CO2驅油技術在靖邊油田喬家洼油區的應用

張濤，劉海峰，，肖江

（1.延長油田股份有限公司靖邊采油廠勘探開發研究所，陜西靖邊718500；2.西安石油大學石油工程學院，陜西西安710065）

CO2驅油技術在靖邊油田喬家洼油區的應用

張濤1，劉海峰1，2，肖江2

（1.延長油田股份有限公司靖邊采油廠勘探開發研究所，陜西靖邊718500；2.西安石油大學石油工程學院，陜西西安710065）

靖邊油田是典型的低滲油藏，油田如今已經進入中高含水、剩余油富集的開發階段，水源不足、注不進、產量遞減較快等問題成為當前開發難題，所以需要尋找一種新的工藝來達到增產目的。根據靖邊油田的儲層特征、水驅規律、剩余油分布狀況以及CO2驅油機理，以靖邊油田南部地區為例開展了注CO2提高采收率的室內實驗。考慮到驅油效率和生產費用的因素，實驗采用水氣交替驅注入0.3 PV氣量。結果表明，CO2水氣交替能使驅油效率達到77.3%。

靖邊油田；CO2驅油；水氣交替驅；驅油效率

喬家洼油區位于位于陜北斜坡中部，靖邊縣東南部的喬溝灣鄉，東南1 km為前樹塔油區。全區北西-南東長4.5 km～5.0 km，北東-南西寬4.0 km～4.5 km，地域總面積約17 km2，以長4+5、長6段為主力生產開發層。目前油田己進入注水開發階段，在開發過程中，常水源不足、壓力高注不進、產量遞減較快、剩余油富集等問題成為當前開發難題，所以有必要尋求一條新的增產技術渠道[1]。CO2驅油技術是低滲透油藏的一種有效的增產措施，對此國內外也都進行了大量的室內研究和現場試驗[2]。靖邊油田作為陜北的主力開發油田，隨著當地能源化工基地的開發建設，CO2氣源豐富，為靖邊油田開展CO2驅油提供了氣源保障。

1 區域概況及儲層特征

喬家洼油區開發層位為三疊系延長組長6油層，截止2014年12月底，累計探明含油面積32 km2、地質儲量1 152×104t，動用含油面積32 km2、地質儲量1 152×104t；現有采油井429口，開井332口。該區的主力生產層為長4+5組和長6組油層[3]。根據對巖心資料的觀察和統計分析，本區長61砂體砂巖較發育，膠結物類型主要為高嶺石，其次為硅質和碳酸鹽巖。長61砂體平均孔隙度8.18%，平均滲透率1.22×10-3μm2。其分布（見圖1）。

由圖1和巖心物性分析資料可知，整體來說靖邊油田南部地區長6儲層的物性差異較大，其非均質性相對較強，屬于典型低滲特低滲油區。

圖1 靖邊油田喬家洼油區長6儲層孔隙度和滲透率分布關系

2 CO2驅油技術

隨著開發的進行，以及各種傳統增產工藝的實施，油田的含水率上升，剩余油富集，采出程度降低。能夠使用新的增產技術來提高采收率成為當前現狀的首要任務。目前CO2驅油成為提高采收率的重要技術手段，尤其對我國大多數油藏來說，儲層物性低，埋藏深度大，更有黏度較高的原油[4]。根據對CO2驅油機理研究以及大量的室內實驗評價，認為注CO2驅油可作為新的提高采油率工藝技術。

2.1 CO2驅油機理

CO2驅油技術可以作為新型的增產措施主要表現在以下兩方面原因：CO2的化學性質和物理性質，具體機理表現為以下幾點：

（1）降低油水界面張力。高飽和度的原油加大了生產的難度，而CO2不僅降低了油水界面張力與殘余油的飽和度，更使得對原油的開采效率有顯著提高[5]。

（2）通過降低原油的黏度。原油的黏度在開采中會逐漸增大，因為CO2易溶于原油，從而降低原油的黏度，同時原油的體積也會因此發生膨脹，流動性阻力的降低，從而對原油的流動性能提高，以便于進一步提高采收率。特別地，CO2可以大幅度的降低重質油和中質油的黏度，此外CO2也易溶解于水。通過提升油層中含水的黏度，使水流速度與油流速度相接近，從而改善驅油效果。

（3）CO2氣體的注入和溶解不僅填充了原油和儲層中的空隙（孔隙），部分未被溶解的CO2氣體還致使油層壓力上升，當壓力上升到某個極限值時，CO2可以通過氣化或萃取殘余油中的輕質部分，并隨著CO2氣體的吞吐被開采出來。開采工藝的生產使得井底壓力逐步下降，溢出來的CO2在油層中起到氣驅的作用，從而提升了驅油效率。

（4）CO2與水反應生成的碳酸能夠穩定黏土儲層，從而抑制了黏土礦物的水化膨脹。通過改善儲層物性，加大流動通道，從而更有力進行開采工作。

2.2 影響CO2提高采收率的因素

CO2驅油技術作為一種新型的增產措施是一項復雜的系統工程，注氣開發過程中也伴隨著很多物理化學現象，所以注氣開發的效果也受著多種因素的共同制約。其中包括地質參數、流體參數以及注氣參數（注入方式、注氣速度、注入氣量）等都對最終采收率有著巨大的影響。所以在實驗過程以及現場實踐中都需要做認真數據分析和對注氣參數的優化設計[6]。

3 CO2驅油技術在靖邊油田應用的室內實驗

3.1 實驗方法

實驗過程使用油、水、氣分別來模擬地層油、地下水以及CO2，實驗儀器采用直徑為25 mm的巖心夾持器和一套模擬地層壓力系統[7]。選擇4塊滲透率分別為0.078×10-3μm2、0.622×10-3μm2、10.821×10-3μm2、31.018× 10-3μm2的巖心，分別編號為1、2、3、4。依次進行水驅、氣驅和水氣交替驅實驗[8]，其次再對滲透率為0.622× 10-3μm2的巖心注入0.1 PV、0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV的CO2氣量；最后以5×103m/d、7×103m/d、9×103m/d的注入速度對2號巖心進行驅替實驗。依次記錄每次實驗過程中產出的水、油、氣的量。實驗過程壓力保持不變。3.2實驗結果與分析

將不同的巖心分類進行水驅、氣驅及水氣交替驅[9]，得到滲透率與驅替方式以及驅油效率的關系（見圖2）。當采用相同的驅替方式時，高滲透率的巖心驅油也相對較高，反之，低滲透巖心驅油無顯著變化。對于1號低滲透巖心進行注氣量與驅油效率探討得出其關系（見圖3），隨著注氣量的依次增加0.1 PV～0.4 PV，驅油前期都明顯增加后期趨于平緩，但注氣量在0.3 PV和0.4 PV時提高的效率接近，但是考慮成本在內在選擇注氣量時考慮選擇0.3 PV。而相對于同一巖心，驅替方式不同，提高的采收率差別也相對較大，以滲透率0.622 mD為例，其關系（見圖2），水驅與氣驅的相互交替能使驅替效率高達92.3%，說明CO2驅替對驅油很顯著，尤其對低滲透油層。注氣速率與其采收率的關系（見圖4），兩者明顯隨時間增大，但采收率隨后趨于平緩，當注氣速度為9×103m3/d時，氣竄嚴重，使得后期驅油效率降低，而注氣速度為7×103m/d時驅油效果增加明顯。

圖2 滲透率與驅油效率的關系

圖3 注氣量與采收率的關系曲線

圖4 不同注氣速度下的采收率

由圖2～圖4分析得出，在采用CO2驅油方式下不同滲透性能的巖心其驅油效率最終都有所提高，且對于低滲透率的巖心幅度最大。因此，CO2驅油對于低滲儲藏提高采收率有顯著作用。

喬家洼油區截止2014年12月底，年產液量14.26×104m3，年產油量2.28×104t，累計產油量27.11× 104t，綜合含水率81.6%，自然遞減率10.20%，綜合遞減率10.06%，水驅面積12.47 km2，水驅控制儲量448.92×104t，注水井74口，開井71口，平均單井注水量4.4 m3/d，年注水量11.43×104m3，累計注水量28.79× 104m3。利用CO2驅油技術對喬家洼油區做產量模擬分析，并以注入速度7×103m3/d，0.3 PV孔隙體積的注入量，得到關系圖（見圖5）。

由圖5分析可知采用注氣和水氣交替的開發方式都明顯提高了采油量，且在開發后期達到穩定。所以使用CO2驅油技術可以達到增產穩產效果。

4 結論

（1）CO2通過改善原油物性，降低油水界面張力，降低原油黏度，同時對原油的飽和壓力影響較小，以此達到提高驅油的效果。

（2）相對于水驅而言，CO2的注入或采用水氣交替驅能明顯提高低滲油藏的原油采收率，但是考慮到注氣參數的影響，所以必須選取合適的注氣參數。

（3）對于靖邊油田喬家洼油區靖36543-01井，當注入氣量大于0.3 PV時，其增產效果緩慢，且成本費用增加，若注氣速率為9×103m3/d時，驅油效果降低，使得最終采收率低；采用水氣交替的注入方式驅油效果優于其他獨立開發方式（注水、注氣）。

因此，最后結合試驗結果和油田概況以及施工成本考慮，對靖邊油田南部地區某井組采用以注入速度7×103m3/d，0.3 PV孔隙體積的注入量的水氣（CO2）以交替方法注入使得驅油效率達77.3%，實現了增產效果。

Application of CO2displacement technology in Jingbian Qiaojiawa oilfield

ZHANG Tao1，LIU Haifeng1，2，XIAO Jiang2
（1.Exploration and Development Research Institute of Oil Production Plant Jingbian，Yanchang Oilfield Co.，Ltd.，Jingbian Shanxi 718500，China；2.College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Jingbian oilfield is a typical low permeability reservoir oilfield.Nowadays,it has entered the development period with high water cut.Water shortage,difficult injection,rapid production decline and other issues had become the current development problems,so we must seek new technologies to enhance oil recovery.According to reservoir characteristics,water flooding,the distribution of remaining oil and the mechanism of CO2oil displacement in Jingbian oilfield,the indoor experiment of CO2oil recovery is carried out in the southern part of Jingbian oilfield.The results showed the oil displacement efficiency of CO2can reach to 77.3%. If the oil displacement efficiency and the production cost are considered,the 0.3 PV gas flow is used with water alternating flooding.

Jingbian oilfield；CO2displacement；gas and water alternative injection；displacement efficiency

TE357.45

A

1673-5285（2016）01-0044-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.013

2015－11-24

張濤，男（1987-），助理工程師，主要從事油氣田開發研究工作，郵箱：1938615096@qq.com。