濮城油田低滲高壓注水油藏轉CO2驅技術及應用

丁 妍

（中國石化中原油田分公司勘探開發研究院，河南濮陽 457001）

中原油田低滲油藏儲量規模大，注水困難儲量7 553.60×104t，采出程度10.48%，采油速度0.33%，具有較大提高采收率的潛力，有必要采取針對性措施，改善注水困難油藏開發狀況。油藏開發受井深、高溫、高壓、高鹽等因素影響，化學驅開采難度大。CO2在原油中的溶解能力較強，能降低原油黏度，降低表面張力，膨脹原油體積，有利于原油采出。在高壓下，CO2可抽汲原油中烴類組分，當氣相中被抽汲出來的輕烴組分達到一定濃度時，則可以多次接觸混相，是一種很好的驅油劑[1-8]。因此，針對中原油田高壓低滲注水困難油藏，開展CO2提高采收率室內實驗研究和CO2驅注采參數優化研究[9-12]，并在此基礎上開展濮城油田衛42 塊低滲高壓注水油藏現場試驗，以獲得CO2驅在高壓低滲注水困難油藏中大規模推廣應用的先期認識。

1 油藏概況

衛42 區塊構造位于東濮凹陷北部濮衛次洼帶 西翼，斷塊平面上呈NNE 向延伸的長條狀，地層西高東低，傾角為20°～25°。油藏類型為構造-巖性油藏，含油層系為沙三中亞段3 砂組和4 砂組，含油面積6.89 km2，地質儲量392.30×104t，標定采收率18.80%。注水壓力高，開發困難，平均注水壓力為39.00 MPa，采出程度僅為14.80%。

1.1 儲層物性

濮城油田衛42-43 區塊油藏埋藏深，其埋深為3 200～3 700 m。儲層物性差，平均孔隙度11%～13%，平均滲透率1.53×10-3～3.50×10-3μm2，為深層特低滲透油藏。

1.2 流體性質

衛42 區塊油藏原油性質好，具有低密度、低黏度、低含硫的特點，地面原油密度0.853 g/cm3，黏度8.84 mPa·s，含硫0.27%，凝固點32.7 ℃。地層水總礦化度26.9×104mg/L，氯離子濃度16.1×104mg/L，水型CaCl2型。

1.3 開發特征

（1）天然能量不足，產量下降快。衛42 區塊屬于低滲透油藏，油藏物性差，需壓裂投產，且邊水不活躍、天然能量低導致壓裂初期產量高，但遞減很快。應用油藏工程和數值模擬方法，計算彈性驅采收率為2.6%，加上溶解氣驅，采收率僅為11.2%。據1998 年4 口新井RFT 測試，壓力系數降到0.88，半年左右，壓力系數下降了約15.0%，總壓降達3.20 MPa，油井產量下降40.0%。

（2）儲層吸水能力低，注水壓力高。儲層物性差，壓力傳導困難，引起注水井附近井區油層壓力上升過快，導致注水壓力升高和注水量低，平均注水壓力為39 MPa。試注井衛42-5 井、衛42-7 井注水壓力為45 MPa 時，單井日注水量為15～30 m3，這表明了儲層吸水能力低，注水開發困難。由于注不進水，地層虧空大，注水開發效果差，油井產量遞減快。

2 室內實驗研究

CO2是一種臨界點比較低（31.10 ℃、7.39 MPa），易于壓縮的氣體，與原油的混相壓力也相對較低。因此，CO2可以溶于原油，攜帶和驅替原油，從而提高原油產量。影響注CO2驅采油效果的因素很多，不同油藏的影響因素也各異。本文針對衛42 區塊高壓注水低滲透油藏，通過室內實驗研究方法，得到該區塊注CO2驅油的認識。

2.1 不泄壓核磁共振實驗

CO2驅是抽汲原油中的C2～C6輕質組分或使其汽化，是CO2不斷富化的過程，也是與原油之間界面張力不斷降低的過程。隨著界面張力的降低，毛管數的增大，相對滲透率曲線也會發生相應的變化。 為定量研究界面張力達到超低界面張力時CO2驅可動用的孔喉級變化，開展高溫高鹽條件下不泄壓核磁共振實驗。將天然巖心充注飽和原油，原油主要分布在0.01～25.00 μm 孔隙內，分別模擬水與CO2驅替孔隙原油實驗。實驗結果得到水能進入到0.10 μm 級以上的孔隙，CO2可以進入到0.01μm 級以上的孔隙。這說明了CO2驅不僅能驅替大孔喉的剩余油，也能有效動用0.01μm 孔喉的剩余油（圖1），能夠驅動原來水驅替不到的微小孔隙，能增加驅油體積7%～12%。

圖1 不同驅替方式下可動用孔喉半徑對比

2.2 長巖心驅替實驗

CO2與原油多次接觸是混相，為完整模擬混相驅替過程，設計了長巖心驅替實驗裝置。實驗裝置由注入系統、巖心夾持器系統和采出系統組成，三個系統為獨立的板塊結構。巖心夾持器長2.0 m，最大工作壓力為80.00 MPa，最高工作溫度為180.0 ℃，控溫精度為0.5 ℃。實驗采用40 塊直徑為25.0 mm，長度為29.0～60.0 mm 的巖心依照布拉法則進行排序拼接，總長度為1 859.9 mm。

實驗步驟：①油、氣、水及巖心樣品準備；②模型孔隙體積測定；③造束縛水；④原油樣品飽和及老化；⑤溶劑驅替原油；⑥模型清洗。實驗環境嚴格按照區塊油藏環境設置，為確保所有實驗順利進行，對所涉及的儀器設備用石油醚和無水乙醇進行清洗。

通過CO2驅替長巖心模擬實驗，得到以下兩點認識：

（1）CO2壓力傳導快，注入能力大于水。高壓油藏地層條件下CO2處于超臨界狀態，與原油有很好的互溶性，當CO2溶解于原油時，原油黏度顯著下降，原油流動能力大幅度提高。注入CO2可以使原油體積膨脹，導致原油體積增加，其結果是增加原油的內動能，大大減少原油流動過程中毛管阻力和流動阻力，從而提高原油的流動能力。因而注氣井具有較強的壓力傳導能力，注氣開發比注水更容易建立注采壓力系統。

（2）相同注入倍數情況下，注CO2恢復壓力越高，則驅油效率越高。采用井口取油與天然氣復配地層流體，飽和壓力37.94 MPa。對天然能量開發或注水困難的油藏，地層壓力下降較多，設計地層壓力衰竭至28.50 MPa 的長巖心注CO2進行驅油實驗，模擬注CO2恢復至不同地層壓力條件下對CO2驅油效率的影響。在相同注入倍數下，注CO2恢復至34.00 MPa 以上，CO2驅油效果與原始條件下注CO2的效果差距?。▓D2）。

圖2 壓力恢復至不同值CO2驅原油采收率

3 CO2驅參數優化

3.1 注采井距優化

衛42 區塊的注采老井均已壓裂，平均裂縫半長為60.0～90.0 m。深層低滲油藏適當拉開井距有利于減少新井投資，建立人工裂縫數值模擬模型，優化最佳井距為400.0 m（圖3）。

圖3 注采井距優化

3.2 注入參數優化

3.2.1 注入CO2量優化

隨注入量的增加，增油量增加，換油率降低。研究CO2注入量分別為0.15，0.21，0.28，0.35，0.42 PV 情況下的累計產油量和換油率指標，如圖4 所示。結果表明，當注氣量為0.35 PV 時，換油率為0.34 t/t，此時衛42 區塊能實現較高的經濟效益開發。

圖4 注氣量優化

3.2.2 注入CO2速度優化

低速注氣氣驅前緣推進均勻，CO2利用率高，但采油速度低，方案時間長，影響經濟效益。研究注入速度分別為20，25，30，35，40，45，50 t/d 情況下的累計產油量和換油率指標，如圖5 所示。結果表明，優化注氣速度為30～35 t/d 時，對衛42 區塊開發最有利。

圖5 注氣速度優化

3.3 悶井時間優化

CO2與原油多次接觸，界面張力隨接觸時間延長逐步降低，實現混相。悶井可提高油藏壓力，降低界面張力，提高混相效果，擴大宏微觀波及體積，但同時會影響生產時率。優化悶井時間為1 年。

4 現場應用

試驗區共6 口注氣井，其中3 口井為油井轉注氣井，3 口井為水井轉注氣井，對應采油井24 口，儲量138.11×104t。設計注入CO2量0.35 PV，注氣對應油井同步悶井。實施后，平均單井日注氣量30.00 t，累計注氣量5.40×104t，綜合含水下降20%，峰值日增油10.60 t，累計增油4 396.00 t。

5 結論

（1）CO2驅可降低界面張力，驅替水驅無法動用的小孔隙，當界面張力達到超低界面張力時，CO2驅可驅動的孔喉級別為0.01 μm 級以上。

（2）與注水相比，CO2注入壓力下降，注入能力提高，衛42 區塊注氣壓力比注水壓力平均下降約17.00 MPa，平均動液面也有所增加，注氣后地層能量得到一定補充。

（3）區塊產能有效恢復，增油效果良好，目前已實施注氣井組6個，對應油井24 口，階段見效11口，綜合含水下降20%，峰值日增油10.60 t，累計增油4 396.00 t。