特低渗油藏CO2非混相驱生产特征与气窜规律

高云丛，赵密福，王建波，宗畅

（1.中国石化东北油气分公司勘探开发研究院；2.中国石化东北油气分公司开发处）

0 引言

国内外矿场实践及机理研究均表明，CO2驱油可以大幅度提高低渗透油藏的采收率[1-12]。但矿场实践项目主要集中在混相驱[13-15]，非混相驱油项目少，产量低。统计分析表明[16]，目前全世界正在进行的提高采收率项目共327项，其中注CO2采油项目共有135项，日产油量为 6.02×104t，其中非混相驱 10项，日产油0.35×104t。

吉林腰英台油田为特低渗油田，含油饱和度低，投产初期含水率高、水驱开发效果差。DB33井区北部开展CO2非混相驱矿场试验2年5个月，油井含水上升趋势得到有效控制，受控的40口油井中26口油井见到较明显的增油效果，与水驱相比，气驱后试验区目前累增油1.02×104t，预测比水驱提高采收率4.7%。基于此，笔者对 CO2非混相驱油井生产特征和气窜规律进行了研究，以期对提高特低渗油藏非混相气驱的开发起到一定的经验借鉴作用。

1 先导试验区概况

腰英台油田位于松辽盆地中央坳陷南部的长岭凹陷，开展CO2驱的DB33井区为构造-岩性油藏，主力油层为青一Ⅱ、青二Ⅳ砂层组，兼顾青一Ⅰ、青二Ⅴ砂层组，埋深 1 900～2 400 m，储集层平均渗透率1.9×10−3μm2，平均孔隙度 12.1%，天然裂缝较发育，裂缝密度0.312条/m。油井全部压裂投产，监测表明人工裂缝方向主要为近东西向，与地层主应力方向一致，层间可动水分布普遍，压裂后投产初期平均含水率61%。油藏含油饱和度 41%，但原油性质较好，地层原油密度0.78 g/cm3，地层原油黏度1.91 mPa·s，饱和压力8.74 MPa。试验区沿主应力方向部署排状井网，井距250 m，排距180 m。平均单井日注气40 t，注入压力为8～14 MPa，平均10 MPa；生产井平均动液面1 785 m，井底流压多分布在6～7 MPa。

试验区采用 CO2非混相驱油。试验区原始地层压力22 MPa，长细管实验确定最小混相压力26.63 MPa。试验1.5 a后，全区混相程度低，数值模拟研究表明，全区平均地层压力14.5 MPa，混相区域分布于注气井周围1～2个网格（网格步长25 m），混相体积系数（气体波及区内界面张力为零区域的体积与波及体积的比值）0.67%；近混相区域受气体突进方向影响，主要分布于注气井周边及与见气井连线上，半混相体积系数（气体波及区内低界面张力区域的体积与波及体积的比值，低界面张力区域原油饱和度低于残余油饱和度）7.51%。

截至2013年10月28日，累注液态CO2147 880 m3，注入地下孔隙体积14.9%。2011年4月到2012年8月为连续注气阶段，第1批试验井组5注23采，平均单井日注液态CO245 m3，累计注液态CO291 046 m3。试验区降低自然递减总体效果明显，连续注气 5个月后日产油量持续保持稳定，含水率由85.4%下降到82.6%，产气量明显增加，套管监测日产气 7 000 m3左右（不含1口气量大放喷生产井）。2012年8月扩大第2批试验井组，6注17采，两批井组实施水气交替注入，平均单井日注液态CO237 m3，平均单井日注水40 m3，实施气水交替后，油井气窜趋势得到有效遏制，试验区增油效果显著，换油率比连续注气提高 3倍，含水率从82.6%下降到81.3%。腰英台油田其他15个水驱井区产油量年递减率17.2%，综合含水率从87.1%上升到94.8%。

2 CO2非混相驱油井生产特征

2.1 原油与地层水物性变化

原油物性分析、全烃分析证实，CO2对本区原油具有较好抽提作用。15口油井（第1批试验井组）原油全烃分析结果表明，见效油井原油C5—C13中间组分明显增加，重质组分明显减少，说明CO2对原油有较强的萃取作用（见图1）。8口井原油物性分析结果表明，见效油井的地面原油黏度有较明显的下降趋势，如DB33P1井由 26.5 mPa·s降至 10.9 mPa·s（见图 2）。

图1 DB33-5-8井原油组分不同时期对比

图2 DB33P1井不同时期原油黏度对比

CO2对腰英台油田原油具有较好的体积膨胀作用。室内实验表明，随着注入量增加，腰英台油田地下原油体积系数增大，膨胀系数增大，原油物性变好，有利于降低残余油饱和度，提高原油采收率。现场试验表明，见效井原油密度呈逐步下降趋势，8口见气油井的原油物性全烃分析显示，原油平均密度由注气前的0.875 g/cm3下降到见气后的0.869 g/cm3。

14口油井注气1 a后产出液离子浓度明显变化。水样分析结果表明，与水驱原始资料相比，注CO21 a后pH值平均下降1.6，Ca2+浓度平均增加160.7 mg/L，Cl−浓度平均增加 1 758.10 mg/L，HCO3−浓度平均增加1 457.50 mg/L（见表1）。主力油砂体所在的青山口组裂缝以全充填为主，占裂缝总数的 85%，方解石充填的裂缝占充填裂缝总数的95%。油藏压力下CO2溶解于水，地层水酸性增强，具有解堵作用，地层有效孔隙度增加，改善了渗流环境。

表1 14口油井注CO2 1 a前后水样中Cl−、Ca2+、HCO3−浓度及pH值对比

2.2 流体驱动过程中的单层突进与平面指进现象

注气前对试验区的5口注入井监测了14井次吸水剖面，连续注气阶段监测吸气剖面11井次。根据所测同位素载体在地层滤积前、后的伽马测井曲线，计算对应射孔层位上曲线叠合异常面积的大小，由此反映该层的吸水（气）能力，从而确定注入井的分层吸水（气）剖面。开发早期水驱阶段，第 1批试验井组注水井不吸水厚度由注水初期10.2%上升到36.1%。连续注气阶段，随着 CO2突破程度的加剧，注气井不吸气厚度由注气初期的 20.2%上升到 78.3%。测试结果表明，无论水驱或气驱，随着驱替时间的延长，剖面均衡性变差（见图 3），流体沿着高渗透条带突进，中低渗透层潜力发挥差，导致注入剂无效循环，利用率低。

图3 DB33-2-2井早期水驱（a）和后期气驱（b）注入剖面

2010年12月至2011年4月注气前，对试验区7个井组进行水驱示踪剂监测。根据互不干扰原则，分别选取磷酸二氢钠、硫氰酸铵、碳酰胺、硝酸钠、亚硝酸钠作为监测用示踪剂。示踪剂监测结果表明各井组均在不同程度上存在高渗通道（见图4）。注气后，受储集层非均质性、裂缝和高渗条带影响，CO2在各小层推进速度不一（见图5），存在单层、单方向指进现象。试验区波及系数较低，注气17个月后第1批试验井组波及系数17.9%，平面及层间矛盾比较突出。

图4 注气前监测注水示踪剂推进方向

图5 注气后（2012年5月）试验区油井CO2浓度监测

2.3 水气交替注入动用效果

实施水气交替注入后，波及系数明显扩大，层间与平面动用程度变好。注入介质交替后初期纵向剖面明显改善，油层动用趋于均衡。第1批试验井组（2、4排）5口注入井2011年4月转注CO2后，储量动用程度由50.6%上升到79.8%，原不吸水层位开始吸气且吸气比例较高，低渗透层得到动用，而且吸气剖面更均匀。同样这5口井2012年9月转注水后，储量动用程度由21.7%上升到65.2%。第2批（6、8排）6口注入井2012年 9月注 CO2后增加吸入产层厚度 30.9 m，注气前47.5%的厚度不吸水，注气后不吸气厚度降为22.7%。

实施水气交替注入后，油井见效率明显增加。2012年9月试验区2批试验井组整体实施水气交替，目前26口油井明显见效，见效率由水驱的40%提高到水气交替阶段的 67.5%，其中注气转注水阶段，17口油井见效增油，注水转注气阶段，8口井见效增油，减缓注气强度或停注期间13口井见效增油。

实施气水交替注入后，原严重气窜、无经济开采价值油井开始见效增油。2010年末的示踪剂监测显示注入井DB33-2-2井与油井DB33-1-3井有较好的连通关系。2011年4月注气前DB33-2-2井的吸水剖面测试表明，注入水沿青一Ⅱ4层指进（见图6），2011年4月注气后吸气剖面变得均衡，原不吸气的青一Ⅱ1和青一Ⅱ2层开始吸气，相对低渗层注气后得到动用。注气2个月后DB33-1-3井产油量增加，含水率下降。在气驱过程中，随着油井见气、气窜，注入井吸气剖面监测显示注入的 CO2也逐渐沿着青一Ⅱ4层指进，在注气11个月后，DB33-1-3井产油量急剧下降（见图7），含水率急剧上升。2012年8月转注水后DB33-2-2井吸水剖面改善，原不吸气的青一Ⅱ2层开始吸水，低渗层重新动用，纵向波及系数增加，DB33-1-3井产油量增加。

图6 DB33-2-2井连续注气与水气交替阶段纵向剖面变化

图7 DB33-2-2井与DB33-1-3井注采曲线

2.4 水气交替增油期时效性

水气交替注入改善纵向剖面，打破了储集层流体相对平衡分布，使剩余油在二次调整分配中被有效动用，剖面的均衡性得到改善，但时效短。2批试验井组的生产实践表明，注气转注水后，增油有效期2～3个月。第1批试验井组转注水后（2012年8月），产油量增加，含水率下降；转注水 1个月后，产油量开始下降，含水率上升；转注水 2个半月，产油量低于转注水前日产油水平（见图8）。第2批试验井组转注水10 d后（2013年1月）产油量增加，含水率下降。转注水2个月后，产油量开始下降，含水率上升，但仍在增油有效期（见图9）。

图8 第1批试验井组注采曲线

注气转注水后无论是增油有效期还是增油量均强于注水转注气的效果（见图9），主要原因在于注水转注气主要增油机理是提高驱油效率，注气转注水主要增油机理是扩大波及体积。尤其对于生产层位多、合采合注且经过多年水驱开发的特低渗油藏，扩大波及体积对增油效果更明显。对于特低渗、非均质性强的油藏，气驱过程中气窜不可避免，鉴于注水转注气后产油量的增加幅度小于注气转注水以及控制气窜的需要，水气交替过程中注水半周期可适当长于注气半周期。

图9 第2批试验井组注采曲线

结合现场实践与数值模拟研究，试验区合理的注气与注水周期比为2∶3，1个周期5个月。

3 CO2非混相驱油井气窜规律

3.1 油井见气类型

通过11个井组40口油井CO2浓度和产气量监测，发现裂缝和储集层物性好的高渗带是导致 CO2黏性指进的重要因素，本文将腰英台油田油井见气类型分为沿裂缝方向、沿高渗通道、低渗区域3种（见图10）。

图10 油井井口CO2浓度和产气量随邻井注气时间的变化

沿裂缝方向油井优先见气，见气后气量急剧增加。该类型见气井共5口，CO2前缘突破到井口需26～52 d，平均37 d；日产气量68～140 d （平均106 d）突破1 000 m3；前缘突破后，CO2浓度和产气量上升速度快，CO2浓度曲线斜率大于70°。

沿高渗通道油井稍晚见气，油井见气后井口产气量快速增加。该类型见气井共 7口，CO2前缘突破到井口需51～310 d，平均186 d；7口井中仅3口井日产气量能突破1 000 m3，需203～557 d，平均387 d；CO2前缘突破后，CO2浓度和产气量上升速度较快，大部分井CO2浓度曲线斜率大于30°。

随着注入量增加，物性较差低渗区域逐渐被波及，12口油井逐渐见气。CO2前缘突破到井口时间大于374 d，井口日产气量较小，很难超过 400 m3。CO2浓度和产气量上升趋势缓慢，CO2浓度曲线斜率小于30°。

3.2 非混相驱油井气窜标准

大量监测资料和生产动态跟踪表明，试验区油井见气见效特征表现如下：见气前，因地层能量的提升，不吸水层被动用而见效增油，但增加幅度有限。见气后，CO2溶于原油和水，降低了原油黏度、界面张力，改善油水流度比，使原油更易流动，提高了驱油效率，增油效果最好；接近气窜阶段，气体局部突破，波及区域可动油范围减小，增油效果变差；严重气窜阶段，仅溶解气驱机理起作用，形成高速无效流动通道后无经济产油量。根据11个井组40口油井日产油量变化、产气量、CO2含量及气油比建立了腰英台油田的气窜标准（见表2）。根据试验区油井气窜划分标准，见气相前缘和气体突破过程中气量稳定阶段是油井见效增油最明显的阶段，而大部分油井在CO2浓度超过30%后气体突破程度加剧，产油量开始下降，但仍在增油有效期。随着气油比的不断增加，油井明显气窜后产油量急剧下降，含水率明显上升。

表2 腰英台油田油井气窜标准

3.3 非混相驱不同阶段治理对策

与混相驱不同，非混相驱油井气油比是一个不断升高的过程，保持油井见气但不气窜，减缓气油比上升速度，是提高气驱效果的关键。注气过程中应及时根据油井的生产动态进行调整与优化。针对气体黏性指进和地下压力场的变化，试验区实施了一系列保持地层能量和增大波及体积的对策，一些油井陆续见气见效。

在油井气体突破且气量稳定阶段，通过降低注入井注气量方法降低气油比上升速度，对于长期不见气低产或产量下降油井，在地层能量较充足前提下通过改变生产制度降低流压来提高油井产能，改变油井受效方向。如DB33-1-2井抽油机冲次从3.0次/min调至5.5次/min，日产油量由0.9 t提至4.5 t。

在油井接近气窜阶段，应控制产出，提高油藏波及系数，使井组合理开发，而不应该追求单井最大产能，对产油量与产液量开始下降的油井调小生产参数增大流压，减缓气体突破趋势，延长增油有效期。如DB33-3-3井抽油机冲次由5.0次/min调至2.5次/min，2个月后日产油量由1.9 t升至4.1 t，CO2浓度由65%降至17%。对日产油量急剧下降，日产油小于0.5 t且气油比大于3 000 m3/t的油井，焖井周期采油，关停气窜井DB33-4-4井，调整地下压力场和渗流场，非主流线邻井DB33-5-4井见效见气，日产油量由1.8 t升至4.9 t，既保持了地层能量又改变了流体地下渗流通道。注入井可以采取间歇注气、水气交替注入方式调整地下压力场及渗流场从而调控气油比。2012年8月注入方式从连续注入调整为水气交替注入后，物性较差区域的不见气油井陆续见气增油，有效抑制了气窜，试验区井口产气量由转注水前的6 923 m3/d降至实施水气交替注入方式6个月后的295 m3/d，日产油量由46.2 t升至58.2 t，换油率比连续注气阶段提高3倍。

油井明显气窜阶段，通过注气井调剖或调驱、实施水气交替注入、油井封堵、间歇采油（如注气阶段关井，注水阶段开井生产）等方式控制气窜，提高井组气驱开发效果。2012年试验区3口注气井调剖后注入压力增加1.0～1.8 MPa，平均上升1.4 MPa，平均有效期27 d。调剖后3口井的吸气剖面均得到改善，调剖有一定的封窜效果，DB38井日产气量由调剖前的2 500 m3降至调剖后的260 m3，产油量由调剖前的2.1 t升至调剖后3.9 t。注气转注水后严重气窜、无经济开采价值油井也开始见效增油，DB33-1-3日产油量由0.1 t升至2.2 t。

4 结论

腰英台油田 CO2非混相驱先导试验中较好地利用了 CO2的萃取、降黏、膨胀原油体积、增大地层有效孔隙等特点，见到较明显的增油效果。

特低渗强非均质性油藏，水驱或气驱过程中均存在单层突进、平面指进现象，但水气交替注入后短期内可有效提高波及体积，有助于缓解气窜，改善驱油效果；注气转注水后产油量的增加幅度大于注水转注气后的，水气交替注入过程中注水半周期的调整对气驱开发效果改善起主要作用。

根据11个井组40口油井CO2浓度和产气量监测，油井见气类型可分为沿裂缝方向见气、沿高渗条带见气及低渗区域见气。预测油井见气时间、见气方向有助于提前制定相应的调整注采措施。

根据11个井组40口油井日产油量变化、产气量、CO2含量及气油比建立了腰英台油田的气窜标准。与混相驱不同，非混相驱油井气油比是一个不断升高的过程，保持油井见气但不气窜，减缓气油比上升速度，是提高气驱效果的关键。关停气窜井、实施水气交替注入是控制气窜的良好措施，既保持了地层能量，又改变流体地下渗流通道，扩大了气体波及体积，有助于改善油藏开发效果。

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