㊀㊀收稿日期:20211228；改回日期:20220505
㊀㊀基金项目：国家科技重大专项 低渗-致密砂岩储层体系表征及评价新方法 (2017ZX05009001-002)；国家自然科学基金 超临界CO 2-原油-地层水三相相平衡溶解度规律 (51404037) ㊀㊀作者简介：吴俊峰(1979 )，男，工程师,2004年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事油气藏开发工程及管理工作㊂
㊀㊀通讯作者：刘道杰(1981 )，男，高级工程师,2006年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,2012年毕业于西南石油大学石油工程计算技术专业，获
博士学位，现从事油藏储层改造及提高采收率研究工作㊂
DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2022.05.018
吴俊峰1，刘宝忠1，刘道杰1，王长权2，李迎辉1，刘国华3
(1.中国石油冀东油田分公司，河北㊀唐山㊀063004;
2.长江大学，湖北㊀武汉㊀430100;
3.中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁㊀盘锦㊀124010)
摘要：针对南堡凹陷高5断块V 油组常规水力压裂开发效果不佳的问题，通过开展PVT 和岩心混相吞吐实验，明确CO 2混相压裂吞吐提高采收率作用机理，并利用矿场试验进一步验证技术有效性㊂研究结果表明：在目前地层压力(33.00MPa )下,CO 2与原油可实现混相，且注
入摩尔分数为60%的CO 2后原油体积膨胀41.01%，黏度降低33.08%，密度增加7.28%，表明CO 2对原油具有较好的增溶㊁膨胀㊁降黏作用;CO 2混相压裂吞吐采出程度可达到60%以上㊂试验井CO 2混相压裂吞吐后稳定生产26个月，累计增油2200t ，原油重质组分得到了有效动
用㊂该研究为低渗及致密油藏效益开发提供了有效技术途径㊂
关键词：低渗透油藏;CO 2混相压裂吞吐；提高采收率；最小混相压力；南堡凹陷
中图分类号:TE357.28㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2022)05-0126-06
Test of CO 2Miscible Fracturing and Huff and Puff
案例分析法
Wu Junfeng 1,Liu Baozhong 1,Liu Daojie 1,Wang Changquan 2,Li Yinghui 1,Liu Guohua 3
(1.PetroChina Jidong Oilfield Company ,Tangshan ,Hebei 063004,China ;
2.Yangtze University ,Wuhan ,Hubei 430100,China ;
3.CNPC Great Wall Drilling Company ,Panjin ,Liaoning 124010,China )
Abstract :To address the problem of poor development of conventional hydraulic fracturing in V Formation of Fault
Block Gao 5,Nanpu Sag ,PVT and core miscible huff and puff tests were conducted to clarify the mechanism of en-hancing oil recovery by CO 2miscible fracturing and huff and puff ,and the technical effectiveness was further veri-fied by field tests.The study results showed that :at the current formation pressure (33.00MPa ),CO 2and crude
oil could be mixed ,and the crude oil volume was expanded by 41.01%,the viscosity decreased by 33.08%,and
the density increased by 7.28%after the injection of CO 2with a mole fraction of 60%,and CO 2was effective in
solubilization ,expansion and viscosity reduction of crude oil ;the recovery efficiency could reach more than 60%by
miscible fracturing and huff and puff.After CO 2miscible fracturing and huff and puff ,the production of test wells was stable for 26months ,with a cumulative increase of 2200t in oil production ,and the heavy components of
crude oil were effectively utilized.The study provides an effective technical approach for the profitable development
of low -permeability tight reservoirs.
Key words :low -permeability reservoir ;CO 2huff and puff in miscible fracturing ;enhanced oil recovery ;mini-mum miscible pressure ;Nanpu Sag
0㊀引㊀言
目前，低渗致密油气资源量占新增探明储量的
70%以上，已成为中国增储上产的资源基础[1-4]㊂新发现的低渗油气资源地质特征主要表现为储层更加致密㊁孔隙与喉道更加细小㊁非均质性更严重
㊀第5期
吴俊峰等：二氧化碳混相压裂吞吐实验
127㊀㊀
等，开发过程中表现为启动压力梯度高㊁生产压差大㊁注水补充能量难度大㊁单井产量低，即 注不进 ㊁ 采不出 ，油藏动用程度及采出程度普遍偏低，开发效益差[5-10]㊂CO 2是良好的驱油剂，在油藏中注入CO 2并实现混相是目前最具潜力的提高原油采收率的方式之一，而驱替过程能否形成混相是影响
驱油效率的关键因素，随着混相程度的增大驱油效率逐渐增加，形成混相驱后驱油效率增幅变缓[11-16]㊂CO 2混相压裂吞吐提高采收率技术是利用压裂高压泵车将CO 2及辅助剂(缩膨剂㊁不返排酸㊁增溶剂㊁降凝剂等)快速注入地层，改善井底附近经长期开采后形成的低压状态，闷井一定时间后再开井生产㊂但该技术在低渗致密油藏中提高采
收率的增油机理及渗流规律有待深入研究㊂因此，通过室内实验，在混相条件下开展CO 2与原油的相互作用机理实验和CO 2混相压裂液体系吞吐实验，明确CO 2混相压裂吞吐提高采收率机理㊂在此基础上，进一步通过矿场试验验证其有效性，为该项技术在矿场推广应用提供技术支持㊂
1㊀室内实验
1.1㊀CO 2与原油最小混相压力的确定
CO 2具有界面张力极低㊁黏度极低㊁流动性极
强㊁扩散性极强的特性，较容易与原油实现混相㊂在开展CO 2混相压裂吞吐前，必须明确CO 2与原油的最小混相压力
[17-18]
㊂依据SY /T 6573 2016
‘最低混相压力实验测定方法 细管法“，开展最小混相压力测试，流程图见图1㊂其中，细管模型
直径为4mm㊁长度为20m㊁孔隙体积为111.13cm 3㊂实验原油取自南堡凹陷高5断块E s 33
V 油组，原油
组成见表1㊂实验温度为储层温度(113.8
图1㊀CO 2最小混相压力测试流程
Fig.1㊀The flow chart of CO 2-crude oil minimum miscible pressure test
表1㊀高5断块V 油组原油组成
Table 1㊀The crude oil composition of V Oil Formation,
㊀㊀最小混相压力实验结果如图2所示㊂由图2可知，实验原油注CO 2的最小混相压力为27.76
MPa，小于目前地层压力(33.00MPa)及原始地层压力(48.71MPa)，该结果说明CO 2可与该原油实现混相
㊂
图2㊀CO 2最小混相压力实验结果
Fig.2㊀The test results of minimum miscible
pressure of CO 2and crude oil污水综合排放标准
1.2㊀CO 2混相增油机理实验
CO 2混相压裂吞吐过程主要依靠CO 2增溶㊁
膨胀㊁降黏等提高原油采收率㊂通过开展原油注CO 2膨胀规律实验，测试CO 2对地层流体物性的影响，明确CO 2混相压裂吞吐增油机理㊂实验用油为南堡凹陷高5断块V 油组原油㊂实验温度为
氢氧化锰113.8ħ，实验压力为33.00MPa，气油比为91.2
m 3/m 3，注入CO 2的摩尔分数为0~60%，实验流程见图3㊂
㊀128㊀特种油气藏第29卷
㊀
图3㊀CO2混相增油机理实验流程
Fig.3㊀The test flow chart of CO2-crude oil miscible stimulation mechanism
1.2.1㊀原油饱和压力
原油饱和压力的变化规律见图4㊂由图4可知：原始原油的饱和压力为25.20MPa，注入CO2后，原油饱和压力随CO2摩尔分数的增加而增大，且饱和压力增幅不断变大；当CO2摩尔分数达到35%时，原油饱和压力接近目前地层压力；当CO2摩尔分数为50%时，原油的饱和压力上升至40.35 MPa；当CO2摩尔分数达到60%时，原油的饱和压力达到47.49MPa，接近原始地层压力，表明在原始地层压力下原油可溶解摩尔分数大于60%的
图4㊀原油饱和压力随CO2摩尔分数变化
Fig.4㊀The variation of crude oil saturation
靖边县人民医院pressure with CO2mole fraction
1.2.2㊀溶解气油比
饱和压力下原油溶解气油比随CO2摩尔分数的变化见图5㊂由图5可知：原油原始溶解气油比为92.64m3/m3，随CO2摩尔分数的增加，原油饱和压力不断上升，溶解气油比逐渐增大，且增幅不断变大；当CO2摩尔分数为30%时，溶解气油比为177.45m3/m3；当CO2摩尔分数为60%时，气油比为403.35m3/m3，表明CO2体系中的摩尔分数越大，体系中溶解的CO2越多，原油溶解CO2的能力越强
㊂图5㊀饱和压力下原油溶解气油比随CO2摩尔分数的变化Fig.5㊀The variation of dissolved gas-oil r
atio of crude oil
with CO2mole fraction at saturation pressure
1.2.3㊀原油膨胀能力
原油膨胀能力可由原油体积系数和膨胀因子来描述，其中，原油体积系数表示单位体积地面原油在地层温度压力下的体积，该体积随注气量增大而增大，增大的倍数即为原油膨胀因子㊂原油体积系数或膨胀因子越大，说明原油膨胀能力越强㊂饱和压力下原油体积系数和原油膨胀因子随CO2摩尔分数的变化见图6㊂由图6可知：未注入CO
时,
图6㊀原油体积系数及膨胀因子随CO2
摩尔分数的变化关系曲线
Fig.6㊀The variation curve of crude oil volume coefficient
and expansion factor with CO2mole fraction
原油体积系数为1.3915；注入CO2后，原油体积
㊀第5期
吴俊峰等：二氧化碳混相压裂吞吐实验
129㊀㊀
系数和膨胀因子随注入量的增加而增大，且增幅不断变大；当CO 2摩尔分数为30%时，原油膨胀因子为1.1239；当CO 2摩尔分数为60%时，原油膨胀
因子为1.4101，表明CO 2可显著提升原油的膨胀
效果，具有增溶膨胀驱油的能力㊂
1.2.4㊀原油黏度
饱和压力下地层原油黏度随CO 2摩尔分数的
变化见图7㊂由图7可知：未注气时，饱和压力下的原油黏度为0.402mPa㊃s；随CO 2摩尔分数的增加，原油中溶解气量增大，地层原油黏度呈现先小幅增大后不断减小的趋势；当CO 2摩尔分数为30%时，原油黏度降至0.369mPa㊃s，主要原因为
CO 2摩尔分数的增加引起原油饱和压力增大，导致原油被压缩，高压下CO 2溶解程度更大，原油黏度更小，可流动性更大㊂因此，压裂后返排时原油流动能力增强，原油更容易被采出，从而提高采收率
㊂
图7㊀饱和压力下原油黏度随CO 2摩尔分数的变化
Fig.7㊀The variation of crude oil viscosity with CO 2
mole fraction at saturation pressure
1.2.5㊀注CO 2后原油密度变化特征
饱和压力下地层原油密度随CO 2摩尔分数的
变化见图8㊂由图8可知，未注气时,
饱和压力下的
图8㊀饱和压力下原油密度随CO 2注入量的变化
Fig.8㊀The variation of crude oil density with CO 2
injection at saturation pressure
原油密度为0.7435g /cm 3，随CO 2摩尔分数增加,
饱和压力下原油密度逐渐增大，当CO 2摩尔分数达到60%时，饱和压力下原油密度达到0.7976g /
cm 3㊂这是因为高饱和压力条件下,CO 2的密度比原油密度大，导致溶解CO 2后的原油密度增加，且含CO 2原油体系中CO 2含量越高，体系的饱和压力增加越大，原油密度增幅也越大㊂1.3㊀CO 2混相压裂吞吐增油效果实验
利用岩心驱替装置开展CO 2混相压裂吞吐实验，明确CO 2混相压裂吞吐增油效果，实验流程见图9㊂实验岩心取自高5断块E s 33V 油组高123X9井3625.3~3637.2m 处，基质平均渗透率为6.9
mD；实验温度为113.8ħ，饱和活油压力为33.00
MPa㊂为模拟压裂成缝特征，将岩心抽真空饱和地层水后进行气驱水，得到束缚水饱和度，进行劈缝(单缝)处理后装入岩心夹持器后饱和原油，开展CO 2混相压裂液吞吐实验㊂吞吐阶段依次注入
0.035倍孔隙体积不返排酸㊁0.025倍孔隙体积缩膨剂㊁0.020倍孔隙体积增溶剂㊁0.045倍孔隙体积CO 2㊁0.025倍孔隙体积降凝剂，后续连续注入CO 2
至矿场压裂压力(55MPa)，测定不同闷井时间的吞吐效率㊂实验结果如表2所示㊂由表2可知，压降为2~15MPa 时，不同闷井时间下的CO 2混相压
裂吞吐技术采出程度均超过20%，阶段采出程度高，建议控制压降生产㊂
2㊀矿场应用
南堡凹陷高5断块E s 33V 油组埋深为3400~
4400m，为近源低渗层状岩性油藏，平均孔隙度为
17.0%，平均渗透率为2.1mD，属于低孔特低渗油藏，孔喉类型为点状喉道，孔隙大㊁喉道细，连通性差㊂黏土矿物含量平均为16.9%，主要为伊蒙混层㊁高岭石，相对含量分别为58.6%和22.6%，储层水敏性强㊂V 油组油品为常规轻质油，密度低(0.75g /cm 3)㊁黏度低(小于0.5mPa㊃s)㊁含蜡量
高(19.43%)㊁胶质沥青质含量中等(15.71%)㊂该油组地层压力为48.7MPa，油藏温度为124.0
ħ㊂开发上整体呈现低产液量㊁低产油量(1.3t /
d)㊁低含水(30.7%)㊁注水井注入压力高㊁注不进等特点㊂
㊀130㊀
特种油气藏
第29卷
㊀
图9㊀CO 2混相压裂吞吐提高采收率实验流程Fig.9㊀The test flow chart of CO 2miscible fracturing and huff and puff for EOR
表2㊀CO 2混相压裂吞吐提高采收率实验数据
㊀㊀2018年7月在该油组高123X9井优先实施CO 2混相压裂吞吐试验㊂基于高123X9井静㊁动态资料，利用采油气体软件，建立单井径向模型㊂模型采用非平衡初始化方法，通过调整孔隙度㊁渗透率㊁相对渗透率曲线㊁高压物性等参数对模型进行定液量生产方式历史拟合，拟合完成后得到优化注入方案：返排酸为350m 3㊁缩膨剂为250m 3㊁增溶
剂为200m 3
㊁CO 2为450m 3
㊁降凝剂为250m 3
㊂施
裳凤蝶
工过程中，排量为3m 3/min，注入压力为40.00~
48.00MPa，全程施工顺利㊂闷井20d 后，折算地
层压力为47.00MPa，超过了储层原油最小混相压力(27.76MPa)，表明CO 2在地下与原油已实现混
相㊂高123X9井措施实施前日产液为0.8m 3/d，日产油为0.6t /d，液面高度为2125m，间开生产㊂措施实施后初期，该井日产液为6.5m 3/d，日产油
茂名px事件
为4.1t /d，液面高度为2100m㊂截至目前，该井
日产液3.1m 3
/d，日产油2.9t /d，稳定生产26个
月，累计增油2200t㊂井口原油黏度由4.51mPa㊃s
升至7.87mPa㊃s(70ħ)，凝固点由37ħ降至31
ħ，含蜡量由18.3%增至23.6%，胶质+沥青含量由6.9%升至20.5%㊂结果表明,CO 2在地层中与原油实现了互溶，动用了原油中的重质组分，提高了原油在地层中的流动性㊂该项技术的成功应用，为南堡凹陷未动用储量有效开发提供了重要的技术参考㊂
3㊀结㊀论
(1)CO 2混相压裂吞吐提高采收率技术通过
向地层注入CO 2，使其在地层与原油混相，提高了原油体积系数和膨胀因子，降低了原油黏度，增强了原油在储层中的流动性，从而提高单井产量及原油采收率㊂
(2)CO 2混相压裂吞吐的前提是地层压力高
于CO 2在原油中的最小混相压力,CO 2在地层能够与原油实现混相，室内实验CO 2混相吞吐采出程度可达60%以上㊂
(3)现场应用表明,CO 2混相压裂吞吐提高采
收率技术能够有效提高油藏单井产量及开发效果，措施实施后初期，单井日产液为6.5m 3/d，日产油
为4.1t /d，累计增油2200t㊂该方法为国内外低
渗及致密油藏效益开发提供了有效技术途径㊂
参考文献:
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特征㊁机理及展望 以中国致密油和致密气为例[J].石油学报,2012,33(3):173-187.
ZOU Caineng,ZHU Rukai,WU Songtao,et al.Types,characteris-tics,genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations:taking tight oil and tight gas in China as an instance[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(3):173-187.
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WANG Haitao,LUN Zengmin,LYU Chengyuan,et al.Nuclear magnetic resonance study on mechanisms of oil mobilization in
豫公网安备41160202000603
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