低滲油藏CO2吞吐增產新模式探索

路大凱

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

吉林油田具有豐富的CO2資源量，立足資源優勢加快發展非常規采油技術，將CO2代替水作為驅替介質，在提高驅油效率、降低原油黏度、提高壓力保持水平、動用低滲儲層等方面有獨特優勢。前期規模應用單一CO2吞吐模式見到一定效果，但是注水開發老油田油藏條件復雜，剩余油資源分布零散，單一模式已不能適應現階段的開發需求，需要突破傳統CO2吞吐的應用范疇，進一步拓展應用領域，發展非常規采油技術方法，積極尋求改善開發效果的技術手段，借鑒前期CO2吞吐技術取得的經驗，探索復合吞吐、區塊整體吞吐、分層吞吐等新模式，提高措施效果，為老油田穩產提供工程技術保障。

1 CO2復合吞吐

1.1 作用機理

針對水竄或水淹嚴重的油井開展CO2復合吞吐增產技術研究，有效應用高效的表活劑體系，交替注入氣體及表活劑溶液，在油藏條件下形成泡沫體系，利用泡沫的賈敏效應能夠起到暫堵的作用，擴大CO2吞吐的波及體積，使CO2進入剩余油較多的低滲部位與原油接觸，充分發CO2揮膨脹降黏的作用。同時在后期返排生產階段，隨著地層壓力的下降，CO2從水中溢出形成泡沫，改善流度，最終實現改善水驅開發效果的目的，為低滲透油田水平井開發后期的增產挖潛提供新手段、開辟新方向。

1.2 實驗研究

模擬油藏條件選擇人造貝雷巖心（水測滲透率12×10-3μm2，孔隙度11%），先模擬水驅，然后模擬CO2吞吐，最后交替注入CO2與表活劑開展復合吞吐實驗評價，注入壓力和采收率隨注入量變化（見圖1）。低滲透巖心前期水驅壓力為3.5 MPa，水驅采收率為44.5%；中期CO2吞吐時注入壓力最低降為3.3 MPa，CO2吞吐后采收率為57.1%，對比水驅提高了12.6%；后期CO2泡沫復合吞吐時，注入壓力為5.2 MPa，對比CO2吞吐注入壓力提高了1.9 MPa，采收率為68.7%；對比CO2吞吐采收率提高了11.6%。說明泡沫具有較好的封堵能力，在抑制裂縫中氣竄、水淹的同時，大大提高了裂縫性低滲透巖心的采收率。

圖1 注入壓力與采收率對比曲線

1.3 應用情況

CO2泡沫復合吞吐技術先導試驗兩口井，優選“A1”和“A2”兩口高含水油井，開展單一CO2吞吐和CO2復合吞吐對比試驗。A1、A2兩口井主要在注水區，由于竄流嚴重綜合含水大于90%，采出程度低（10%～15%），剩余資源潛力大，具備措施挖潛潛力。“A1”采用CO2復合吞吐，設計注入200 t的液態CO2、200 m3的YQY-1型表面活性劑體系，采用交替注入方式，交替段塞100m3；“A2”采用單一吞吐，設計注入200t液態CO2。措施后兩種吞吐方式增產規律差異明顯，CO2泡沫復合吞吐試驗后液量大幅上升，含水下降13.6%，原油黏度下降20%以上，而單一CO2吞吐試驗的產液量和含水均有小幅增加。

2 區塊整體吞吐

2.1 作用機理

以注采單元為研究單位，充分發揮吞吐改善水驅的作用機理，優選生產層位相同、油層連通程度高、平面上相鄰的多口油井組合成一個開發單元，通過集中有序注氣，擴大注入半徑及二氧化碳在地層內的波及范圍，有效動用井間剩余油，同時燜井、同時生產，達到從整體上改善水驅開發效果的目的，為低滲透油田開發后期的增產挖潛提供新手段、開辟新方向，有利于實現油田高產穩產、提高采收率。

表1 措施后含水及原油黏度變化情況

2.2 實驗研究

物模實驗模型尺寸為45×45×5cm，主要選用（80～100目、60～80目、40～60目 ）石英砂填制平板模型，厚度1.5cm、2.0cm、1.5cm，巖心滲透率約20mD，平均孔隙度10.8%，含油飽和度50.9%。模擬反五點注采井網（見圖2），注入端注水，采油端模擬注氣吞吐，對比單一吞吐與4口井整體吞吐對改善水驅采收率的效果。

圖2 平板模型及模擬注采井網示意圖

通過模擬注采井網評價實驗，每口井單獨實施CO2吞吐試驗，4口井總的采收率提高8.8%，平均單井提高2.2%，井組4口井實施整體吞吐在水驅的基礎上采收率提高10.4%，平均單井提高2.6%，兩種方式提高幅度對比，整體吞吐對比單一吞吐平均單井采收率提高0.4%，提高幅度18.8%，說明整體吞吐井與井之間能夠相互形成干擾，擴大注氣波及體積，啟動井間剩余油的作用，從整體上改善水驅開發效果。

2.3 應用情況

優選M128區塊1個注采井組，1注4采，該區塊儲層連通性好，油藏封閉性好，開展整體吞吐先導試驗，探索改善水驅開發效果的技術對策，區塊孔隙度13.6%，滲透率20mD，原油黏度69.3mPas，密度0.899g/cm3，地層壓力7.5MPa（原始9.2 MPa），采收率24.5%，采出程度23.4%，剩余資源潛力大。

試驗區4口采油井平均單井設計CO2200t,用量強度10t/m，注入速度0.8～1.2t/min，注入壓力3.5MPa，燜井時間30天。措施后見到較好的增產效果，含水下降2%，平均日增液10t，日增油1.0t，增油幅度50%，有效期12個月，累計增產340t，平均單井增產85t，對比單井吞吐平均單井增產提高15t，提高幅度21.4%，區塊整體吞吐對比單井吞吐增產效果明顯，井組開發形勢好轉，在彌補遞減的基礎上，能夠實現增產，油藏開發指標明顯提升，實現對油藏整體開發效果改善。

3 分層吞吐

3.1 作用機理

低滲儲層開發層系多、層間距大、非均質強，壓力系統差異大，層間矛盾問題尤為突出，嚴重影響油田采收率，如何找到潛力井、如何使有限的CO2更多地進入致密層位和剩余油更多的部位、如何減少CO2在優勢通道逃逸和存留、如何實現CO2與原油充分接觸是提高吞吐試驗效果重點考慮的問題，為此針對性地開展分層吞吐，使有限的CO2進入剩余油較高的區域與原油充分接觸，提高增產效果。

3.2 實施情況

結合產液剖面測試結果，分析儲層分層產液情況，針對性地優選吞吐井層，設計封隔器進行卡層，油管注入CO2，保障CO2能夠進入目的層，現場優選一個注采井組，開展分層整體吞吐試驗，設計6口井12個層段，累計注入CO21800t，平均單井注入300t，措施后效果上升明顯，日增液幅度46%，增油幅度54%，綜合含水下降2%，有效期內累計增液8790t，增油638t，投入產出比1∶15，經濟創效明顯。

4 結論與認識

（1）針對高含水油井應用CO2復合吞吐的穩油控水作用明顯，能顯著提高單井產量，為油田開發后期穩產提供技術保障，具有較好的應用前景及推廣應用價值。

（2）區塊整體吞吐，平面上形成干擾，動用井間剩余油，在彌補遞減的基礎上能夠實現增產，油藏開發指標明顯提升，實現對油藏整體開發效果改善。

（3）儲層層間差異大、開發矛盾突出，適合分層挖潛，通過試驗CO2吞吐技術能夠實現措施增產的目的，對比單一吞吐試驗效果，投入產出比明顯提升，經濟創效明顯。