CO₂在原油及高矿化度地层水体系中的溶解试验

Solubility of CO₂ in Crude Oil and High Salinity Formation Water System

摘要: 在开展深层高矿化度下强边底水油藏CO₂驱油评价时，CO₂原油溶解分配是一个关键参数。利用自行研制的高温、高压CO₂溶解度测定装置，在115℃、49.5 Pa条件下测试CO₂在高矿化度地层水、原油以及非饱和油水共存状态下的溶解度。试验结果表明：地层水溶解CO₂气体量为28.6 m³/m³，复配原油溶CO₂能力为150 m³/m³，在油水体积比1:1条件下，注入的CO₂在油水中的分配系数为10.1。

Abstract: The dissolution and distribution of CO₂-crude oil was a key parameter in the evaluation of CO₂ flooding in a strong and bottom water reservoir with deep and high salinity. The solubility of CO₂ in the presence of high salinity formation water, crude oil and unsaturated oil-water system was tested at 115˚C and 49.5 MPa by using a self-developed high temperature and high pressure CO₂ solubility measurement device. The experimental results show that the formation water dissolved CO₂ gas amount is 28.6 m³/m³, and the ability of CO₂ to dissolve the compound crude oil is about 150 m³/m³. Under the condition of the oil/water volume ratio of 1:1, the partition coefficient of the injected CO₂ in the oil and water is about 10.1.

1. 前言

塔河油田某区油藏为强边底水油藏，油藏温度为115℃，压力49.5 MPa，地层水矿化度215 g/L，具有底水强度大，油藏温度、压力高，地层水矿化度高的特点。在开展油藏注CO₂驱油过程中，需充分考虑底水的影响，掌握CO₂在原油-地层水体系中的溶解分配情况 [1] [2] [3] 。笔者利用自行研制的高温、高压CO₂溶解度测定装置，开展了高温、高压条件下CO₂在原油和高矿化度地层水两相中的分配情况，为后续注CO₂提高采收率工作提供了技术支撑。

2. 试验装置及样品

2.1. 试验装置

该试验装置主要承担流体复配、气液分离计量和温度压力控制等操作，包括的主要试验设备有高温、高活塞搅拌容器，高压驱替泵，气液分离(干燥)装置，气量计，回压阀和电子天平等 [4] [5] 。试验流程图如图1所示。试验装置设计组装完成后，进行气量和液量标定，通过重复测试，计量误差控制在5%以内，满足试验要求。

Figure 1. The schematic diagram of experimental device

图1. 试验装置示意图

2.2. 试验样品

试验所用的CO₂纯度为99.99%。试验所用的水样是从井矿场取得的同油藏地层水，使用前过滤机械杂质。试验所用水样的离子分析结果如表1所示。试验所用原油为复配原油，原油和天然气均取自同油藏。复配原油与原油藏对比结果如表2所示。复配原油满足试验要求。

Table 1. The analysis of formation water used in experiments

表1. 试验用地层水分析表

Table 2. The analysis of compound crude oil

表2. 复配原油分析表

3. 试验方法

3.1. 复配原油的气油比

利用设计试验装置测定试验温度条件下的气油比。

3.2. 地层水的CO₂溶解度

利用设计的试验装置配制试验温度、压力下的含过饱和CO₂的水溶液，温度、压力稳定后，由底部排出饱和CO₂的地层水，计量注入量、产液量和产气量。试验步骤如下：

1) 将一定量的地层水样转入高温、高压活塞搅拌容器中，用增压CO₂并转入活塞搅拌容器中，并将温度升至试验所需的温度。

2) 搅拌溶解，调整活塞容器压力至试验温度压力条件，且保证地层水溶解CO₂达到饱和。

3) 利用回压阀控制试验压力，用驱替泵将配样器中的饱和地层水排出，经过气液分离装置，分别计量排出水的体积与相应气体体积，每10 min记录一次。

3.3. 等比例复配原油和地层水CO₂溶解度试验

1) 复配后原油饱和过量CO₂，进行气液比测定。

2) 再注入与剩余液体等体积的地层水，充分接触，测定该阶段地层水中CO₂溶解量，进而得到地层水从等体积(等体积是指脱气原油体积与加入地层水体积相同)饱和CO₂复配原油中获取CO₂的量。

3) 计算公式为：

$K_{{\text{CO}}_{\text{2}}}=\left(C_{{\text{CO}}_{\text{2}}{\text{-oil-CH}}_{\text{4}}}-C_{{\text{oil-CH}}_{\text{4}}}-C_{{\text{CO}}_{\text{2}}\text{-water}}\right)/C_{{\text{CO}}_{\text{2}}\text{-water}}$

式中： $K_{{\text{CO}}_{\text{2}}}$ 为CO₂在饱和CO₂原油加入等体积地层水(脱气原油体积)体系中的分配系数，1； $C_{{\text{CO}}_{\text{2}}{\text{-oil-CH}}_{\text{4}}}$ 为饱和CO₂复配原油的气液比，mL/mL； $C_{{\text{oil-CH}}_{\text{4}}}$ 为复配原油气液比，mL/mL； $C_{{\text{CO}}_{\text{2}}\text{-water}}$ 为饱和CO₂原油加入等体积地层水(脱气原油体积)充分溶解交换后的CO₂溶解度，mL/mL。

4. 试验结果与分析

依托自行设计的试验装置，进行115℃、49.5 MPa条件下的地层水和原油CO₂溶解度试验。为保证数据准确，每组试验均进行2~3次重复性测量。

4.1. 地层水溶解度

试验过程中，待气液比稳定后开始计量，间隔计量时间为10 min，该阶段累计产液120.5 mL，累计产气3449 mL，平均气液比28.6 mL/mL，即在115℃、49.5 MPa条件下21.3 g/L矿化度地层水CO₂溶解度折算到标准状况下为28.6 m³/m³。累计产液量-气液比分布曲线如图2所示。

Figure 2. The distribution curve of cumulative liquid production-gas-liquid ratio

图2. 累计产液量-气液比分布曲线

4.2. 等比例复配原油和地层水CO₂溶解度试验

试验过程包含原油复配及检测、CO₂溶解及检测、地层水-饱和CO₂复配原油体系中CO₂溶解分配及地层水CO₂溶解度检测共3个部分。

1) 复配原油样品气油比测试。在110℃、50 MPa条件下配制原油样品，搅拌至稳定后测得的溶解气油比在120~130 m³/m³之间，平均为125 m³/m³。

2) 测定饱和CO₂复配油中的气油比。混合液体经过搅拌至稳定后进行汽油比测定，间隔5 min记录一次产液量和产气量，平均气油比(CO₂ + 天然气)为275 mL/mL (图3)，因此CO₂在复配原油中的溶解量为150 mL/mL。

3) 测定CO₂在复配油-地层水体系中的溶解度。按照油水比为1:1，将地层水注入到饱和CO₂的复配原油(此处原油体积为脱气原油体积)中，搅拌至稳定后测得CO₂在水中的溶解率平均在14.8 mL/mL。原油和地层水体系下地层水中CO₂溶解率见表3。

Figure 3. The relationship curve of gas-oil ratio of compound crude oil with saturated CO₂

图3. 饱和CO₂的复配原油气油比关系曲线

Table 3. The CO2 solubility in crude oil and formation water system

表3. 原油和地层水体系下地层水中CO₂溶解率

5. 结论

1) 通过自行研制的高温高压二氧化碳测定装置可以较好地完成CO₂在地层水溶解度试验和CO₂在油水复配体系中的溶解度试验。

2) 115℃、49.5 MPa条件下的地层水溶解CO₂气体量折算成室温条件为28.6 m³/m³。

3) 115℃、49.5 MPa条件下，复配原油溶解CO₂能力为150 m³/m³ (V(脱气原油)：V(CO₂))，随着地层水的注入，饱和CO₂的原油中有10.1%体积的CO₂将从油相进入水相。换言之，在油水体积比为1:1的条件下，注入的CO₂在油水中的分配系数为10.1。