Y 油田長7致密油CO2吞吐效果認識

李龍龍，景忠峰，趙旭東，賀晨剛，汪永宏，文曉峰，金 輝，張 靜，雒 鵬

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

1 Y油田長7致密油地質概況

1.1 開發概況

Y油田長7致密油藏位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡西部，受沉積初期古地貌及沉積成巖差異壓實作用影響，發育近東西向不規則鼻狀隆起。油藏儲層物性差、非均質性強、天然裂縫發育。該區油層穩定，平均油層厚度14.6 m，孔隙度8.37%，空氣滲透率0.17 mD，含油飽和度55.0%。具有自生自儲的特征，水下分流河道為主要儲集砂體，與國內外同類儲層對比，壓力系數低、溶解氣少，天然彈性能量不足。

2010年投入定向井開發，共試驗5套井網注水開發，累計建油水井470口，存在遞減大、單井產量低、水驅效果差等開發矛盾，平均單井產量0.45 t/d，低產井比例90.2%。2014年6月起，開展以連片體積壓裂、注水吞吐為主的穩產攻關試驗，單井產量由注水開發時的0.5 t上升到1.0 t又下降到0.7 t，有效提高了單井產能，整體開發效果較差。

2011年開始投入水平井開發，主要以“水平井+體積壓裂”開發試驗，先后歷經注水開發階段→準自然能量開發階段→多方式能量補充階段，初步形成注水區周期注水、準自然能量區吞吐采油為主的開發模式，累計建水平井197口，初期單井產能10.5 t，目前單井產能2.0 t，表現為遞減大，穩產難度大，合理的能量補充方式仍需進一步探索。

1.2 CO2吞吐采油機理及吞吐目的

CO2吞吐采油技術是在一定壓力下向油層注入一定量的CO2，補充地層能量，燜井一段時間使CO2在地層中擴散并與地層原油混溶，使原油體積膨脹，黏度降低，然后開井生產，在壓力下降時形成溶解氣驅。CO2吞吐具有周期短，見效快，適用性強的特點，特別是對于難以建立有效壓力驅替系統的致密油藏。CO2吞吐增油機理主要體現在注入階段的增能作用、燜井階段的擴散溶解作用、生產階段的溶解氣驅作用。

借鑒國內外CO2吞吐采油的成熟經驗，以油藏條件的適應性為基礎，通過在Y油田長7致密油藏開展2口井CO2吞吐試驗，以提高單井產量為目的，不斷探索Y油田長7致密油藏的有效合理的能量補充方式[1-3]。

1.3 選井依據及原則

借鑒國內外CO2吞吐成功案例，同時結合致密油藏自身特征，選取剩余油飽和度＞40%，油藏深度2 000 m～2 300 m；油藏壓力＞15 MPa；砂層厚度 15 m～20 m 且水驅有效壓力系統難以建立，含水上升快，自然能量開發遞減大，目前油井含水小于60%的油井為主。綜合以上因素，并考慮試驗區的代表性和可推廣性原則，選擇滿足儲層物性適中、開發層位單一、含水小于40%且壓裂規模適中等的Y油田長7致密油藏進行CO2吞吐試驗，第一階段優選AP115、安237-25兩口井開展CO2吞吐試驗，后期根據實施效果、參數優化、總結完善后逐步擴大吞吐試驗[4-6]。

1.4 注入參數的確定

水平井：將3種注入方案（見表1）分別進行增油量數值模擬和經濟效益評價。同時結合致密油開發現狀及現場實際情況，優選得到Y區塊水平井CO2吞吐注入參數：

注入量：2 000 t（根據現場注入壓力變化可適當進行調整）；

表1 Y油田CO2吞吐試驗數值模擬方案設計

注入速率：4 t/h（考慮高速下管柱凍裂、滲漏及地層吸氣能力）；

生產速率：10 t/d～15 t/d；

周期注入時間：10 d；

周期燜井時間：30 d；

周期生產時間：3 m。

AP115井第一輪次吞吐預測增油2 300 t，換油率1.15。

定向井：根據類比法和油藏工程計算，結合水平井數值模擬結果，優選得到Y油田定向井CO2吞吐注入參數：

注入量：350 t（根據現場注入壓力變化可適當進行調整）；

注入速率：3 t/h（考慮高速下管柱凍裂、滲漏及地層吸氣能力）；

生產速率：3 t/d～5 t/d；

周期注入時間：5 d；

周期燜井時間：30 d；

周期生產時間：3 m。

A237-25井第一輪次吞吐預測增油395 t，換油率1.13。

2 CO2吞吐效果評價及存在的問題

2.1 水平井CO2吞吐效果評價

2017年8月10日，水平井AP115井開始注入，該井地層壓力5.7 MPa，注入過程中存在倒吸，注入油壓2.2 MPa，瞬時流量 3.5 t/h～4.0 t/h，2017年 9月 10日累計注入2 020.5 t，開始燜井1個月，注入過程中監測13口鄰井碳含量均有顯示，其中2口水平井二氧化碳含量檢測發現氣竄（井距500 m）。AP115于10月24日開抽后含水下降單產液量波動較大，吞吐前日產液3.85 m3，日產油2.55 t，含水21.2%，吞吐后目前日產液1.09 m3，日產油0.43 t，含水53.3%，鄰井AP116動態基本平穩，目前井組整體液量下降、含水上升，未氣竄的5口相鄰水平井驅替效果不明顯，吞吐前后含水由22.1%上升到27.2%，由于液量下降，單井產能由2.16 t下降到1.46 t。整體未達到預期效果。

2.2 定向井CO2吞吐效果評價

A237-25于7月14日完成362.4 t注入量，注入油壓10.0 MPa，瞬時流量3 m3/h，鄰井氣串嚴重，4～5排均有顯示。8月14日開抽12 d含水下降且保持穩定，間出嚴重，液量波動大，累產油52 t，吞吐前油量1.73 t/d，含水13.8%，目前日產油0.47 t，含水56.1%，吞吐本井無效。

井組含水基本穩定由53.1%上升到54.6%，但井組液量明顯下降，驅替效果不明顯，單井產能由1.51 t下降到0.78 t。吞吐后鄰井A237-24含水緩慢下降，提液效果不明顯，近期見注入水后液量持續下降；A237-26液量略有上升由2.34 m3上升到2.50 m3，含水緩慢上升；安238-25液量由1.72 m3上升到2.45 m3又下降到1.20 m3，含水緩慢下降后保持穩定。目前鄰井整體無增油。

2.3 CO2吞吐中存在的問題及建議

（1）CO2注入過程中氣竄較嚴重，由于Y油田近幾年各種措施較多，尤其是無支撐劑壓裂、快速吞吐、強注、注水吞吐各種試驗較多，對CO2吞吐效果的評價有一定的干擾和影響。

（2）Y油田與已經試驗成功的其他油田的儲層物性、滲流機理、流體性質、油藏壓力、溫度及油藏類型有一定的差距，結合室內數值模擬，需要進一步探索CO2吞吐是否在Y油田具有適應性。

（3）結合2017年已實施兩口CO2吞吐井，本井無增油，鄰井也未達到預期效果，且注入過程中停井時間，吞吐方案還有待進一步優化，經濟效益需進一步評價。

（4）CO2吞吐的相關配套技術仍需持續改進，安全環保風險仍然較大，吞吐井場地形的選擇尤為重要，尤其是不適合在低洼地帶，防止CO2濃度過高，氣體無法擴散，引起人身安全事故。

3 取得的結論與認識

（1）Y油田長7致密油目前有效的能量補充仍需加大探索試驗，CO2吞吐的能量補充方式適應性較差，目前生產時間較短，還需進一步跟蹤效果評價。

（2）建議在選擇CO2吞吐井的時候盡量考慮周圍無鄰井影響且未實施過措施的井，確保不受鄰井干擾，能夠真實評價吞吐效果，為下步能量補充方式的優選提供思路。

（3）CO2腐蝕性較強，建議從井筒、地面管線、站點等方面完善相關地面系統配套，減少CO2對設備的腐蝕，延長設備壽命。

（4）CO2吞吐成本較高，目前整體實施效果較差，建議進一步開展CO2吞吐機理研究，在整體經濟效益評價后，確定下步是否繼續在Y油田實施。

［1］沈德煌，張義堂，張霞，吳淑紅，李春濤.稠油油藏蒸汽吞吐后轉注 CO2吞吐開采研究［J］.石油學報，2005，26（1）：83-86.

［2］楊勝來，王亮，何建軍，榮光迪.CO2吞吐增油機理及礦場應用效果［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2004，19（6）：23-26.

［3］王志鵬.注吞吐水開發低滲透裂縫油藏探討［J］.特種油氣藏，2006，13（2）：46-47+55.

［4］李忠興，李健，屈雪峰，等.鄂爾多斯盆地長7致密油開發試驗及認識［J］.天然氣地球科學，2015，26（10）：932-940.

［5］李龍龍，王平平，李垚，等.鄂爾多斯盆地胡尖山油田安83區塊開發效果評價［J］.石油化工應用，2012，10（5）：75-78.

［6］吳文有，張麗華，陳文彬.CO2吞吐改善低滲透油田開發效果可行性研究［J］.大慶石油地質與開發，2001，20（6）：51-53.