柳赞北区中低渗油藏CO2驱技术研究与应用

曹亚明，郑家朋，李晨毓

付治军，孙桂玲，孙蓉 （中石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山063000）

CO2驱在美国、加拿大等国家已经成为一项重要且成熟的提高原油采收率的方法［1～3］，其中美国是CO2驱发展最快的国家，自20世纪80年代以来，CO2驱项目已遍布13个州和墨西哥湾。CO2驱油技术具有成功率高、风险低的特点，成为三次采油技术中最具潜力的提高采收率方法之一［4，5］。国内的CO2驱油技术起步较晚，但这项技术矿场应用成本相对较低，提高采收率幅度大，仍具有很大的吸引力，先后在大庆、胜利、江苏、吉林等油田开展了室内研究和矿场试验［6］。冀东油田中、深层油藏储层物性差，水驱油效率低；部分区块注水压力高，存在注不进水的问题，依靠天然能量开发，采收率低；为提高中、深层油藏采收率，在柳赞北区断层根部，实施了CO2驱先导性试验，取得了良好效果。

1 试验区概况

试验区位于柳赞油田北部，靠近断层根部，是柏各庄断层下降盘断鼻构造带的一部分，地层倾角较大，接近35～45°，属层状断块构造岩性油藏。区块主要发育沙河街组三段3亚段 （Es33）Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油组，其中Ⅳ油组2层作为试验区目的层，平均孔隙度19．5%，平均渗透率381mD；试验区综合含水率29．9%，累计采油3．16×104t，地质储量采油速度2．6%，地质储量采出程度9．14%。

试验区油井投入生产后，长期处于弹性开采，地层能量严重不足，油井平均日产液低于10t，油层中部深度为2500m，平均动液面在2000m左右，注水开发后，因储层物性差，水敏性强，注水困难，试验区注水井水驱动用程度仅为36．32%，动用程度较低。

2 CO2驱物理模拟研究

混相驱物模装置引进美国RUSKA公司的装置。所用的地层原油样品是用LB1-15-20井地面油／气样品在室内配制成的柳北地层油；CO2注入气样品购自北京分析仪器厂，纯度为99．95%；地层水和注入水样品均取自油田现场。

图1 柳北区不同压力下注CO2驱油试验

图2 柳北区注CO2最小混相压力试验

试验结果如图1、2所示，在各个试验压力下原油采收率随着时间增加呈线性增加趋势，达到气窜后，增加幅度急剧下降，原油采收率趋于稳定。通过原油的最终采收率随压力的变化，分别做非混相和混相时的直线，两条直线的交点所对应的压力即为在该油藏温度下注CO2时的最小混相压力，约为28．18MPa。目前试验区地层压力21．8MPa，达不到混相条件，但随着注气量不断增加，地层压力不断提高，近井地带能够达到混相。

3 方案优化设计

3.1 地质模型建立

选择柳赞北区断层根部油藏作为试验区，进行数模计算分析，模拟区面积0．62km2，地质储量193．2×104t，模拟层选取Ⅳ油组2层下6个小层，建立模型网格数为25×15×5＝303666，如图3所示。模拟区边水不活跃，以人工注水为主。在模拟地层储量与动态历史拟合的基础上，按照目前井网和工作制度预测水驱采收率为24．54%．

根据注气方案的初选结果，进行CO2驱、水气交替驱 （HWAG）开发调整方案的数值模拟研究，开展适应性分析，优选最佳的驱替方案。

3.2 单井合理日注量

柳北油藏注采井距不到200m，平均为130m，注气量过大，容易气窜；若注入量太低，地层能量补充太慢，单井产量提高困难；注入量低，地层压力起不来，（近）混相驱难以实现，通过研究不同注入量对应油井产油量和地层压力的变化，来确定最佳注入量。

试验结果表明，单井日注气在10～20t时的产量曲线差别不大 （图4），当日注量达到30t后产量增加10t，产量曲线明显高于日注量20t的情形，并且日注30t和40t的产量曲线接近重合；从地层压力变化情况 （图5）看，单井日注气在30t以上时，地层压力能够升高6MPa，增幅明显，能够实现近混相驱，这是日注气30t产量较20t时明显提高的原因。综上所述，建议单井日注CO2量应高于30t，以实现近混相驱。

图3 柳北试验区地质模型

图4 不同注气量下的产油量情况

图5 不同注气量下的地层压力变化

3.3 注气方式研究

研究了连续气驱和水气交替驱2种注入方式，连续注气的气油比升高快，水气交替能控制流度比，抑制气窜，扩大波及体积，并能大幅度降低注气成本。图6为连续气驱和气水交替驱的气油比随注气时间变化曲线，水气交替驱的气油比约为连续气驱的50%，所以水气交替驱可以作为一种防气窜技术。

3.4 累计注气量确定

为了选择经济合理的注入量，研究了CO2注入量对注气效果的影响。由于柳北油藏注采井距小，注气量过大，容易气窜；若注入量太低，地层能量补充太慢，单井产量提高困难；注入量低，地层压力起不来，（近）混相驱难以实现。因此，存在着一个合理的累计注气量，使得经济上最优，技术上可行。

根据数值模拟，到2021年，扩大区整体换油率约0．32t／t；如图7、8，从累计产量曲线看，2021年左右产量增长也明显放缓。此时CO2累计注入量0．17HCPV （连续注气到2021年的累计注入量为0．51HCPV，由于前面已优化推荐了1个月气和2个月水交替注入方式，故气体的累计注入量为0．51／3＝0．17HCPV）。

图6 2种注气方式的气油比

4 CO2驱现场试验认识

4.1 地层能量升高

注气后在油层中部压力由10．18MPa上升到24．2MPa，说明注气后地层能量得到了有效补充：注气前注不进水的地方，地层能量亏空比较严重；注气后，地层能量逐步恢复，压降变缓。当CO2注入量达到一定程度时，井底附近压力升至32MPa以上，超过最小混相压力，在井底局部范围内，驱替方式由非混相驱逐渐过渡到混相驱。

4.2 生产井见气特征

图7 累计产量变缓趋势

图8 扩大区整体换油率变化情况

见气井主要分布于油藏的较高部位，重力分异作用迫使CO2优先进入油藏高部位，形成次生气顶，气顶中的气驱替剩余油至附近油井，造成高部位井很快见效。分析发现，试验区内高部位油井比低部位油井平均见效早4个月以上，但有效期较短。见气后油井产量下降很快，采取周期生产方式，即油井间开间关，有利于CO2在地层中与原油充分接触和溶解，油井产量有所恢复。

4.3 增油降水效果分析

试验区共有一线油井14口，截至2014年5月，有10口井相继见到增油效果，见效率71．4%。注气前试验区日产油35．1t，含水率51．4%；注气后，地层能量逐渐恢复，注气见效后，初期日产油57t，含水率31．1%，高峰期日产油达到60t，含水率最低降至23%，考虑递减累计增油2．6×104t，采收率提高2．5个百分点，CO2换油率为0．84t／t。

5 结论与认识

1）柳赞北区CO2驱为非混相驱替，但随着注气量的增加，注气井井底附近压力逐渐升高，近井地带逐渐由非混相驱替过渡到混相驱。同时，高倾角油藏下，依靠重力分异作用，CO2驱会启动新的水驱未波及的储层，提高波及系数，从而进一步提高采收率。

2）柳赞北区通过转变开发方式，由CO2驱代替水驱，取得了较好的开发效果，地层能量逐渐增加，区块的综合含水率下降，产油量上升，为油田同类型油藏的开发提供了较好的借鉴。

［1］Moritis G．CO2injection gains momentum ［J］．Oil ＆ Gas Journal，2006，104 （15）：37～41．

［2］Algharaib M，Gharbi R，Malallah A，et al．Parametric investigations of a modified simultaneous water-alternating－gas injection technique［J］．Journal of Porous Media，2007，10 （7）：633～655．

［3］侯健 ．提高原油采收率潜力预测方法 ［M］．东营：中国石油大学出版社，2007．

［4］鞠斌山，栾志安，郝永卯，等 ．CO2吞吐效果的影响因素分析 ［J］．石油大学学报 （自然科学版），2002，26（1）：43～45．

［5］王进安，袁于均 ．长岩心注二氧化碳驱油模拟试验研究 ［J］．重庆大学学报 （自然科学版），2000（s1）：136～138．

［6］李士伦，郭平，王仲林，等 ．中低渗透油藏注气提高采收率理论及应用 ［M］．北京：石油工业出版社，2007．