黃3 區CO2 驅技術研究與現場試驗

李曼平，李玉杰，楊金峰，楊飛濤，燕 萌，陶 濤，趙艷艷

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

黃3長8 油藏三角洲前緣亞相沉積，砂體厚度大，平面展布穩定，動用面積60.7 km2，動用儲量2 604.8×104t。于2009 年開始試驗建產，2010-2012 年采用菱形反九點井網同步注水開發，平均孔隙度7.1 %，滲透率0.39 mD，壓力保持水平69.0 %，目前綜合含水49.1 %，累計注采比1.75，采出程度6.32 %。具有“低孔、低滲、低壓”的特征，儲層非均質性強，已進入中含水開發期，面臨著有效驅替系統難以建立、壓力保持水平低、注采矛盾突出、水驅提高采收率空間有限等問題。

試驗區位于黃3 長8 油藏西北部，含油面積3.5 km2，動用儲量186.8×104t，主力油層為長811，平均油層厚度13.0 m，孔隙度8.3 %，滲透率0.27 mD，屬于超低滲透油藏。2018 年底形成“9 注37 采”注氣規模，對應一線油井37 口，二線油井8 口，注氣前平均單井日產液2.00 m3，單井日產油0.78 t，綜合含水55.7 %，屬于低產低效單元。

試驗區地層水礦化度高、油藏裂縫發育、原始氣油比高，與國內外已實施油藏條件存在差異，給注采配套技術帶來新的問題和挑戰：

（1）注入水和地層水礦化度高且不配伍，CO2驅將導致井下管柱和井口設施腐蝕、結垢更加突出，腐蝕速率0.2 mm/a～0.4 mm/a，隨著CO2分壓增加，腐蝕速率將加劇。并且長8 地層水Ca2+、Mg2+及Ba2+、Sr2+成垢離子含量6 500 mg/L，是吉林油田的50 倍以上，加劇了多成分復雜垢的產生。在結垢、侵蝕性環境介質共存情況下，管材腐蝕程度加劇，特別是垢下局部腐蝕，同時管柱連接處密封性受到考驗。因此開展注采井防腐防垢一體化研究，保證井下管柱安全。

（2）儲層非均質性強，裂縫發育，油井壓裂投產，存在人工裂縫及長期注水形成的水驅優勢通道，CO2驅時氣竄風險大，需要開展氣竄防治技術研究。

（3）采出井原始氣油比為70 m3/t～120 m3/t，CO2驅氣竄后生產氣液比預計可達300 m3/t～800 m3/t，抽油泵及系統效率降低，如何解決氣體影響問題是采出井高效舉升的關鍵，需要提升防氣工藝，創新舉升方式。

1 CO2 驅油機理[1-6]

1.1 試驗區原油物性分析

試驗區原油生產氣油比為88.9 m3/t，飽和壓力10.48 MPa，地層原油體積系數1.278 2，地層原油密度0.724 8 g/cm3，脫氣原油密度0.829 6 g/cm3，原油黏度1.81 mPa·s，地層油輕烴和中間烴（C2～C15）含量48.87 %。注氣膨脹試驗表明注入CO2后地層油體積膨脹、黏度和界面張力降低。

建立了飽和壓力、體積系數、黏度、密度、界面張力5 項關鍵參數的定量關系式，預測與試驗誤差＜5 %，可以滿足工程應用（見表1）。

表1 關鍵參數關系式

1.2 最小混相壓力

通過細管、升泡、界面張力三種方法相結合，確定了試驗區CO2驅油的最小混相壓力為16.1 MPa，目前地層壓力15.5 MPa，略低于最小混相壓力，近混相驅替。對比國內同類試驗區，長慶試驗區地層油輕烴和中間烴（C2～C15）含量較高48.87 %，試驗區CO2驅最小混相壓力相對較低。

1.3 CO2 驅油機理

1.3.1 CO2混相驅孔隙動用規律 通過特低滲巖心驅替核磁共振試驗發現，長8 基質巖心CO2混相驅，孔隙原油動用順序為先大后小，動用程度受喉道尺度影響較大，大PV 持續驅替，可以動用大部分細小孔隙原油，長8 基質巖心CO2混相驅替，依據核磁共振分析，最終采收率為92.2 %。

長8 裂縫巖心CO2混相驅，孔隙原油動用順序為裂縫-基質大孔隙-小孔隙，動用程度受裂縫影響大，即使大PV 持續驅替，部分細小孔隙原油仍動用困難，長8 裂縫巖心CO2混相驅替，依據核磁共振分析，最終采收率為65.3 %。

1.3.2 水驅后CO2驅油的微觀特征 通過多種孔隙結構微觀驅油試驗，發現CO2優先沿水驅孔道驅替，逐漸波及小孔道和角隅。

非混相驅小孔道動用程度較低，剩余油以大孔隙油膜、小孔隙和盲端油柱為主；混相驅大、小孔道、盲端孔隙均能有效驅替，殘余油飽和度遠低于非混相驅；非混相驅過程中小喉道賈敏效應、油膜黏附功等附加阻力是影響細小孔隙注入性的主要因素。

微觀孔隙中CO2驅油，喉道尺度越小，有效驅動需要達到的界面張力值越低；混相驅氣油界面逐漸消失，克服賈敏效應驅替細小孔隙剩余油、克服黏附功剝離大孔隙油膜，驅油效率顯著提高；非混相驅不能完全消除界面張力，導致小孔隙驅替阻力大，動用困難，低滲/特低滲透油藏應盡可能實現混相驅（見圖1）。

圖1 不同尺度孔道CO2 驅替效率隨界面張力的變化

2 注采工藝配套[5，6]

2.1 注入工藝

黃3 區注入井選擇CC 級KQ65/35 采氣井口，套管頭選擇CH9-5/8X5-1/2-35 卡瓦式標準套管頭（承壓35 MPa），管柱結構（自下而上）：注氣閥+提升短節+油管（P110 鋼級、BGT-2 扣型）+彈性扶正器+Y445 氣密封封隔器+彈性扶正器+循環滑套+提升短節+油管+油管掛+井口。

2.2 采出工藝

黃3 區選擇CC 級KY65/21 采油井口，由于低滲透油藏普遍無自噴能力，因此仍采用抽油機生產方式，同時考慮CO2對油井存在腐蝕和氣體影響等因素，有針對性的對井下管串及關鍵采油配套工具進行防腐、防氣配套。管柱結構：借鑒前期實施情況，管柱結構為“油管（J55 73 mm+內涂層雙金屬外噴涂+緩釋劑）+防氣抽油泵+泄油器+氣液分離器+防砂篩管+絲堵”。

3 防腐防垢工藝技術[7-9]

3.1 試驗研究

根據CO2腐蝕試驗，認識了CO2腐蝕規律：CO2壓力為5 MPa 的條件下，隨著溫度、流速、含水率的升高，腐蝕速率增大；溫度在80 ℃左右時，腐蝕速率達到最大值；含水率低于30 %時，腐蝕輕微；腐蝕高風險區在動液面附近和動液面以下。

3.2 注采井緩蝕劑體系

根據注入井服役環境，優選了油基環空保護液體系，試驗表明，油基環空保護液（HSJ-XY-48）在靜態和應力條件下，氣相、液相腐蝕速率均低于0.076 mm/a，掛片表面未見腐蝕。

圖2 苯甲酸硫脲基咪唑啉（緩蝕基團）磷酸酯（阻垢基團）的合成

針對采油井服役工況，研發了緩蝕阻垢劑體系，黃3 區垢型以硫酸鋇鍶為主，而常規CO2緩蝕劑與鋇鍶阻垢劑不配伍，針對這一難點，合成出兼具緩蝕性能和阻垢性能的緩蝕阻垢一體化藥劑（見圖2、表2）。

表2 阻垢性能評價表

3.3 自控加藥裝置

針對叢式井的特點，該裝置采用“一機多井小間隔輪巡加藥”加注方式，支持數據遠傳和遠程控制，同時配備液晶面板可實現就地自動控制，雙藥箱同時支持水基和油基兩種類型藥劑的投加，現場已投運7 套裝置。與吉林油田“一機一井”加注方式相比，大大降低了加注裝置的費用投入，且符合油田數字化的發展趨勢。

4 氣竄治理技術[10-13]

通過CO2泡沫和顆粒凝膠的油藏適用性研究，提出了兩級封竄工藝思路，研究優化了兩級封竄注入方式及注入工藝參數，配套研發耐酸耐鹽堵劑，初步形成了適合黃3 區CO2驅的防竄技術。

4.1 PLS-1 凝膠

采用抗酸耐鹽交聯劑，同時加入硅溶膠增強抗酸劑和熱穩定性，研發了PLS-1 凝膠，室內評價表明其耐酸耐鹽性能良好：

（1）礦化度增大對PLS-1 凝膠體系的成膠性能的影響較小。凝膠的強度受礦化度影響并不嚴重，隨著礦化度增加凝膠成凍時間被延長，這一特點有益于延長地面泵注時間、實現深部調堵（見圖3、圖4）。

（2）基液pH 值降低，對凝膠成膠后的強度也沒有顯著影響。隨著基液pH 值降低，凝膠體系成凍時間縮短，因為氫離子（H+）可以起到促進成膠的作用。這在礦場實際應用中，可起到“遇酸快速成膠，不遇酸深部運移”的效果，而且基液的酸性對凝膠成膠后的強度，即黏彈性沒有顯著影響（見圖5、圖6）。

（3）與常規調剖劑相比，在酸性條件下（pH：2～3），PLS 成膠封堵效果好，穩定周期長達6 個月。PLS 凝膠在pH=3 的酸性環境下非常穩定，未出現降解等不利現象。在25.04 MPa 下、180 d 內PLS 可將失水百分比控制在19.6 wt.%，證明PLS 凝膠具有較為優異的二氧 化碳耐受性和穩定性。

圖3 不同礦化度下時間與黏度的關系曲線

圖4 礦化度與成凍時間、儲能模量的關系曲線

圖5 不同pH 條件下時間與黏度的關系曲線

圖6 pH 值與成凍時間、儲能模量的關系曲線

4.2 氣竄監測裝置

為了研制CO2驅氣竄在線監測設備，采用“一井一機多組分檢測”的設計思路，優化裝置結構，優選防爆殼體作為檢測腔室，并采用氣動自動增壓裝置，穩定套管氣壓力，解決高精度組分檢測等難題，研制了黃3 區CO2驅井口套管氣組分自動監測裝置，并將單井組分檢測數據傳送至油區數字化SCADA 系統，可實現CO2、H2S、CO、可燃氣體的實時監測。

5 現場實施效果

試驗區9 個井組對應采出井37 口，整體生產形勢穩步向好，單井產能由0.81 t 上升到0.90 t，綜合含水由56.4%下降到50.4%，自然遞減由4.0%下降到-6.7%，含水上升率由6.3 %下降到-8.3 %，采出程度由5.4 %上升到6.8 %，一線井37 口油井中見效27 口，見效率73.0 %，平均見效周期101 d，累計增油6 667 t、降水10 052 m3。其中見效井平均單井日產油由0.84 t 增加到1.05 t，平均含水由52.5 %降到46.5 %，注氣后壓力監測19 井次，平均壓力19.0 MPa，壓力保持水平90.9 %，較水驅開發時上升15.2 %，氣驅后地層能量得到快速補充。氣體示蹤劑結合生產井見效特征表明，油井呈現多方向見效特征，氣驅在平面上多向驅替，波及范圍擴大。