一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法技术领域
本发明涉及一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法，属于二氧化碳驱油技术
领域。
背景技术
随着我国国民经济的持续高速发展，石油需求强劲，消费量不断增加；如我国在
2013年的石油消耗量约为4.88亿吨，2014年的石油消耗量约为5.08亿吨。然而，2013
年我国原油产量约为2.08亿吨，2014年我国原油产量仅约为2.1亿吨，国内的原油
产量徘徊不前，导致供需矛盾日益突出。究其原因，一方面，我国大部分油田属于陆
相沉积，储层非均质性严重，水驱采收率较低，而且许多油田目前都已进入开发中后
期，存在油井含水率较高，产量递减较快，常规注水开发技术提高采收率困难等问题；
另一方面，在我国陆上新增石油储量中，中低与特低渗透油藏所占比例越来越高。由
于低渗透油藏的特殊性导致注水开发效率低，化学驱成本高，水驱和化学驱即使技术
上的能够被使用，也难以成为低渗透油藏提高采收率的实用技术；而包括注CO2在
内的注气开采方法则是目前低渗透油藏提高采收率最具前景的方法之一。
国内外室内研究以及现场应用结果表明，CO2驱油是一种有效的提高原油采收率
的方法。在国外所有的提高采收率的应用中，CO2驱油是排第二位的提高采收率技术，
且取得了很好的开发效果，其中，在所有开展注CO2驱油的国家中，以美国开展的
项目最多，第一个商业化的注CO2驱油项目发生在1972年，就在美国德克萨斯州的
斯卡里，被人们称之为SACROC(ScurryAreaCanyonReefOperatorsCommittee)。分
析从1988年到2008年的美国提高采收率项目可以看出，采用热采提高采收率的方法
生产的原油产量基本上随着时间的进行呈现递减的趋势；而采用CO2驱油提高采收
率的方法正好与之相反，从1986年到现在，CO2驱油的产量随着时间的进行呈现递
增的趋势，而且近年来上升的趋势更加明显。
国内胜利、中原、江苏、大庆、任丘、辽河和吉林等油田先后开展了CO2驱油
提高采收率的实验，平均提高采收率15％左右，取得了较好的开发效果。中石化石油
勘探研究院战略规划报告提出：中石化气驱采油提高采收率的主要方式是CO2驱采
油提高采收率，其中覆盖储量约为6.40亿吨；其中，混相驱覆盖储量3.44亿吨，提
高原油采收率约15.8％，可采储量增加5430万吨；非混相驱油覆盖储量2.96亿吨，
提高原油采收率约8.5％，可采储量增加2518万吨。
虽然CO2驱油技术在国内尚未成为研究和应用的主导技术，但是可以预测，随
着技术的发展和应用范围的扩大，国内在提高原油采收率应用中封存于油藏内的温室
气体总量将逐渐增大，对地球环境造成恶劣影响的工业废气将成为我国改善油田开发
效果、提高原油采收率的重要资源，CO2驱将是提高中国低渗透油藏采收率最有前景
的方法之一。
CO2驱油过程主要包括混相驱和非混相驱，理论与实验均表明CO2混相驱的采收
率明显高于非混相驱，因此长期以来美国CO2驱提高原油采收率主要以混相驱的方
式进行，混相驱项目数和提高采收率的产量远大于非混相驱。以2014年数据为例，
CO2驱总项目数为137个，其中混相驱项目数128个，非混相驱项目数仅9个；CO2
驱总提高采收率的产量为1371万吨/年，其中混相驱产量1264万吨/年，非混相驱产
量仅107万吨/年。
CO2注入油藏如果能够与地层中的原油达到混相，将可以使CO2驱的采收率大幅
度提高。但是，由于我国多数油藏属于陆相沉积，不同于国外的海相沉积，不仅CO2
驱的最小混相压力(MMP)高于国外海相沉积油藏的最小混相压力，而且我国大多
数油藏的CO2驱的MMP大于地层的破裂压力，导致我国的CO2驱大多数只能进行
非混相驱，驱油效果受到严重影响。如果能够降低CO2驱的MMP，驱油过程有望达
到混相驱替，提高采收率的效果会明显提高。
因此，降低CO2驱油最小混相压力(MMP)成为本领域亟待解决的问题。
发明内容
鉴于上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的是提出一种降低二氧化碳驱油最小
混相压力的方法，能够降低CO2驱的最小混相压力。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法，其是在CO2混相驱油时，将降混
剂溶解于CO2中，随CO2同时注入地层中，并与地层中的原油混合；
其中，所述降混剂包括甲醇、乙醇、乙二醇、丙醇、乙二胺和丁醇中的一种或几
种的组合。
上述的降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法中，降混剂的用量可以根据实际情
况调整，可以是CO2质量的任意比；优选的，所述降混剂的用量为CO2质量的1％-4％。
上述的降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法中，优选的，在CO2混相驱油时，
CO2的最小注入压力为7MPa。
上述的降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法中，优选的，所述地层中的原油的
温度为50-120℃。
本发明的突出效果为：
1)在相同温度条件下，CO2中添加降混剂后，CO2驱油最小混相压力降低幅度
可大于15％，原油采收率增加明显；
2)降混剂的最大用量不超过CO2质量的4％，用量少，成本低，具有推广价值，
为CO2在石油工业的资源化利用提供有力的技术支持。
附图说明
图1为实施例1中可视相态釜实验装置的结构示意图；
图2为实施例3中细管实验装置示意图；
图3为实施例1中在60℃不添加降混剂Ⅰ的CO2与原油的状态及添加降混剂Ⅰ
的CO2与原油的状态随压力变化趋势图；
图4为实施例2中在80℃不添加降混剂Ⅱ的CO2与原油的界面张力与压力的关
系曲线图；
图5为实施例2中在80℃添加降混剂Ⅱ的CO2与的原油的界面张力与压力的关
系曲线图；
图6为实施例3中在70℃不添加降混剂Ⅲ的CO2驱油细管实验采收率与实验压
力的关系曲线图；
图7为实施例3中在70℃添加降混剂Ⅲ的CO2驱油细管实验采收率与实验压力
的关系曲线图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技
术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。下述实施例
中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，
均可从商业途径获得。
实施例1
本实施例提供一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法，该方法是在CO2混
相驱油时，将降混剂Ⅰ溶解于CO2中，随CO2同时注入地层中，并与地层中的原油
混合。
其中，所述降混剂Ⅰ为丙醇、丁醇和乙二胺的混合物，该混合物中丙醇、丁醇、
乙二胺的体积比为4：5：1。降混剂的注入量为CO2质量的3.0％。
所述原油为胜利原油，原油的温度为60℃。
对本实施例的降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法进行实验验证，通过观察在
60℃不添加降混剂Ⅰ的CO2与原油的状态及添加降混剂Ⅰ的CO2与原油的状态随压
力变化趋势，来证明添加降混剂Ⅰ能够降低CO2驱油最小混相压力。
实验验证所用的装置如图1所示，包括CCD摄像机1、可视相态釜2、磁力转子
3、带活塞的气罐4、电脑5、样品容器6和压力泵7；
CCD摄像机1与电脑5相电连接，并用于检测和记录可视相态釜2的相态变化；
磁力转子3设置在可视相态釜2内；
可视相态釜2分别与带活塞的气罐4的输出端和样品容器6的输出端相连通，带
活塞的气罐4的围压端和样品容器6的围压端分别与压力泵7相连通。
该实验验证所用的装置还设置有就地检测的压力仪表PG，用于检测可视相态釜
内的压力。该实验验证所用的装置还设有多个的阀门，用于控制管路的开闭。该实验
验证所用的装置还设置有一个耐压小容器13，该耐压小容器13与可视相态釜2和带
活塞的气罐4分别相连通。
实验验证具体步骤如下：
使用30mL的注射器量取温度为60℃的胜利原油30mL，并将其注入到可视相态
釜2中；
首先向耐压小容器13中填充0.5g脱脂棉，通过脱脂棉吸附降混剂Ⅰ(降混剂Ⅰ
的用量为注入CO2质量的3.0％)，在注入CO2的过程中降混剂Ⅰ将溶解在CO2中，
随CO2一起进入可视相态釜2中。取一个2L带活塞的气罐4(耐压)，向其内充入
7MPa的CO2。按照图1将耐压小容器和气罐接入实验装置，并将耐压小容器和带活
塞的气罐放置在60℃的恒温烘箱内；
在实验过程中，利用压力泵7将纯CO2气体或添加了降混剂Ⅰ的CO2气体缓慢
压入可视相态釜2中。对于观察纯CO2与原油及添加降混剂Ⅰ的CO2与原油混相过
程，均要保持相同的压力幅度，即在CO2注入的过程中，观察CO2与原油混相状态
的压力点都保持相同，具体压力点如下：
8MPa→10MPa→14MPa→20MPa→25MPa
在注入CO2的过程中开启可视相态釜的搅拌系统(磁力转子3)，以促进CO2更
快地扩散到原油中，当可视相态釜内的压力达到预定的压力点(上述特定的具体压力
点)时，停止注入CO2，继续搅拌，搅拌15min后停止，平衡40min后，对相态釜内
的情况进行图像拍摄，并进行比较。
图3是本实施例中在60℃不添加降混剂Ⅰ的CO2与原油的状态及添加降混剂Ⅰ
的CO2与原油的状态随压力变化趋势图。由图3可以清晰看出，随着压力的增加，
油相和超临界CO2相的颜色差逐渐减小，且添加降混剂Ⅰ的超临界CO2相颜色始终
比未添加降混剂Ⅰ的超临界CO2相颜色深。当压力为25MPa时，添加降混剂Ⅰ的相
态釜内已看不到CO2与原油之间的相界面，说明添加降混剂Ⅰ的CO2与原油在25MPa
已达到混相状态，而未添加降混剂Ⅰ的相态釜内仍能清晰看出超临界CO2相与原油
的相界面，说明未添加降混剂Ⅰ的CO2与原油在25MPa尚未达到混相状态。图像对
比得出添加降混剂Ⅰ的CO2更易与胜利原油达到混相状态，添加降混剂Ⅰ能够降低
二氧化碳驱油最小混相压力。
实施例2
本实施例提供一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法，该方法是在CO2混
相驱油时，将降混剂Ⅱ溶解于CO2中，随CO2同时注入地层中，并与地层中的原油
混合。
其中，所述降混剂Ⅱ为甲醇和乙二醇的混合物，该混合物中甲醇和乙二醇的体积
比为7：3。降混剂的注入量为CO2质量的3.0％。
所述原油为冀东原油，原油的温度为80℃。
对本实施例的降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法进行实验验证：
用规格为5mL的注射器量取温度为80℃的冀东原油5mL，并将其注入到高压界
面张力仪的微量进样泵中，将进样泵温度设置为80℃；
向耐压小容器中填充0.5g脱脂棉，通过脱脂棉吸附降混剂Ⅱ(降混剂Ⅱ的用量
为注入CO2质量的3.0％)，在注入CO2的过程中降混剂Ⅱ将溶解在CO2中，随CO2
一起进入高温高压界面张力仪的腔体中。取一个2L带活塞的耐压气罐，向气罐内充
入1.5MPa的CO2，把耐压小容器连接在气罐和界面张力仪注气端之间。将耐压小容
器和带活塞的气罐放置在80℃的恒温烘箱内；
在实验的过程中，通过注入CO2提高高温高压界面张力仪腔体内的压力，通过
手动控制微量进样泵，缓慢地在针头处形成小油滴。
本实施例采用ADSA技术分析悬挂在针头上的油滴的形状，以准确地测定高温
高压下CO2与原油的界面张力。在80℃条件下，分别测定纯CO2与原油及添加降混
剂Ⅱ的CO2与原油在1.5MPa-44MPa压力下的界面张力。
图4是本实施例中在80℃不添加降混剂Ⅱ的CO2与原油的界面张力与压力的关
系曲线。从图4可以看出，当压力低于9.6MPa(包括9.6MPa)时，CO2与原油的界
面张力随着压力的增加呈线性下降，因此对压力低于9.6MPa的数据点进行线性回归，
截距A为29.5，斜率B为-1.94，关联系数R为0.99，用回归计算式计算出原油中轻
质组分混相压力P为15.14MPa。当压力大于16.1MPa时，CO2与原油平衡界面张力
随着压力上升呈近似线性下降关系。因此对16.1MPa-35.3MPa之间的数据进行线性回
归，截距A为8.5，斜率B为-0.14，关联系数R为0.93，用回归计算式计算出不添
加降混剂Ⅱ的CO2与原油的混相压力P为57.75MPa。
图5是本实施例中在80℃添加降混剂Ⅱ的CO2与的原油的界面张力与压力的关
系曲线。当压力低于9.6MPa时，对数据点进行线性回归，截距A为25.38，斜率B
为-1.83，关联系数R为0.99，用回归计算式计算出原油中轻质组分混相压力P为
13.84MPa，对16.1MPa-33.1MPa之间的数据进行线性回归，截距A为8.37，斜率B
为-0.16，关联系数为0.960，用回归计算式计算出添加降混剂Ⅱ的CO2与原油的混相
压力P为51.83MPa。
由图4和图5可以得出，在80℃添加降混剂Ⅱ可使CO2与冀东原油轻质组分的
混相压力降低1.3MPa，使CO2与冀东原油的混相压力降低5.92MPa。因此，添加降
混剂能够降低CO2驱油最小混相压力。
实施例3
本实施例提供一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法，该方法是在CO2混
相驱油时，将降混剂Ⅲ溶解于CO2中，随CO2同时注入地层中，并与地层中的原油
混合。
其中，所述降混剂Ⅲ为乙醇、丁醇与乙二胺的混合物，该混合物中乙醇、丁醇与
乙二胺的体积比为5：3：2。降混剂的注入量为CO2质量的4.0％。
所述原油为冀东原油，原油的温度为70℃。
对本实施例的降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法进行实验验证，通过细管实
验分别测定不添加降混剂Ⅲ的CO2驱油最小混相压力和添加降混剂Ⅲ的CO2驱油最
小混相压力，从而证明添加降混剂能够降低CO2驱油最小混相压力。
实验验证所用的装置如图2所示，包括高压恒压恒速泵8、注入剂储存容器9、
细管模型10、高压可视管11、回压阀(回压调节阀)12和耐压小容器13。
高压恒压恒速泵8、注入剂储存容器9、耐压小容器13、细管模型10、高压可视
管11和回压阀12依次相连通。
该细管模型10为实验用细管，长12m，内径4.5mm，内部由80-100目石英砂填
充。
上述的回压阀12还与一个量筒和一个独立高压恒压恒速泵分别相连接。
本实施例的实验验证所用的装置还设有多个的阀门，用于控制管路的开闭。
实验验证具体步骤按照石油行业标准SY/T6573-2003进行，如下所述：
首先需要测定细管模型10的孔隙体积。将细管模型10放在恒温箱中，温度设定
为实验所需温度(70℃)，依次用一定体积的合适溶剂(如甲苯、三氯甲烷和甲醇)
清洗细管模型，清洗干净后用干燥的高压氮气吹干细管中的溶剂，继续烘干12h后，
在保持实验温度的条件下，关闭细管进口阀。将细管出口阀连接到真空泵上抽真空，
抽真空至-0.1MPa后，继续抽12h以上。用驱替泵将环己烷充满并冲洗至细管进口阀
的管线，将压力增至所需的实验压力，记录该压力下的初始泵读数。开启细管进口阀，
进泵注入环己烷，增压到相同的实验压力，待压力充分稳定后，记录此时进泵的读数，
泵体积读数之差经校正后即为细管模型10的孔隙体积。采用类似方法，测定细管模
型10出口阀与回压阀12调节器之间的体积，其与细管模型孔隙体积之和即为细管模
型10的总孔隙体积；
将实验装置清洗干净后，利用高压氮气吹干整个装置。温度设定为实验所需温度
(70℃)，并保持恒定，烘干12h后，在保持实验温度的条件下，采用高压恒速恒流
泵以0.2mL/min流速饱和冀东原油，当细管模型出口端原油稳定流出后，将细管模型
10出口阀与高压可视窗11、回压阀12连接，通过回压阀调节器将回压设置到实验所
需压力值，继续利用高压恒速恒流泵将样品增压至实验压力以上，当原油样品驱替至
少达1.5倍孔隙体积(PV)后，结束原油饱和步骤，并恒温2h以上；
将充满CO2的高压活塞容器放入恒温箱，在实验温度下恒定12h，直到活塞容器
中气体压力恒定，在气罐的后端(即细管入口的前端)连接一个10mL的耐压小容器，
耐压小容器中填充脱脂棉，通过脱脂棉吸附降混剂Ⅲ(降混剂Ⅲ的用量为注入CO2
质量的4％)，脱脂棉的作用是在注入CO2的过程中使降混剂Ⅲ溶解在CO2中并携带
到细管中。将注入气充满至细管模型入口阀的管线。调节驱替气体压力高于实验压力
0.5MPa以上，待压力稳定后，记录该压力下泵的初始读数；
在实验温度、实验压力和恒定注入速度下，用高压恒压恒速泵以0.4mL/min的驱
替速度推动活塞中间的CO2气体进入细管模型进行驱油实验。每注入0.1PV-0.2PV
CO2，记录泵读数、注入压力及回压变化，同时观察高压可视窗中流体的状态和颜色
变化。当气体突破后调节驱替速度为0.8mL/min，使CO2在预定压力下驱替原油的采
收率达到最大值，直到注入的CO2达到1.2PV或者没有油相流出时，结束驱替实验。
为了利用细管驱替实验准确测定70℃下CO2驱油最小混相压力，实验过程中在
地层原油饱和压力以上选取5-6个实验压力(即上述的实验所需压力)分别进行细管
驱替实验，在这些驱替压力点中，必须有两个点在混相压力之上，另有两个点在混相
压力之下。实验过程中采用了两台高压恒压恒速泵，其中一个为恒速模式，用来驱替
原油，另外一个连接回压阀的缓冲容器，通过监测回压阀的压力变化而做出即时压力
响应，从而使细管入口端压力保持恒定。
根据实验所采集的数据，计算不同压力条件下CO2驱油细管实验的驱油效率，
并通过回归拟合曲线，交点对应的压力即为最小混相压力。
图6和图7分别是本实施例中在70℃不添加降混剂Ⅲ的CO2驱油细管实验采收
率及添加降混剂Ⅲ的CO2驱油细管实验采收率与实验压力的关系曲线。由图6和图7
可以看出，未添加降混剂Ⅲ的CO2与冀东原油的最小混相压力为27.9MPa，而添加降
混剂Ⅲ的CO2与冀东原油的最小混相压力为22.5MPa，最小混相压力降低幅度达
19.35％，说明本实施例的方法能够用于降低二氧化碳驱油最小混相压力。
由上可见，本发明的降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法能够有效降低CO2
驱油最小混相压力，且所用降混剂用量少，成本低，具有推广价值，为CO2在石油
工业的资源化利用提供有力的技术支持。