二氧化碳在杜84塊超稠油水平井中的應用與演變*

張孝燕（中國石油遼河油田公司）

1 概況及存在問題

1.1 地質概況

研究區域位于杜84 塊東南部，開發目的層為興隆臺油層Ⅰ組，油藏埋深相對較淺，在680～710 m，屬中深層油藏，油層有效厚度20～30 m，其構造簡單，北東向延伸，為一北西向南東傾斜的單傾構造，探明含油面積2.5 km2，地質儲量650×104t[1]。該區域具有密度高、黏度高、膠質瀝青質高、含蠟量低的特點[2]，50 ℃原油黏度 為14.6×104～16.8×104mPa·s，原油黏度對溫度表現為極度敏感性。區域儲層物性好，孔隙度30.3%，滲透率2 277×10-3μm2，為高孔高滲中厚層、厚層塊狀邊水超稠油油藏[3]。

1.2 開發概況

2005 年開始，研究區域部署興Ⅰ組水平井27口，截止目前平均吞吐10輪，累計注汽12×104t，累計產油6.4×104t，油汽比0.53，采出程度達到28%。隨著吞吐輪次地不斷升高，油井出現含水高，生產效果變差的現象，興Ⅰ組產量遞減明顯，周期油汽比由最高0.51 降到0.3，最低達到0.25。開發過程中，為解決井間汽竄、產油量降低的問題，該區域實施了分小井組注汽、興Ⅰ整體注汽、復合型措施輔助蒸汽吞吐、氣體輔助蒸汽吞吐等方式，來提高興Ⅰ水平井生產效果。

1.3 存在問題

1）研究區域井間汽竄嚴重。研究區域2005 年開始集中部署興Ⅰ水平井，井距70 m，興Ⅰ組油層屬未動用油層，單井平均目的層厚度24 m，水平段長度380 m，在250～500 m，單井儲量16×104t。興Ⅰ水平井初期生產效果較好，平均單井日產50 t/d，隨著吞吐輪次的升高，油層得到不同程度的動用，井間矛盾突出，汽竄比例達到150%。

2）研究區域年產油量遞減加快。研究區域試驗井組5口水平井，為2005年部署、2006年投產水平井，經過12 年的蒸汽吞吐開發，研究區塊超稠油進入吞吐開發后期，周期呈現排水期長，含水升高，年產油遞減趨勢加快的特點，井組5口水平井年產油量由歷史高峰期的3.3×104t 降到2017 年的0.61×104t。

3）研究區域受相鄰井組影響，含水升高，井間剩余油未有效動用。研究區域興Ⅰ組水平井由北東向南西整體部署，隨著采出程度不斷升高，地層壓力逐漸降低，位于部署區域最南端的興Ⅰ水平井組發育邊水，于2009年3月水侵，之后陸續向東北方向擴展，試驗區域油井生產效果變差。試驗井組5口水平井平均吞吐11輪，累注汽量58×104t，累產液量70 t，累產水量52×104t，地下存水6×104t，地下虧空12×104t，回采水率90%，高含水井單井綜合含水90%～100%。由于受水侵影響，井間存在剩余油，難以有效動用。

2 二氧化碳的應用與演變實施

2.1 二氧化碳基本原理

二氧化碳注入油層中，具有調剖作用，有效地補充了地層能量，能夠降黏助排，是超稠油開發中必不可少的措施藥劑。二氧化碳在地層中形成的賈敏效應，能夠暫堵高滲透率地層，使蒸汽轉變方向，向中低滲透層波及，以此來提高蒸汽波及系數，從而減少井間平面上汽竄。溶解于原油的二氧化碳，形成混相后，原油黏度下降，提高了原油的流動性；未溶解的二氧化碳則充滿地層孔隙，擴大蒸汽波及面積，起到驅油作用[4]。

2.2 二氧化碳的應用與演變

2.2.1 杜84塊興Ⅰ組超稠油的特點

在杜84 塊超稠油興Ⅰ組水平井的吞吐規律中（圖1），1～3 輪為開發初期，其特點是注汽量較少，平均每輪注汽5 000～8 000 t，吞吐快，日產高峰期出現早，周期生產結束早，生產時間短，前三輪會隨著輪次的增高，油汽比逐漸升高，在超稠油開發初期，油井實施措施井次較少；4～6 輪為開發中期，其特點是注汽強度加大，平均每輪注汽8 000～10 000 t，排水期延長，日產高峰期出現稍晚，日產緩慢遞減，周期生產時間延長，4～6 輪會隨著輪次的增高，油汽比變化較平穩，在早期的超稠油開發中期，油井實施措施井次也較少，但隨著超稠油開發工作的經驗提升，為了延緩油井遞減，措施過早的出現在開發中期；7 輪到目前為開發后期，其特點是注汽強度會隨著輪次的增高、采出程度的升高而加大，平均每輪注汽10 000～13 000 t，排水期長，周期生產時間增加，平均每輪在250天左右，單井日產下降，由平均單井日產50 t/d 下降至8 t/d。在無有效接替開發方式的基礎上，7 輪之后大規模的實施措施，并以連續實施為基本特點，來提高油井開發效果[5]。

2.2.2 二氧化碳在超稠油中的變化

在超稠油水平井措施實施過程中，二氧化碳的使用最為普遍，它能有效地起到補充地層能量的作用，與各項藥劑配合起到驅油的效果。二氧化碳在超稠油的實施中主要分了三個階段，杜84 塊水平井歷年措施構成圖見圖2。

1）第一階段是水平井加密部署、以三元復合吞吐技術為主。三元復合吞吐即是指水蒸氣、二氧化碳和表面活性劑協同作用的一種吞吐開采工藝，通過加熱油層、降低原油黏度，其次是調剖、降黏、溶解驅作用，二氧化碳的注入主要是擴大蒸汽的波及半徑、使原油膨脹、降低原油黏度，其次是降低界面張力、形成溶解氣驅、萃取汽化等，封堵蒸汽竄流通道[5]，調整吸汽剖面，擴大蒸汽的波及體積等，能有效改善超稠油水平井蒸汽吞吐效果、提高周期油汽比，經濟效益明顯[6]。

2）第二階段是以單砂體薄層水平井部署為主、多元化措施輔助。針對水平井開發出現了復合型措施輔助蒸汽吞吐的階段，在復合型措施的階段，二氧化碳也起到了必不可少的作用，主要是將液態二氧化碳注入井內，在地層中變成氣態二氧化碳，二氧化碳由液態變氣態，體積增大占據空間，同時靠發泡劑發的泡沫占據地層體積，體積在有限的空間內增大，增加地層壓力，補充能量[7]。

圖1 杜84塊超稠油興Ⅰ組水平井的吞吐規律

圖2 杜84塊水平井歷年措施構成圖

3）第三階段是以氣態二氧化碳為主的氣體輔助蒸汽吞吐的階段，是對二氧化碳應用的演變階段。借鑒SAGD的氣體輔助經驗，向吞吐井內注入非凝析氣體，對比于氮氣增能[8]，非凝析氣體以注入液態二氧化碳生成氣體最經濟實惠，直接注入二氧化碳氣體最方便，注入設備需采用乙方設備[9]。

3 氣態二氧化碳應用實施及效果分析

3.1 氣態二氧化碳的應用實施

為解決吞吐開發中低壓及動用不均的問題，注入二氧化碳氣體彈性能力提高流體返排能力，補充地層虧空，提高地層能量。由二氧化碳氣體保壓開采機理示意圖（圖3）可以看出，氣體充填虧空地層后，有利于注入蒸汽向未動用區域擴展，增大蒸汽波及體積，提高油層動用程度，并減緩注入蒸汽同上部隔層熱交換速度，提高熱能利用率[8]。

圖3 二氧化碳氣體保壓開采機理示意圖

2018年，為改善興Ⅰ組油井開發效果，在研究區域優選5口井水平井整體注汽，開展氣體輔助整體吞吐保壓開采試驗，選取4 口井注入二氧化碳，累計注氣體2 100×104m3（標況）。注氣體井1口為試驗井組內部井，3 口為興Ⅰ邊部水平井，確保試驗區域整體壓力的提升。試驗證明，隨著氣體注入，井底流壓升高，生產效果得到大幅度的改善。由于本次試驗的成功，借鑒其經驗，及時跟蹤井組生產數據，2019 年井組周期末期及時進入下輪吞吐，并再次優選井組內2口水平井注入氣態二氧化碳，改善效果依舊明顯。

3.2 效果分析

1）井組地層壓力提高。隨著氣體注入，井底流壓升高，措施后試驗井組地層壓力由2.3 MPa 提高到3.8 MPa，提高了1.5 MPa，有效的補充了地下虧空，補充地層能量，有效抑制水侵。

2）井間剩余油有效動用，井組含水大幅度下降。地層壓力升高后，減少了水侵井組對試驗井組的影響，注入的氣體補充了虧空地層，提高了注入蒸汽的熱利用率，井間剩余油有效動用，排水期縮短，井組含水大幅度下降，由2017年的82.7%降至61.2%。

3）年產油量大幅度提升，日產水平提高。由于氣態二氧化碳的注入，有效驅動了地層原油，井間剩余油動用開采，年產油大幅度提升，年產油量由2017年的0.61×104t上升至2018年的1.37×104t，并在成功經驗的基礎上，2019年繼續實施向井內注入二氧化碳氣體，累注氣體55.7×104m3（標況），注蒸汽2.5×104t，井組全年產油1.73×104t，比措施前增油1.12×104t，井組日產提高了31 t/d。

4 結論

1）二氧化碳能有效改善水平井水平段動用不均衡，能有效抑制井間汽竄。

2）二氧化碳能有效提高超稠油地層壓力，補充地層能量，抑制水侵影響。

3）氣態二氧化碳或地層中生成的氣態二氧化碳能夠起到驅油作用，有效動用井間剩余油。

4）非凝析氣體中的二氧化碳適宜推廣應用，氣態二氧化碳更方便、更環保。