鄂爾多斯盆地油溝區長4+51低滲透油藏二氧化碳驅先導試驗

齊春民 李瑞冬 朱世東 劉立虎 李金靈

1.延長油田股份有限公司吳起采油廠；2.西安石油大學材料科學與工程學院；3.石油石化污染物控制與處理國家重點實驗室；4.陜西省油氣田環境污染與儲層保護重點實驗室

吳起油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，屬于典型的低滲透油田(一般低滲透油層滲透率為 (10～50)×10-3μm2、特低滲透油層滲透率為(1～10)×10-3μm2、超低滲透油層滲透率為 (0.1～1)×10-3μm2)，豐度低，單井產能低。該油田在開發初期產量遞減速度快、中后期注水開發效果差［1］，且陜北水源不足，開采難度加大［2］。碳捕獲、利用與封存是一項綠色環保的驅油技術［3］，該技術既可實現CO2的地質埋存，又可提高原油采收率，兼具技術、經濟和社會多重效益。延長石油(集團)有限責任公司在陜北地區就約有12×108t的石油地質儲量適宜CO2驅油與封存，其中鄂爾多斯盆地延長組致密砂巖油藏是實施CO2埋存和提高采收率技術攻關的良好實驗田。以吳起油田油溝長4+51小層油藏為例，從其前期的儲層物性勘測、混相注入壓力設計，到驅油效果評價與預測，以及后期的風險監測評估，系統地開展了CO2驅現場先導試驗研究，為進一步開展CO2驅現場試驗、探索CO2驅在陜北低滲透油藏的適用性提供參考。

1 試驗井組概況

相對注水開采，注氣開采可取得好的驅油效果［4］，而且在常規注氣中，CO2最易與原油混相。向油藏注入CO2既能降低溫室效應［5］，而且還可有效降低原油黏度、溶解儲層中膠質［6］、提高砂巖儲層酸化效果［7］、消除儲層水敏和水鎖傷害［8］，呈現出比水驅采油更明顯的技術優勢［9］。

鄂爾多斯盆地中部吳起地區油溝油區長4+51油藏儲層砂巖連片發育，連續性好，儲層構造簡單，裂縫不發育，儲層發育較好，平面分布穩定，區內斷層不發育，油層連通性好，無邊水、底水、氣頂。選取吳 38-11、吳 38-21、吳 38-111、吳 38-112、吳 38-28共計5個井組進行CO2驅先導試驗。為了計算長4+51探明儲量，對全油田長4+51層170多口井進行了儲層解釋，該區含油面積14.8 km2，含油飽和度55%，原始飽和壓力 5.4 MPa，溶解氣油比 45.6 m3/t，原油黏度2.38 mPa·s，密度0.7816 g/cm3，原油體積系數1.329，儲層砂巖平均厚度 7.69 m，孔隙度12.8%，滲透率 0.783×10-3μm2，屬于超低滲透油層。用容積法計算的油溝油區長4+51探明石油地質儲量為563.13×104t。根據油溝油區長4+5儲量計算參數，對5個注CO2氣驅井組進行試驗，受益油井24口，平均油層厚度10 m，控制儲量面積2.72 km2，地質儲量為 130×104t。

2 試驗方案

2.1 最小混相壓力測定

依據SY/T 6573-2016《最低混相壓力細管實驗測定法》，采用細管實驗測定目標區CO2驅油最小混相壓力，注入1.2 PV時的原油采出程度大于90%，而且隨著驅替壓力的升高，驅油效率沒有明顯的增加，并在觀察窗中可以觀察到混相流體(即在CO2氣和其之前的油墻間不存在明顯的界面)。確定最小混相壓力的方法是在保證細管實驗實現混相和非混相驅替各有3次的情況下，繪制各次細管實驗注入1.2 PV時的原油采出程度與驅替壓力的關系曲線圖，非混相段與混相段曲線的交點所對應的壓力即為最小混相壓力(MMP)［10］。

實驗油為吳起油溝長4+51油層原油。驅替氣為工業級CO2氣體。實驗裝置為美國CORELAB公司的細管裝置和加拿大HYCAL公司的巖心驅替裝置，整個系統主要由注入系統、巖心夾持系統和采出系統組成，3個系統為獨立的板塊結構，其中巖心夾持器為實驗的關鍵部分，其主要組成設備為一維長細管、中間容器、高壓驅替泵、配樣器、恒溫烘箱、回壓閥、氣量計等。一維細長管(模擬巖心)為一個用石英砂(170～230目)填充的不銹鋼盤管，內徑 3.8 mm、長度 20 m，平均滲透率 0.94×10-3μm2，孔隙度13%，將其置于恒溫箱中，用填砂細管的目的是模擬油藏儲層多孔介質狀態，以便在流動過程中為注入氣和原油的混合及多次接觸提供一種介質。最小混相壓力測定實驗流程示意圖［11］如圖1所示，該裝置的最高工作壓力及溫度為55 MPa和150 ℃。

圖1 最小混相壓力測定實驗流程圖Fig.1 Flow chart of minimum miscible pressure determination test

2.2 CO2氣體碳同位素值δ13C的測定

對CO2氣體碳同位素值δ13C的測定是一種鑒別有機成因和無機成因CO2的有效方法［12］，通過測量注入井周邊采油井周圍CO2氣體碳同位素值δ13C，可確定注入的CO2是否有泄漏風險以及泄漏程度。在CO2注入過程中添加CO2氣體碳同位素值δ13C，在二氧化碳注入區塊土壤中收集二氧化碳氣體，使用激光拉曼光譜儀對混合氣體樣品進行顯微激光拉曼測試分析，進行同位素值δ13C的測量。

2.3 SF6氣相示蹤劑監測

SF6因其與CO2在物理性質上具有最相近的特性，所以，本研究中選擇SF6作為低滲透儲層CO2驅替實驗的示蹤劑。在CO2注入過程中添加SF6氣相示蹤劑，對反九點井網上的16口一線受益井伴生氣進行取樣，采用選配高靈敏度熱導檢測器的GC9890A/T型氣相色譜儀對SF6示蹤氣體進行檢測分析。

3 施工參數設計

3.1 CO2驅油最小混相壓力(MMP)

依據SY/T 6573-2016，在6個驅替壓力下完成注CO2驅細長管實驗，其驅替1.2 PV時的原油采出程度與驅替壓力的關系如圖2所示。

圖2 CO2驅最小混相壓力(MMP)的確定Fig.2 MMP map of in-place oil with injected CO2

從圖2中可以看出，非混相段的切線與混相段的切線相交，該交點所對應的壓力為17.8 MPa，由此可判定CO2與吳38-272井地層原油達到混相的最小混相壓力為17.8 MPa，這也是決定能否形成混相驅的關鍵性因素之一。驅替壓力若小于17.8 MPa，采出程度相對較低，隨著驅替壓力的增加，采出程度明顯提高，此過程為非混相驅替過程；當驅替壓力達到17.8 MPa時，由于注入氣與流體達到動態混相，相對于未混相條件，驅替效率大幅度提高，達到93%；驅替壓力繼續增大，采出程度增加幅度變緩，此時的驅油機理為完全混相驅替。

3.2 注入參數優化

油溝油區吳38井區長4+5油藏油層平均破裂壓力為28 MPa，因此，注入井最大井底流壓應小于28 MPa。注水井轉注CO2時，井內流體為氣液混合流體，流體平均密度為 0.75～0.8 g/cm3，注 CO2時靜液柱壓力為 15～16 MPa，摩阻損失小于 0.5 MPa。根據流體力學理論計算可獲得井口最大注CO2壓力(油壓)為15.5 MPa。另外，根據該油藏特征，最終確定井口的實際液態CO2注入壓力為8 MPa，注入流量為 0.6 t/h。

4 施工效果分析

4.1 注CO2前后地層壓力對比

對油溝試驗井區內的受益油井采用井下壓力恢復試井的方法來獲取不同開發階段的地層壓力，該井區原始地層壓力為15 MPa，2005年8月開始采用衰竭式開采模式，至2008年8月地層壓力降至8.7 MPa。2008年9月開始轉入注水開發，屬于滯后注水開發模式，至2014年9月地層壓力恢復至9.8 MPa。2014年10月開始進行注CO2礦場先導性試驗，至2017年1月注氣后地層壓力升至10.5 MPa。可見，原始地層壓力因油氣開采而大幅度降低，水驅開發后地層能量得到補充。而轉注CO2后，地層壓力進一步回升，說明注CO2能使地層能量得到有效的補充并且補充穩定。

4.2 CO2驅油效果

圖3為5個試驗井組注氣見效前后產液、產油量變化柱狀圖。由圖3a可見注CO2后試驗井組的產液量增加，由圖3b可知產油量大幅度提高，其中受益井組最大增油量為3.84 t(如38-11井)，最大增油幅度為68.98%(如38-111井組)。對比圖3a和圖3b發現產出液含水率明顯降低。

圖3 注CO2實驗井組注氣見效前后產液、產油量Fig.3 Comparison of liquid production rate and oil production rate before and after the response of CO2 flooding in the test well groups

根據前期的產量數據，擬合可得曲線遞減趨勢，其注氣井組月產油量和累計產油量擬合曲線如圖4所示，其擬合曲線方程均為無量綱的7次多項式：y=C+B1x+B2x2+B3x3+B4x4+B5x5+B6x6+B7x7，其中C為常數、B1～B7為系數、x為時間、y為產油量，R2值分別為 0.989 4 和 0.996 2。自 2014年9月開始注氣，2年后共累計注入液態 CO28 900 t，產油量比注水時同比增加2 935.6 t，其注入液態CO2量與提高原油產量體積比值(換油比)為3.03∶1。如果該井組不注氣，預測30年產量，到2043年底累計產油 39.04×104t。根據國內外 CO2驅油效果經驗，預計可提高原油采收率10%，以該井區地質儲量130×104t進行計算，試驗井區實施 CO2驅增產13×104t，到 2043年后可累計產油 52.04×104t。

圖4 注氣井組月產量和累計產油量擬合曲線Fig.4 Fitting curve of monthly production and cumulative oil production of CO2 flooding well groups

4.3 實施區CO2泄露監測

利用δ13C同位素對注入CO2前后的本底濃度等值線分布進行分析，結果表明，注入CO2前后的本底濃度基本無差別，說明CO2未向地表泄露。與此同時，于2016年10月在38-28注氣井組采用SF6氣相示蹤劑監測，測試周期為3個月，通過與背景濃度對比，未發現示蹤劑峰值，這充分說明CO2在儲層中的推進速度緩慢［7］、且均速，未發生CO2突進和竄流現象，CO2在儲層中的推進效應良好。

5 結論

(1)對于油溝油區長4+51低滲透油藏，CO2與其原油的最小混相壓力為17.8 MPa，設計井口最大注入壓力為 15.5 MPa，現場實際注入壓力為 8 MPa，CO2注入流量為 0.6 t/h。

(2)CO2驅先導試驗表明，注氣井組原油產量上升，含水率下降，證明在陜北特低滲透油藏實施和推廣CO2驅提高原油采收率技術具有可行性和經濟性。

(3)儲層天然裂縫和優勢水驅通道的存在嚴重影響著CO2驅油效果，對CO2在裂縫中竄逸的監測與控制將是CO2驅的關鍵，建議利用納米型或改性淀粉封堵技術控制CO2竄逸。