解性、高回收利用率等特征，将会大大提高EGR的有效性[5]。CO2埋存于干气藏中安全可靠、存储量大、成本低,同时可采出部分剩余天然气;束缚水可减弱储层非均质性对干气藏CO2驱的影响;在中高渗气藏中,与气态CO2驱相比,液态或超临界态CO2驱效果更好;进行气态CO2驱开注时气藏压力越小,注入压力和注入速度越大,其提高采收率效果越好[6]。Sim等[7]在压力0.7～3.5 MPa条件下，开展了系列长岩心驱气实验，实验采用直径5 cm,长度为200 cm，渗透率为2 000 mD，孔隙度为43%的填砂管。研究了注入气性质，驱替速度，驱替压力和束缚水的影响。结果显示烟道气低渗驱替的时候分子扩散对CH4采收率影响很大，烟道气最终采收率较纯CO2驱高。Turta等[1]应用直径3.8 cm和长度30.4 cm的岩心(渗透率为500 mD，孔隙度为25%)在6.2 MPa和70 ℃条件下展开了N2和CO2驱替CH4的实验。认为可以利用直接注入烟道气来实施CSEGR(carbon sequestration with enhanced gas recovery)项目。孙杨等[8]开展了不同压力下超临界CO2驱替效率及渗流机理。认为气藏中所储存的具有开发潜力的天然气会挤占超临界CO2的地层空间,影响其稳定埋存;选择适合的超临界CO2稳定埋存深度,在埋存的同时利用CO2驱替开采天然气,有利于CO2埋存并降低成本。汤勇等[9]在80 ℃和8 MPa条件下利用地层真实岩心研究了CO2驱替CH4长岩心实验中驱替速度，地层倾角存在对提高CH4采收率的影响，认为CH4的采收率随驱替速度的增加略有增加，重力作用对CO2提高采收率影响较大。史云清等[10]在压力25 MPa条件下，开展了长岩心CO2驱替CH4实验，实验采用1 m长的岩心，先进行衰竭实验至8 MPa后再进行CO2驱替，认为超临界CO2驱替天然气效果显著，技术上是可行的。高宇琼等[11]从实验和数值模拟两方面对超临界CO2驱替置换页岩气效果进行了评价，结果表明与CH4相比，CO2在页岩孔隙表面吸附量更大，微孔-介孔内扩散更慢，宏孔内渗流时黏度导致的渗流阻力更大，以及超临界CO2对CH4存在“阻溶”现象，因而呈现活塞式驱替，能够实现驱替置换页岩气目的[12]。中国在气藏注CO2的研究仍然处于室内实验研究阶段，建议下一步在鄂北气藏开展一些现场先导试验从而获取相关数据，更好地为中国CO2减排和工业化应用提供技术支撑。

中外研究显示，气藏中注CO2不但可以实现超临界CO2的埋存，同时可以提高天然气的采收率，从而降低碳捕获与封存(CCS)的成本。总的来说，虽有部分文献介绍了气藏直接气驱气的实验，但直接针对CO2驱替天然气所做的研究较少。大多数研究的气藏地质条件不明确，CO2驱替的合理工作制度也不明确，针对上述问题，通过地层温度85 ℃，原始地层压力25 MPa条件下开展了CO2驱替长岩心实验。研究了注入时机、注入速度、储层渗透率和地层倾角存在对CH4采收率、CO2突破时间及埋存的影响规律。首次研究了不同地层压力下注CO2的驱替效率及相应突破时间。为致密气藏开展注CO2矿场试验提供理论数据支持。另外还建立了一套系统的长岩心CO2驱替天然气的室内试验方法。该研究对于气藏中注CO2提高天然气采收率技术发展具有实际意义。同时对中国CO2节能减排的技术储备和能源开发具有现实意义。

1 实验样品及流程

1.1 实验样品

实验用气;商业CO2，天然气(表1)；实验用水为CaCl2水型，矿化度为14 947.5 mg/L。

表1 实验所用气样摩尔组成Table 1 Molar composition of gas samples for experiments

实验岩心采用北京华瑞新城科技有限公司生产的岩心，其具体物性参数如表2所示。

表2 岩心物性参数Table 2 Core physical parameters

1.2 实验设计

设计了13组长岩心衰竭CO2驱替实验。分别包括四组注入压力实验：分别衰竭至5、8、12、16 MPa,后在进行CO2驱替实验；四组注入速度实验：衰竭到指定压力点后进行驱替，驱替速度分别为：0.05、0.1、0.2、0.4 mL/min。三组不同渗透率实验：0.1、0.5、3 mD。4组地层倾角实验：高注低采 5°，高注低采45°，低注高采 5°，低注高采 45°。

1.3 实验设备及流程

实验设备为加拿大进口的Hycal长岩心驱替装置。该装置的最高工作压力为100 MPa，最高工作温度为200 ℃，岩样长度为1 m，岩心束缚水饱和度均为35%。长岩心实验流程要分为3个部分：注入系统、岩心加持器系统和采出系统、三个系统为独立的板块结构。注入系统包括入口驱替泵、围压泵、两个中间容器(分别放置天然气、CO2气样)，长岩心夹持器是长岩心驱替装置中的关键部分，主要由长岩心外筒、胶皮套和轴向连接器组成。采出系统包括回压阀、气量计、密度仪和气相色谱仪等。实验装置如图1所示，实验流程如图2所示。

图1 高温、高压长岩心驱替实验装置Fig.1 High temperature and high pressure long core displacement experimental device

1、2、3为阀门；4、5为中间容器开关；6、7、8、9为三通阀开关；10、11为三通阀；12为压力表；13为岩心；14为岩心夹持器；15、16、17为压力表图2 高温、高压长岩心驱替实验流程Fig.2 Flow chart of high temperature and high pressure long core displacement experiment

1.4 实验条件及主要步骤

实验温度为85 ℃，地层压力为25 MPa，采用恒速驱替方式。主要步骤如下：

(1)实验准备：实验前清洗烘干岩心，然后将岩心放入长岩心夹持器后按照实验流程图正确安装各实验仪器，并对各实验仪器进行校正。然后石油醚清洗岩心并用氮气吹干，抽空6 h。

(2)岩心建立束缚水：控制入口泵将复配地层水注入长岩心，并记录泵值计算长岩心饱和水量，计算岩心的束缚水饱和度。

(3)系统建压升温：岩心建立束缚水后，通过开关装有天然气的中间容器的阀门，逐级升高压力至原始地层压力25 MPa，在此过程中围压高于入口压力约5 MPa。待压力稳定之后，将实验温度升至地层温度85 ℃。

(4)进行实验：待整个实验系统稳定12 h左右后，将压力分别衰竭至16、12、8、5 MPa后开始进行驱替实验，。衰竭过程中记录出气量，驱替实验过程中，记录泵的排量、入口压力、出口压力、围压、出气量、组分含量的变化数据。

(5)清洗岩心：实验结束后，用无水酒精清洗岩心，无水酒精清洗岩心中的地层水，清洗干净后，拆开装置，按照步骤(1)～(4)，完成下一组实验。

2 结果与讨论

2.1 注入时机影响

目标岩心渗透率为1 mD，建立束缚水后，进行衰竭实验模拟多级降压开采，衰竭间隔为2 MPa,最终将压力将至16、12、8、5 MPa后开始进行CO2驱替实验，注入压力比目标压力高2 MPa，驱替压差为2 MPa，实时记录出口端的产气量并对气体进行收集，采用色谱进行气体组分分析，检测CO2突破运移特征，计算CO2驱替效率，直至出口端CO2气体组分含量达到95%以上时停止实验，CO2突破情况如表3所示，实验结果如图3～图5所示。

表3 不同注入压力下CO2驱替天然气实验结果Table 3 Experimental results of CO2 displacement of natural gas under different injection pressures

图3 不同注入压力下累积采收率随衰竭压力的变化Fig.3 Changes of cumulative recovery with depletion pressure under different injection pressures

图4 不同注入压力下采出气中CO2含量随注入体积的变化Fig.4 Change of CO2 component content with injection volume in exhausted gas under different injection pressures

图5 不同注入压力下累计采收率随注入体积的变化Fig.5 Changes of cumulative recovery with injection volume under different injection pressures

CO2驱替天然气实验中，从25 MPa衰竭到5 MPa时采收率为79.47%，5 MPa下驱替过程中采出程度为14.7%，总采收率94.17%；从25 MPa衰竭到8 MPa时的累积采收率为69.13%，8 MPa下驱替过程中的采出程度为23.13%，总采收率92.26%。从25 MPa衰竭到12 MPa时的累积采收率为53.04%，12 MPa下驱替过程中的采出程度为33.44%，总采收率86.48%。从25 MPa衰竭到16 MPa时的累积采收率为34.13%，16 MPa下驱替过程中的采出程度为46.24%，总采收率80.37%。致密气藏衰竭开采实验，衰竭压力越低，则累计采收率越大，分析认为CO2以5 MPa的压力下驱替时，CO2状态为气相，随着压力增大到8 MPa时，CO2以超临界状态存在于岩心当中，CO2的状态趋近于液体，此时CO2以液态的形式驱替，以气态的形式进行扩散，气-液间界面张力远远大于气-气间界面张力，如图6所示，随着压力的增加，CO2的密度逐渐增大，CO2与天然气之间的界面张力也逐渐增大，驱替方式更加接近于活塞式驱替，故高压驱替时提采效果更好。

图6 85 ℃下CO2密度随压力的变化关系Fig.6 Variation of CO2 density with pressure at 85 ℃

2.2 注入速度影响

目标岩心渗透率为1 mD，岩心建立束缚水后，进行衰竭实验模拟多级降压开采，衰竭间隔为2 MPa,最终将压力将至5 MPa后开始进行四组CO2驱替实验，注入压力为7 MPa，注入速度分别为0.05、0.1、0.2、0.4 mL/min。驱替压差为2 MPa，实时记录出口端的产气量并对气体进行收集，采用色谱进行气体组分分析，检测CO2突破运移特征，计算CO2驱替效率，直至出口端CO2气体组分含量达到95%以上时停止实验，CO2突破情况如表4所示，实验结果如图7～图9所示。

表4 不同驱替速度下CO2驱替天然气实验结果Table 4 Experimental results of CO2 displacement of natural gas at different displacement velocities

图7 不同注入速度下累积采收率随衰竭压力的变化Fig.7 Changes of cumulative recovery with depletion pressure at different displacement velocities

图8 不同注入速度下采出气中CO2含量随注入体积的变化Fig.8 Changes of CO2 content in produced gas with injection volume at different displacement velocities

图9 不同注入速度下累计采收率随注入体积的变化Fig.9 Changes of cumulative recovery with injection volume at different displacement velocities

CO2驱替天然气实验中，从25 MPa衰竭到5 MPa时采收率为79.38%，0.05 mL/min下驱替过程中采出程度为14.4%，总采收率93.37%；0.1 mL/min下驱替过程中采出程度为14.7%，总采收率94.17%；0.2 mL/min下驱替过程中采出程度为15.22%，总采收率94.76%；0.4 mL/min下驱替过程中采出程度为15.95%，总采收率95.42%；不同驱替速度下出口端CO2组成和天然气采收率与CO2注入孔隙体积倍数如图9所示。当驱替相同孔隙体积时，驱替速度越小，CO2突破时间越早。在0.05 mL/min和0.1 mL/min驱替速度下注入约0.5 HCPV时CO2突破，而驱替速度在0.2 mL/min和0.4 mL/min时CO2的突破时间在0.6HCPV时突破，较前两者晚突破约0.1HCPV，同时可见当速度增加到一定程度时，突破时间基本接近。CH4最终采收率随着驱替速度增加略有增加，驱替速度0.4 mL/min比0.05 mL/min采收率高约1.93%。分析认为驱替速度增加时，CO2在岩心中的波及效率更广泛，驱替时可以将岩心小孔隙中的天然气更好地抽提出来，故其最终采收率会略有增加。

2.3 渗透率的影响

岩心建立束缚水后，进行衰竭实验模拟多级降压开采，衰竭间隔为2 MPa,最终将压力降至5 MPa后开始进行三组CO2驱替实验，注入压力为7 MPa，三组渗透率分别为0.1、0.5、3 mD。驱替压差为2 MPa，实时记录出口端的产气量并对气体进行收集，采用色谱进行气体组分分析，检测CO2突破运移特征，计算CO2驱替效率，直至出口端CO2气体组分含量达到95%以上时停止实验，CO2突破情况如表5所示，实验结果如图10～图12所示。

表5 不同渗透率下CO2驱替天然气实验结果Table 5 Experiments on CO2 displacement of natural gas at different permeability

图10 不同渗透率下累积采收率随衰竭压力的变化Fig.10 Changes of cumulative recovery with depletion pressure at different permeability

图11 不同渗透率下采出气中CO2含量随注入体积的变化Fig.11 Changes of CO2 content in produced gas with injection volume at different permeability

图12 不同渗透率下累计采收率随注入体积的变化Fig.12 Changes of cumulative recovery with injection volume of HCPV at different permeability

CO2驱替天然气实验中，渗透率为0.1 mD条件下驱替过程中采出程度为14.64%，总采收率92.50%；渗透率为0.5 mD条件下驱替过程中采出程度为15.24%，总采收率93.73%；渗透率为1 mD条件下驱替过程中采出程度为14.7%，总采收率94.17%；渗透率为3 mD条件下驱替过程中采出程度为19.24%，总采收率97.51%；如图11所示，低渗岩心CO2的突破时间在0.8HCPV左右，这是由于低渗条件下CO2扩散系数较小，因此CO2的突破时间比较晚，但低渗透岩心的驱替效率较差，高渗岩心CO2的突破时间在0.5HCPV左右，高渗岩心较低渗岩心的突破时间较早，但其岩心渗透率较高，驱替效率较好，因此其总采收率大于低渗透岩心，高渗岩心比低渗岩心累积采收率大5.01%。

2.4 地层倾角的影响

目标岩心渗透率为1 mD，岩心建立束缚水后，进行衰竭实验模拟多级降压开采，衰竭间隔为2 MPa,最终将压力降至5 MPa后开始进行四组CO2驱替实验，注入压力为7 MPa，四组倾角情况分别为高注低采 5°，高注低采45°，低注高采 5°，低注高采 45°。驱替压差为2 MPa，实时记录出口端的产气量并对气体进行收集，采用色谱进行气体组分分析，检测CO2突破运移特征，计算CO2驱替效率，直至出口端CO2气体组分含量达到95%以上时停止实验，CO2突破情况如表6所示，实验结果如图13～图15所示。

表6 不同地层倾角下CO2驱替天然气实验结果Table 6 Experimental results of CO2 displacement of natural gas at different formation dips

图13 不同地层倾角下累积采收率随衰竭压力的变化Fig.13 Changes of cumulative recovery with depletion pressure at different formation dips

图14 不同地层倾角下采出气中CO2组分含量随注入体积HCPV的变化Fig.14 Changes of CO2 content in produced gas with injection volume at different formation dips

图15 不同地层倾角下累计采收率随注入体积的变化Fig.15 Cumulative recovery with injection volume at different formation dips

CO2驱替天然气实验中，水平驱替条件下驱替过程中采出程度为14.7%，总采收率94.17%；高注低采5°条件下驱替过程中采出程度为14.56%，总采收率93.71%；高注低采45°条件下驱替过程中采收率为13.65%，总采收率92.69%。低注高采5°条件下驱替过程中采出程度为16.09%，总采收率94.54%；低注高采45°条件下驱替过程中采出程度为17.62%，总采收率95.74%。CO2水平驱替天然气时CO2的突破时间约在0.5HCPV，地层倾角为5°高注低采时CO2的突破时间约在0.5HCPV，地层倾角为45°高注低采时CO2的突破时间约在0.4HCPV。地层倾角为5°低注高采时CO2的突破时间约在0.52HCPV，地层倾角为45°低注高采时CO2的突破时间约在0.66HCPV。分析认为当岩心入口端抬高时，受重力作用明显，CO2更容易驱替至低部位，CO2突破较早，过渡带(出口见CO2到CO2达到100%阶段)的时间更长。

3 结论

(1)致密气藏注CO2提高采收率，采用CO2驱替天然气，可以得到有利的流度比和稳定的驱替前缘，同时由于重力分异的作用，最终可以提高致密气藏的采收率；致密气藏衰竭开采实验，衰竭压力越低，则累计采收率越大；采用CO2驱替可增产13%～19%，CO2驱替天然气效果显著，技术上是可行的。

(2)当驱替相同孔隙体积时，驱替速度越小，CO2突破时间越早。在0.05、0.1 mL/min驱替速度下注入约0.5HCPV时CO2突破，而驱替速度在0.2、0.4 mL/min时CO2的突破时间在0.6HCPV时突破，较前两者晚突破约0.1HCPV，同时可见当速度增加到一定程度时，突破时间基本接近。CH4最终采收率随着驱替速度增加略有增加。

(3)低渗岩心CO2的突破时间在0.8HCPV左右，这是由于低渗条件下CO2扩散系数较小，因此CO2的突破时间比较晚，但低渗透岩心的驱替效率较差，高渗岩心CO2的突破时间在0.5HCPV左右，高渗岩心较低渗岩心的突破时间较早，但其驱替效率较好，因此其总采收率大于低渗透岩心，高渗岩心比低渗岩心累积采收率大5.01%；

(4)水平驱替长岩心时CO2的突破时间约在0.6HCPV，地层倾角为5°高注低采时CO2的突破时间约在0.5HCPV，地层倾角为45°高注低采时CO2的突破时间约在0.4HCPV。分析认为当岩心入口端抬高时，受重力作用明显，CO2更容易驱替至低部位，CO2突破较早，过渡带(出口见CO2到CO2达到100%阶段)的时间更长，最终采收率也会更低。