因地制宜发展中国注气提高石油采收率技术

李士伦 侯大力 孙 雷

西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室 四川 成都 610500

0 前言

中国油田类型多，地质情况复杂，应该多元化地发展提高石油采收率技术（英文简称EOR 或者IOR）。近年来，中国石油和中国石化低渗透/特低渗透油藏储量已占探明储量的64%～70%以上， 已动用的储量控水稳油和提高采收率难度大，未动用储量中特低/低渗透储量所占比例又很大，2010 年百万吨产能建设投资已超过60 亿元人民币，除了发展精细水驱开发技术外，发展注气技术势在必行［1］。

1 世界注气驱概况

在国际上，以北美国家为代表，EOR（IOR）技术仍以蒸汽驱为主导，化学驱很少，注气驱以逐年增长的态势和显著的成效成为有很大潜力和发展前景的技术。 以美国为代表，CO2驱油已是较为成熟的技术，形成了机理研究、地质油藏工程与数模结合的主体工程设计、注采工艺与地面工程设计结合及动态监测与调整结合等一整套技术和方法。 加拿大因地制宜地发展着烃类气驱，并掀起了以蒸汽辅助重力驱（SAGD）为主的开采稠油热潮。 目前世界上已有100 个以上的CO2驱项目在实施中。 2010 年美国Oil&Gas Journal 杂志公布， 全世界注气项目191 个，其中CO2驱141 个，占74%；注烃气项目35 个，占18%。

统计的80 余个CO2驱项目大部分在陆地上。 北美三次采油注气可提高采收率4%～12%OOIP （原始地质储量）， 美国主要注CO2基地—二叠盆地平均采收率提高8%，加拿大垂向注烃重力稳定混相驱可提高采收率15%～40%OOIP， 北海烃气水交替驱 （WAG） 为9%～12%OOIP。 美国CO2价格变化大，天然CO2约为＄14/t，石化厂、热电厂排放的CO2＄35/t。美国注气CO2利用率：1t CO2约产2.5～3.3 标桶原油（0.398～0.525 m3），现行注CO2成本约为＄43.2/标桶。

气水交替（WAG）是注气驱改善流度比、防止黏性指进、提高注气波及体积的有效方法，几乎80%注气项目均实施WAG。有混相与非混相驱WAG，混合WAG（又称变段塞Tapered 驱，气段塞按周期依次减少）和气水同时注入（SWAG）等。 WAG 起源于1957 年加拿大阿尔伯达省。 据2010 年59 个项目调查：

a）烃类气占42%（18 个），CO2气占47%（28 个），N2/烟道气占3%（2 个）；

b）混相驱占79%，非混相驱占21%；

c）陆上占88%，海上占12%；

d）砂岩油藏为57%，碳酸岩油藏占38%；

e） 大部分为三次采油，一般水驱效果好的，气驱的效果也可能好；

f） 单个气段塞为0.1～0.3 HCPV（烃类孔隙体积），总CO2段塞体积为35%～42%HCPV；

g）实施项目基本上都是成功的。

注气单井吞吐是一项非混相驱的增产措施，它用于消除近井带油层伤害，其作用机理主要有：

a）原油降黏；

b）原油体积膨胀；

c）溶解气驱+重力驱；

d）蒸发原油中部分轻质组分（如C5～C30）；

e）在侵入水作用下能改善降黏原油的排泄范围；

f） 圈闭气的存在能降低含水饱和度和降低水相渗透率；

g）降低油气界面张力；

h）消除近井带油层伤害；

i） 在吐气阶段， 由于相渗透率和毛管力的滞后效应，能降低水相和气相的相对渗透率。

对单井吞吐的建议：

a） 主要通过CO2溶于原油使其体积膨胀和黏度降低，改善油井产能。

b）有利时机主要在第二、三周期，偶尔第二、三周期增油比第一周期好。 有效周期一般只有3～5 个，增产效果受周期律影响，应特别注意；

c）增产比（CO2注入的增油量与措施前基准产量比值）与单位厚度注入量有关；

d）水侵、溶解气驱和重力作用有利于改善降黏原油的排驱范围。 边水驱可增加吞吐的效果，特别是吐气阶段，但不希望水驱太强；

e）可优化操作条件；

f） 吞吐过程的成功主要是近井带的增压和改造效应，其作用范围一般小于45 m；

g） 井周围地区压力升高增加CO2溶于原油的数量， 生产实践表明，CO2多一些时间滞留在油藏中是有益的；

h）注CO2阶段黏性指进能提高与原油接触的区域，但在吐气阶段，应控制CO2和伴生气的释放量。

2 中国注气驱发展简要回顾

中国石油大庆油田正积极开展注CO2先导试验。 早在20 世纪60 年代中国石油大庆油田就开展了CO2小井距先导试验。 1991 年又与法国合作，利用炼厂尾气在萨南油田开展CO2非混相驱试验。 目前，在榆树林101 块、芳48 断块等地开展试验。渗透率为1.08mD、埋深2120m，有11 口井规模的榆树林101 块取得较好效果。

中国石油吉林油田依托万金塔等CO2气田在黑59、黑79、228 块和89-2 井组开展注CO2驱试验， 已初具规模效应。 中国石化也在腰英台油田开展7 个井组注气先导试验，气源来自松南气田产出的天然气（含20%CO2）。

中国石化华东分公司是中国石化注CO2基地，依托黄桥CO2气田，2005 年于草舍油田注液态CO2开展混相驱试验，到2012 年3 月已累计注液态CO217×104t，累计增油7.2×104t，比水驱提高原油采收率6%以上，并正在草舍草一段和阜三段油藏、合兴油田和张家垛油田推广应用。

中国石化江汉油田曾积极开展过N2矿场试验，取得一定成果和经验。

中国石化中原油田积极开展注烃、注CO2和空气泡沫等试验，CO2驱初见成效。在中原濮城沙一段废弃高含水油藏开展CO2气水交替非混相试验，开展了剩余油评价、深化CO2驱油机理认识、气水交替注采参数优化和防腐、防窜及CO2回收等研究，试验井组在注CO2前已综合含水99.2%，为水驱废弃油藏，采出程度54%，预计注6 个段塞。 2012 年3 月，累计增油5 831 t，采出程度估计可达60.74%。

中国石油胜利油田也在积极探索CO2驱试验。 胜利油田的一个重大措施是使齐鲁煤制气厂一年提供50×104t CO2，届时再有3 个单元注CO2，能覆盖2 604×104t石油储量。高89 块低渗透油藏，含油面积2.6 km2地质储量120×104t，属滨浅湖相沉积，薄层分布，含油井段长7.2 m，平均孔隙度13.3%，平均渗透率4.7 mD，方案设计注气井10 口，生产井14 口，注采井距350 m，预计采收率由衰竭开发的8.9%，提高到26.1%。

中国石油吐哈油田在全国注烃混相驱二次采油方面树立了榜样。 1998 年8 月开始的烃类混相驱成功实施，为中国油田开发提供了宝贵经验，并形成了相应的注气配套技术。

中国南海西部海域油气区正在利用伴生气和CO2气开展注气试验，为中国海上油田注气开发提供宝贵经验。

中国石化西北分公司、中国石油南方公司、中国石油辽河油田、中国石油新疆克拉玛依油田、中国石油冀东油田和中国石油塔里木油田等也正在积极发展注气技术。

注气驱也在阿尔及利亚、苏丹等海外中方公司进行过试验。

西南石油大学开展注气驱已有20 年历史，与上述各大油气区30 余个油田单位开展了合作研究。

3 注气配套技术

提高石油采收率（EOR 或IOR）试验通常指油田的现场试验，是理论转化实践、获得经济盈利的重要一环。常见的非理想油藏环境和生产操作会引起许多不确定性因素，直接影响到赢利和采收率，在理论实践前，要确认以前研究中得出的假说和结果， 展示方案的实用性、技术上的可行性和经济上的适应性，通常需要回答以下的问题：

a）地层中是否具备足够多的可流动油，使措施具有可行性；

b）应当采用何种驱替流体作为注入剂，并确定其注入量与注入地点；

c）确定注入流体的最好方式；

d）确定产出可流动油的最好方式；

e）确定操作变化对油藏动态的敏感性；

f） 油藏（或操作）条件下，油藏呈现出动态反应的强弱程度；

g）先导试验在何时何地可以获利；

h）操作步骤与装备的技术要求；

i）最优化注入与产出方案；

j）项目的预期开采年限。

要回答这些问题首先要开展先导试验。 此外，在注气开发试验中要形成油藏描述、室内实验分析、石油工程、数值模拟、动态监测、制备与分离注入气等一系列配套技术。

3.1 注气开发油藏描述技术

地质研究是注气成功的基础。 气体密度小、黏度小、流动性大、气窜和重力超覆会严重影响注气波及体积和最终采收率。 注气比注水更复杂，其地质研究的精细程度丝毫不比注水差。 特别强调：

a）采用综合地质研究方法研究储层非均质性特征；

b）从沉积环境、成岩环境和后期改造环境分析非均质性形成的机理；

c） 从地质因素、地震、测井和动态监测资料来认识非均质性类型；

d）从纵向、平面上物性参数的变化来表示非均质性的分布规律；

e） 需开展裂缝、隔（夹）层、高渗透条带和盖底层密封性条件等研究；

f） 采用动静态结合的方法，研究油藏、油层间的连通关系；

g）建立较为符合客观实际的三维地质模型。

3.2 注气开发实验分析技术

注气开发常用组分模型模拟注气全过程，有别于注水开发。 PVT、相态室内实验分析对注气至关重要，其目的在于研究注气驱机理和用实验数据调节组分模型相态软体包状态方程参数。

3.2.1 常规PVT、相态实验

该实验首先应进行取样、配样、井流物组成的确定。

a)单次脱气（测气油比、 原油体积系数和相对密度等）；

b)泡点压力测试；

c）PVT 关系（等组分膨胀，英文简称CCE）；

c)定容衰竭实验（凝析气藏、 挥发性油藏需做该实验，英文简称CVD）；

d)多次脱气实验；

e)分离实验。

3.2.2 注气增溶膨胀实验

3.2.3 注气多次接触实验

3.2.4 混相条件实验

包括MMP（最小混相压力）和MME（最小混相组成）测定。

3.2.5 物理模拟驱替实验

包括一维、二维和三维岩心驱替实验。

3.2.6 高压油气界面张力实验

3.2.7 蜡、沥青质和水合物固溶物沉积实验

3.2.8 微观驱油机理实验

3.3 注气开发石油工程优化设计技术

注气开发石油工程优化设计技术主要包括钻井、完井、采油工程技术及油藏数值模拟技术。 前者需重点注意注入井型设计，完井方式、射孔优化，套、油管气密封和采油方式及防腐等技术；后者则一般采用组分模型进行注气开发方案设计等。

注气开发方案主要包括：

a）注气方式选择：混相、近混相和非混相驱，凝析或蒸发混相驱，气水交替（WAG）或连续气驱等；

b）注入介质的选择CO2、烃类气体（富气或贫气）、N2（烟道气）和空气等；

c）注入层系选择；

d）注入井网、井距、注采井数和注入能力确定；

e）WAG 的选择：气水比、注入量、注入总段塞和分段塞体积、注入速度、注入压力、采油速度和调整时机等优化；

f）边底水能量估计；

g）射孔原则和设计；

h） 产能规模、油井工作制度、利用老井的原则和接替方式。

3.4 防窜、堵漏和调剂技术

a）精细油藏描述；

b）优化射孔，避开高渗透条带；

c）调剖封窜，封堵高渗透条带；

d）泡沫驱；

e）气水交替，包括气段塞由大变小的变段塞气水交替；

f） 加强动态监测：井间示踪剂的应用，吸气剖面和产出剖面监测，三维、四维地震监测注入气运移，准确计量：包括：注入井的注入气量、组成、压力和温度等监测；生产井井口、井底压力和温度、产出油、气、水量、气组成、油物理、气油比和示踪剂含量等监测；生产井见气后注采井工作制度调整；跟踪数值模拟等。

3.5 注气开发动态监测技术

a）采油井井流物组分监测；

b）注入气组成监测；

c） 压力监测（特别是注气井底流压控制，在混相驱时需大于混相压力（MMP））；

d）气油比及C1、C2、C3、C7+组成监测；

e）注入和产出剖面监测；

f）示踪剂监测；

g）含水监测（油井见气、水后要加密监测）；

h）跟踪数模研究；

i）混相性和气窜分析。

例如： 阿尔及利亚扎尔则油田注气混相性分析：细管实例的MMP 是工程意义上的MMP，与理论值差多少？采用状态方程多次接触混相计算方法加以比较，结果见表1。 气窜分析：除气油比升高这个指标外，还有两个指标供参考： 分离器中C2+C3/C1含量降低， 分离器原油中C7+/C2+C3也降低。

表1 细管实验MMP与理论计算值对比

4 结论

根据中国目前提高采收率发展现状，注气提高石油采收率具有很大的潜力和发展前景。 分析总结并在吸收国外先进技术和外资的基础上，发展中国注气提高采收率技术势在必行。 该项技术发展的关键在于对地质工程、油藏工程、采油工程，地面工程等方面的精心设计、精心施工，一切通过试验，一切通过实践，在实践中积累经验，逐步形成完整的配套技术，培养一批专门技术人才。

［1］ 李士伦，张正卿，冉新权. 注气提高石油采收率技术［M］. 成都：四川科学技术出版社，2001.