非混相CO2吞吐中降黏与凝胶调剖的序列效应：非均质超稠油体系的实验研究

《Energies》：Sequence Effects of Viscosity Reduction and Gel Conformance Control During Immiscible CO2 Huff-n-Puff in Heterogeneous Extra-Heavy Oil

　　

摘要专业翻译 非均质超稠油体系中，优势流动限制了有效的CO2–原油接触。本研究比较了非混相CO2吞吐中先降黏后凝胶调剖（VR → PA）与相反顺序的效果。研究综合了PVT（压力-体积-温度）测量、溶解试验、化学剂筛选以及六种处理方案在并联人造岩心中的实验，各岩心独立收集产油。在56.6 °C和12.01 MPa条件下（低于实测最小混相压力35.9 MPa），溶解的CO2将活油黏度从5505 mPa·s降至45 mPa·s。最终采收率：VR → PA为7.16 ± 0.05%，单独CO2为5.77 ± 0.05%，PA → VR为6.77 ± 0.03%（每种方案两个独立双岩心模型；平均值±半极差）。相应增益为：较单独CO2提高1.39个百分点，较相反顺序提高0.39个百分点。在VR → PA最后一个循环注入PA后，高渗层产油占比从69.4%降至60.5%，低渗层增量采收率达到2.17%。水及单剂对照、独立封堵试验和逐循环响应支持“先动用后调剖”的概念性序列。该序列排序是在测试条件下的观测结果，并未确立具有统计学意义的序列效应。本研究对CCUS-EOR（碳捕集、利用与封存-提高采收率）的贡献在于提高原油采收率及提供接触管理的处理策略；由于循环试验未记录完整的CO2平衡，未量化CO2利用率和封存量。

论文解读

一、研究背景与目的

在CCUS-EOR（碳捕集、利用与封存-提高采收率）技术框架下，注入的CO₂既需接触并动用可采原油，又需控制其流动以扩大波及体积。稠油和超稠油因CO₂溶解可显著降黏、膨胀原油并提供溶解气驱而成为合适目标。然而，非均质储层中高渗通道的优先可及性导致CO₂–原油有效接触受限，低渗区域原油难以被动用。已有研究分别确立了CO₂溶解、化学剂辅助动用以及凝胶或泡沫调剖的作用，但降黏剂（VR）与凝胶封堵剂（PA）在处理顺序上的影响尚未明确。本研究旨在回答：在循环注入过程中，调换名义匹配的VR和PA段塞顺序如何改变优先通道和低渗通道的采收率贡献。

二、研究内容与主要结论

研究人员以大连油田CL1601区块脱水脱气原油为对象，构建了并联双岩心模型系统，设计了六种处理方案：A0为CO₂单独对照，A1、A2、A3分别为水、VR、PA段塞，A4为先VR后PA，A5为先PA后VR。每种方案使用两个独立双岩心模型。在56.6 °C和14 MPa注入终点、72 h焖井条件下完成四轮循环（第1轮衰竭开采，第2–4轮吞吐）。主要结论如下：

（1）强局部CO₂动用潜力在非混相条件下成立：56.6 °C和12.01 MPa时黏度从5505降至45 mPa·s，膨胀因子达1.171，实测MMP（最小混相压力）为35.9 MPa。但溶解动力学和距离分辨测量表明，静态条件下达到95%最终溶解气油比需113 h，黏度降低的有效作用距离约12 cm，说明接触更新是补充局部降黏的重要方向。

（2）VR和PA通过不同产油响应发挥作用：重复VR处理使高渗采收率达8.27%（各方案最高），较A0高1.01个百分点；PA处理使低渗采收率从4.16%增至5.78%，独立裂缝岩心封堵试验显示封堵效率96.36–96.87%。

（3）在测试条件下，VR → PA的观测平均最终采收率为7.16 ± 0.05%，较单独CO₂高1.39个百分点（相对提高24.1%），较PA → VR高0.39个百分点（相对提高5.8%）。近似端点差包络为0.31–0.47个百分点。由于每种方案仅两个独立模型且存在预处理差异，该结果描述测试条件下的观测排序，未确立统计学显著的序列效应。

（4）VR → PA最后循环注入PA后，高渗产油占比从69.4%降至60.5%，低渗增量采收率达2.17%（约为对照第4轮值的5.9倍），最终低渗采收率增至6.17%。结合对照方案和封堵试验，支持“先动用后调剖”的概念性序列。

三、关键技术与方法

本研究采用以下主要技术方法：高压PVT（压力-体积-温度）系统测定CO₂–原油相态行为，细管试验测定MMP；静态与动态溶解试验结合轴向取样测定溶解动力学和有效作用距离；旋转黏度计进行VR浓度与油水比筛选，Sydansk目视代码评价凝胶强度，人工裂缝岩心测定封堵效率、阻力系数和突破压力梯度；并联双岩心吞吐系统（高低渗岩心渗透率比4.7–5.4）实现各通道独立产油收集与计量；SARA（饱和分、芳香分、胶质、沥青质）组分分析计算胶体不稳定性指数（CII）。原油来自大连油田CL1601区块。

四、研究结果

3.1 深度非混相与强局部PVT响应：细管驱替效率从30 MPa的44.59%增至36 MPa的81.40%，两段线性回归交点确定MMP为35.9 MPa。初始系统压力约12.0–12.2 MPa和14 MPa注入终点均低于MMP，确认吞吐试验在非混相条件下进行。CO₂溶解度在12.01 MPa时达45.32 m³/t，黏度降至45 mPa·s（降黏率99.18%），响应在约25 m³/t以上趋于平台。

3.2 溶解动力学与有效作用距离：静态条件下达到50%和95%最终溶解气油比分别需23 h和113 h；动态混合下仅需24 min和1.3 h，最终溶解气油比26.26 m³/m³，约为静态值的3.2倍。距离分辨测量显示，静态接触面2.03 cm处黏度为41 mPa·s，10.37 cm处升至4857 mPa·s（降黏率仅11.77%），12.10 cm以外恢复至5505 mPa·s参考值。动态混合在5.59 cm范围内黏度均低于221 mPa·s。

3.3 化学剂筛选：VR浓度从0.05增至0.40 wt%时平均降黏率提升4.15个百分点，0.40至0.60 wt%仅提升0.34个百分点；在最富油条件（油水比8:2）下0.40 wt%仍达95.0%降黏率，故选定0.40 wt%。1.0和1.2 wt%凝胶体系分别在96 h和70 h达到H强度并保持90 d稳定；1.5 wt%体系凝胶更快但90 d后降至G强度。人工裂缝岩心中渗透率从4052–9475 mD降至127–345 mD，封堵效率96.36–96.87%，突破压力梯度随裂缝宽度从0.5增至1.5 mm由73.72降至46.79 MPa/m。

3.4 多循环采收率表现：12个模型第1轮采收率1.14%–1.33%，第2轮4.07%–4.45%。四轮后平均整模型采收率：A0为5.77 ± 0.05%，A1为6.08 ± 0.12%，A2为6.68 ± 0.07%，A3为6.47 ± 0.10%，A4为7.16 ± 0.05%，A5为6.77 ± 0.03%。相对A0的观测平均差分别为0.31、0.91、0.70、1.39和1.00个百分点。水段塞方案增益较小，化学方案高于水段塞，组合方案高于单剂方案。

3.5 VR和PA的不同作用：A2高渗最终采收率8.27%，较A0高1.01个百分点；低渗采收率从4.16%增至4.86%。A3低渗采收率增至5.78%，高渗采收率7.07%（A0为7.26%），第3轮低渗增量2.61%（A0为0.93%）。

3.6 段塞顺序的观测响应：A4第3轮VR处理期间高渗产油占比保持69.4%，第4轮PA后降至60.5%，低渗增量采收率2.17%，最终低渗采收率6.17%。A5第3轮PA后高渗产油占比从72.5%降至62.2%，但最终高渗采收率7.43%（接近A0的7.26%），第4轮VR产生低渗增量1.14%，最终低渗采收率6.00%。VR → PA的高渗和低渗最终采收率分别较PA → VR高0.57和0.17个百分点。

3.7 产油CII响应：A4高渗CII在VR处理期间下降0.202，A5后期VR循环使其下降0.215，与配方相关的组分响应一致。CII作为组分证据，而非独立空间示踪剂或波及扩展证明。

五、讨论与结论

讨论部分从机理、文献对比、矿场应用、局限性和经济性五个方面展开。机理上，PVT结果确立强局部动用潜力，溶解动力学和距离分辨测量识别接触更新为化学辅助的实际目标。三项对比支持调剖贡献：水辅助A1较A0低渗采收率提高0.49个百分点而PA辅助A3提高1.62个百分点；第3轮PA后A3和A5高渗产油占比分别下降11.2和10.3个百分点，而A2 VR后仅下降4.4个百分点；独立裂缝试验显示96.36–96.87%封堵效率。A4在VR循环保持69.4%高渗产油占比、PA循环产生2.17%低渗增量，而A5提前降低高渗占比但最终高渗采收率较低（7.43%对8.00%），保留可动油通道再增加阻力是观测排序的合理解释。矿场应用需考虑储层压力温度、可动油分布、渗透率分布、裂缝、润湿性、水化学和完井几何等因素。局限性方面，实验域限于CL1601原油、环氧树脂胶结均质并联岩心、4.7–5.4渗透率对比、56.6 °C、0.02 PV段塞和14 MPa/72 h制度；每种方案仅两个独立模型，无法确立总体统计显著性；敏感性分析显示假设+0.20个百分点初始A4优势时处理阶段对比为0.19个百分点，+0.38个百分点时仅为0.01个百分点，端点与基线组合包络为?0.07至0.85个百分点。经济性方面，1.39个百分点的实验室采收率增益本身不确立经济可行性，两顺序使用相同名义化学剂量，0.39个百分点的观测差异不构成归因于顺序的统计确立收益。对CCUS-EOR的贡献在于提高原油采收率和接触管理策略；循环试验未记录完整CO₂注入产出量，无法计算利用率、滞留量或封存效率，PVT溶解度测量不能替代这些缺失记录。

研究结论翻译如下：对于CL1601超稠油在测试并联岩心体系中，VR后接PA产生最高观测平均采收率和更大的后期低渗响应。主要结论限于测试原油、渗透率对比、段塞量和循环制度。（1）非混相条件下发生强局部CO₂动用：56.6 °C和12.01 MPa时黏度从5505降至45 mPa·s，膨胀达17.1%，MMP为35.9 MPa。溶解动力学和距离分辨测量确定接触更新是局部降黏的重要补充。（2）VR和PA通过不同产油响应起作用。重复VR获得最高高渗采收率（8.27%）；PA提高低渗采收率并在独立裂缝试验中展示96.36–96.87%封堵效率。这些观测支持将动用与调剖耦合。（3）测试条件下VR → PA观测平均采收率为7.16 ± 0.05%，较单独CO₂高1.39个百分点（相对24.1%），较PA → VR高0.39个百分点（相对5.8%）。近似端点差包络0.31–0.47个百分点。每种方案两个独立模型且对预处理差异敏感，这些结果描述测试条件下的观测排序，不确立统计学显著的序列效应或普适最优顺序。（4）VR → PA最后循环注入PA后，高渗产油占比从69.4%降至60.5%，低渗增量采收率达2.17%。结合对照和封堵试验，支持概念性的“动用-调剖”序列。其实际相关性取决于剩余油、选择性放置、凝胶化和注入能力。本研究展示的贡献是原油采收率；CO₂利用率、滞留量、封存效率和净排放效益未量化。