台兴油田CO2驱细分开发提高采收率技术研究

赵梓平，张宁波，朱宏绶，汪金如

(中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏 泰州 225300)

台兴油田CO2驱细分开发提高采收率技术研究

赵梓平，张宁波，朱宏绶，汪金如

(中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏 泰州 225300)

台兴油田QK-111断块阜三段油藏为中-低渗复杂断块油藏，经过15a水驱开发整体进入高含水递减开发阶段，注气前油藏综合含水74%，采出程度仅14.7%，处于低效开发状态。为恢复断块产量、提高油藏原油采收率，实施CO2驱现场试验，研究形成了高含水油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱油机理认识、注采参数优化方法以及CO2驱细分开发技术，已应用于4个注气井组，累计注入CO2气4.17×104t，油藏日产油水平由9t提高到28t，综合含水由78%下降到44%，累积增油11 183t，预计方案全面实施后，原油采收率将提高9.6%，年增油量超过1.3×104t。

二氧化碳 混相-近混相驱 细分开发 高含水油藏 采收率 台兴油田

CO2驱提高采收率技术已广泛应用于各类油藏，但目前国内外研究主要集中在低渗透油藏及少量水驱废弃中-高渗油藏，复杂断块中-低渗透油藏CO2驱细分开发提高采收率技术的研究少见报道。台兴QK-111断块阜三段经过15a的水驱开发，面临着剩余油高度分散，挖潜难度大，水驱经济效益低等难题，注气前油藏进入高含水开发阶段，采油速度0.3%，采出程度14.7%，为“双低”开发单元，但断块剩余油地质储量大、水驱层地层压力高、原油黏度低，有利于气驱提高采收率。本文研究了剩余油微差异、CO2驱油机理、注采参数优化方法、细分注气开发方案，研究成果已经应用于台兴QK-111断块阜三段油藏CO2驱细分开发实践，取得了低渗透油层高含水期进一步提高采收率的重要突破，为苏北阜三段低渗透油藏CO2驱扩大开发提供了重要依据。

1 试验区简况

台兴油田主力断块QK-111断块阜三段油藏位于溱潼凹陷东北斜坡带台兴构造西南翼，为多油层岩性-构造油藏。

该油藏含油层系阜三段系湖控三角洲前缘沉积，油层埋深2 500～2 900 m，油水界面2 939 m；油藏含油面积1.15 km2，地质储量147.16×104t。纵向上发育10套含油小层，其中主力层台Ⅲ-3、4全区分布，砂体呈正韵律分布，储层有效厚度2.7～4.2 m，平均孔隙度23.8%，渗透率83×10-3μm2，为中-高孔—中-低渗型储层；已动用次产层台Ⅳ1-5为火成岩接触变质带储层，有效厚度1.8～3 m，平均孔隙度19.28%，渗透率26.7×10-3μm2，为中、低孔—低渗-特低渗储层。其它储层及流体物性资料见表1。

表1 油藏基础数据

该油藏于1996年4月投入开发，1997年12月开始内部和边缘相结合注水，1998年7月注水受效高峰时日产油水平达142 t，当年年产油达4.51×104t，采油速度为3.1%。由于高速生产后主力层含水上升快，产量不断递减，到2008年年产油为0.39×104t。2009年以次产层为对象进行细分加密调整，到2011年注气前油藏年产油维持在0.62×104t，采油速度0.4%，采出程度14.7%，综合含水74%，整体进入高含水低速开发阶段。台兴QK-111断块阜三段在苏北油田Ⅱ～Ⅲ类层中极具代表性。

2 CO2驱潜力及剩余油微差异研究

台兴QK-111断块阜三段进入高含水开发期剩余油分布复杂，调整挖潜难度大。通过对该断块开展精细化油藏描述，强化了薄夹层、流动单元、火成岩分布、水淹优势通道及剩余油分布控制因素的研究[1-2]，并重点开展了小层潜力评价及对主力层差异剩余油进行饱和度细分，明确了CO2驱细分开发潜力及主力层剩余油微差异分布，为该油藏CO2驱开发方案的制定提供了可靠地质依据。

2.1 CO2驱细分开发潜力

利用油藏历年注水、采油、室内水驱油实验资料，采用油藏工程方法，对该油藏注气前10个小层储量动用状况进行了分类研究，其结果如表2所示。

表2 台兴QK-111断块阜三段油藏小层储量动用状况(到2011年12月底)

从表2可见，QK-111断块阜三段油藏合计地质储量147.16×104t，注气前采出程度为14.7%，剩余地质储量125.53×104t.，其中台Ⅲ-3、4与台Ⅳ-1～5层剩余可采储量为20.6×104t，故具有CO2驱整体细分开发的潜力。再从分层系储量动用状况来看，主力层台Ⅲ-3、4储量基数大(地质储量79.59×104t)，虽采出程度达23.63%，但剩余地质储量大(60.78×104t)，显然，这部分储量是CO2驱大幅度提高采收率的重点。下层系火成岩变质带台Ⅳ-1～5油藏整体动用程度低，采出程度5.09%，剩余地质储量为43.67×104t，同样也具有CO2驱提高采收率的储量潜力。

2.2 剩余油微差异研究

首先，根据油藏精细描述成果，开展了流动单元剩余油分布及影响因素的研究，对主力层台Ⅲ-3、4差异剩余油进行了饱和度细分，明确了剩余油微差异分布特点，如表3所示。从剩余油饱和度分级统计来看，剩余油主要分布在35%～45%，此部分剩余油是CO2驱提高采收率的重点。

表3 台Ⅲ-3、4小层不同剩余油饱和度级别的剩余地质储量

图1 台兴QK-111断块阜三段台Ⅲ-3、4剩余油分布

其次，根据相渗资料并结合动态资料，分别作出了台Ⅲ-3、4小层剩余油分布图(图1)。从图1-A可看出，台Ⅲ-3剩余油呈岛状～土豆状分布，主要集中在砂体顶部及腰部注采不完善区，零星分布在构造高点断层夹角处。台Ⅲ-4砂体剩余油饱和度较高，平面上呈带状、片状分布(图1-B)，主要富集在水淹通道侧翼靠断层附近及腰部—低部位注入水波及不到的区域。次产层台Ⅳ1-5层剩余油主要分布在水淹通道两侧及低部位井网不完善区，在构造腰部—低部位剩余油连片分布。

3 高含水油藏CO2驱油机理

CO2驱提高采收率机理主要是降低原油黏度、膨胀原油体积、蒸发原油中间烃组分、利用混相效应降低油气界面张力、溶解气驱和增加注入率[3-5]；CO2驱油可分为CO2混相驱和CO2非混相驱。为研究台兴QK-111断块阜三段油藏CO2混相-近混相驱的可行性，进行了室内膨胀试验、细管试验和长岩心驱替试验，不仅确定了QK-111断块阜三段油藏的混相压力，明确了高含水开发阶段CO2降黏、膨胀、萃取等驱油机理，而且为注入方式优化提供了理论依据。

3.1 驱替机理(膨胀实验)

(1)原油体积膨胀：阜三段原油中充分溶解CO2后可使原油体积膨胀1.41倍，且注入压力越高，原油膨胀体积越大，越有利于提高原油的流动能力和驱油效率。

(2)降低原油黏度：当CO2在原油中的浓度达67mol%时，地层原油黏度由原始的5.36 mPa·s下降到1.28 mPa·s，降低了4.2倍，说明注入CO2对阜三段地层原油有很好的减黏效果，有利于提高驱油效率。

(3)原油组份变化：进行水驱时，轻烃-中间烃部分含量逐渐降低，当注入水达0.3 HCPV时，C5含量下降到0.084 mol%，C12含量下降到3.856 mol%；而完全水驱后再注入0.3HCPV CO2时，C5含量上升到0.094 mol%，C12含量保持在3.721 mol%；说明CO2驱使地层油的轻烃、中间组分不断被CO2抽提，从而提高了驱油效率。

3.2 细管实验

在地层温度95 ℃条件下，台兴阜三段油藏CO2驱最小混相压力为22.11 MPa。台Ⅲ-3、4油藏原始地层压力为26.4 MPa，注气前地层压力为29.7 MPa，注入CO2可以达到混相驱(图2)，获得很高的采收率。次产层台Ⅳ1-5层原始地层压力26.95 MPa，注气前地层压力19～20 MPa，注入CO2为近混相驱，通过降黏和使原油体积膨胀，也能获得较高采收率。

图2 CO2驱原油采收率与实验压力关系曲线

3.3 长岩心驱替实验

采用完全水驱后持续CO2驱替，选取16 MPa、21.50 MPa、26 MPa三个压力点进行CO2驱替实验，分别对应为CO2非混相驱、近混相驱和混相驱。实验结果表明：①在非混相驱条件下，CO2驱比水驱采收率提高18.53%。②近混相驱条件下，CO2驱比水驱采收率提高26.50%。③在混相驱条件下，完全水驱后26 MPa持续CO2驱替，完全水驱采收率为51.37%，气驱采收率高达81.58%，比水驱采收率提高30.21%。不同驱油实验结果表明：台兴阜三段CO2混相驱能大幅度提高采收率，近混相驱次之，而非混相驱油效率最低。

4 CO2驱注采参数优化及试验井组 设计

4.1 CO2驱注采参数、注气方案优化

利用数模方法，对台兴QK-111断块阜三段注采比、CO2注入量、注入速度等开展了优化研究。注气方案优化结果见表4。

表4 CO2驱提高采收率推荐方案及参数

4.2 CO2驱细分开发试验井组设计

(1)上层系台Ⅲ-3、4注气井组设计：动用剩余地质储量60.78×104t，设计2个注气井组，即台14试验井组和QK-116井组，注采井距350～400 m，形成2注7采井网(图3)。

图3 台Ⅲ-3、4油藏(上层系)CO2驱井网部署

(2)下层系台Ⅳ1-5注气井组设计：动用剩余地质储量43.67×104t，设计3个注气井组，注采井距200～300 m，形成3注12采井网(图4)。

图4 台Ⅳ1-5油藏(下层系)CO2驱井网部署

5 CO2驱试验实施情况

台兴QK-111断块阜三段油藏分两套层系实施CO2驱开发，目前台Ⅲ-3、4层已建成台14注气井组，形成1注3采井网，实施CO2驱试验开发。下层系台Ⅳ1-5形成3个注气井组，实施整体CO2驱开发。

5.1 上层系台Ⅲ-3、4油藏CO2驱油试验

5.1.1 前期注水开发

主力层台Ⅲ-3、4油藏于1997年12月投入注水开发，先后有QK-111、苏231等8口注水井投(转)注，累计注水55.14×104m3(88%HCPV)，注气前油藏高部位及腰部静压已恢复到29～31 MPa，超过最小混相压力(22.11 MPa)6.89～8.89 MPa，能满足CO2混相驱油条件。低部位-腰部注入水波及较差的地区地层压力在21～22 MPa，接近最小混相压力。注气前油藏可采储量采出程度63%，综合含水96%，油井开井1口，日产油仅1t，处于特高含水期停采状态。

5.1.2 CO2混相驱现场试验情况及油井动态

台14试验井组于2013年10月15日转入注气开发，目前已累注气1.371 6×104t(3.8%HCPV)，完成设计总注气量的20%。QK-116井组正处于实施准备阶段。

台14试验井组随着CO2注入量增加，CO2波及区不断扩大，高部位生产井初期均能自喷生产。一线井台11、QK-104井注气后见到明显的增油效果，油藏日产油水平由注气前1t提高到15 t，综合含水由83%下降到55%，阶段累增油1 865 t。关停13年的QK-104井于2015年9月16日开始自喷生产，日产油8.4 t，含水率由100%降至35%，目前转机抽生产，日产油达10 t，含水率45%，产出气分析以烃类为主，CO2含量仅为5.1%，表明油藏实现了混相驱，注入的CO2波及到水驱剩(残)余油及弱水驱低渗部位剩余油，并形成混相带及油墙。长关井QK-103井目前自喷生产，含水率下降7%，说明CO2对残余油具有一定的捕获及驱动作用。

5.2 下层系台Ⅳ1-5油藏CO2驱油试验

5.2.1 前期注水开发

2010年4月至2012年11月，下层系台Ⅳ1-5层3口注水井累注水4.445×104m3(10.25%HCPV)，阶段末油藏静压为19～20 MPa，与CO2驱最小混相压力(22.11 MPa)相差3.11～2.11 MPa，表明注气初期为近混相驱。到2012年11月注气前，油藏可采储量采出程度20.3%，综合含水70%，开井油井7口，日产油9t，处于高含水低效开发状态。

5.2.2 CO2混相-近混相驱开发情况及油井动态

2012年11月—2013年10月，台10、台12、台13等3个注气井组相继投入注气开发。注气后2014年5月侧QK-108井测静压为20.82 MPa，2015年7月高部位台7井测静压为26.58 MPa，表明注气后地层能量得到有效补充，分析该油藏CO2驱为近混相-混相驱。目前已有5口油井注气见效，平均单井日增油4 t，含水由75%下降到24%，阶段累增油6 100 t；累注气3.341 9×104t(13.3%HCPV)，完成设计注气总量的31%。

台Ⅳ1-5油藏CO2气驱具明显的方向性，注入气体主要沿压裂裂缝方向及前期注水亏空大的低压区(层)流动，而侧翼油井注气见效后产油稳定。目前该油藏CO2气驱突破井主要集中在高部位台6、台8井，两井套管产出CO2气均在3 500 m3左右。产生气窜原因是：对应台13、台12井台Ⅳ1-5合注，主要吸气层为台Ⅳ-5，相对吸气量分别达44.5%和43.9%，单层吸气强度大，造成注气见效井台Ⅳ-5层过早见气，产液、产油下降，气油比上升，影响了井组产量及注气开采效果[6]；而垂直裂缝方向且靠近主控断层的油井地层压力保持水平较高，至今未见到CO2气或见少量CO2气，反映了台Ⅳ1-5受效及气窜方向主要受裂缝展布、井组亏空程度及地层压力保持水平等综合因素的控制。

图5 台兴QK-111断块CO2驱增产曲线

6 CO2驱细分开发效果

6.1 增油效果

台兴QK-111断块阜三段于2012年10月正式转入CO2驱细分开发，形成4注15采井网，截至2015年10月已累积注入CO2气4.173 5×104t(5.6%HCPV)，完成方案总注气量的23.19%。油藏日产油由9.72 t上升到28 t(图5)，综合含水由78%下降至43.5%，阶段累增油11 183 t，每增采1吨原油消耗CO2气3.73 t。根据实际增油量及跟踪数模预测，按实际的CO2注入和开发趋势预测见效高峰期为2016年到2019年，预计最终提高采收率9.6%，CO2驱细分开发增油效果显著。

6.2 混相-近混相驱开发特征

现场生产井取油样观察到明显的混相-近混相特征，见效后原油颜色由黑色变成棕褐色：地面原油密度由0.877 0 g/cm3下降到0.862 9 g/cm3；地面原油黏度由注气见效前49.21 mPa·s下降到目前22.81 mPa·s；产出物组份发生明显变化，除去CO2后的伴生天然气近似于原始原油溶解气性质，原油组分中间烃含量上升，重烃含量明显下降，说明注气后愈来愈多的重组分原油被动用，CO2萃取了原油中间组分，原油黏度大幅度下降，达到了混相-近混相驱油的目的。

7 结论

(1)台兴QK-111断块阜三段油藏剩余油分布特征表现为“普遍富集、条带水淹”，剩余油饱和度主要分布在35%～45%； 现场试验表明：中-低渗透高含水油藏注CO2驱能够大幅度提高采收率。

(2)台兴阜三段油藏最小混相压力为22.11 MPa，低于原始地层压力，在目前地层条件下注入CO2可以实现混相-近混相驱；CO2混相-近混相驱作用距离大，可以波及到水驱难以波及的剩余油及弱水驱低渗层剩余油。

(3)台兴QK-111断块阜三段CO2驱细分开发试验是成功的，取得了主力油层特高含水期进一步提高采收率的重要突破，并实现了火成岩变质带低渗难采储量的有效动用，采收率已提高2%，累增油11 183 t，每增采1 t原油消耗CO2气3.73 t，经济效益显著。

(4)剩余油量、注气井网完善程度及能否实现混相驱决定着CO2驱提高采收率的效果和效益，其中实现混相驱是确保开发试验成功的关键。

[1] 陈军，蔡新明，汪嘉月.码头庄油田庄2块开发中后期剩余油分布规律研究[C]//高含水储层剩余油分布研究技术文集.北京：石油工业出版社，2009：365～371.

[2] 许国晨，朱宏绶，王晓蕾，等.溱潼凹陷侵入岩-接触变质带油藏特征及CO2驱开发对策.中国石油和化工标准与质量，2014，21⑴：191～192.

[3] 李孟涛，单文文，刘先贵，等.超临界二氧化碳驱油机理实验研究[J].石油学报，2006，27⑶：80～83.

[4] 俞凯，刘伟，陈祖华.苏北盆地溱潼凹陷草舍油田CO2混相驱技术研究.石油实验地质，2008，30⑵：212～216.

[5] 刘炳官，朱平，雍志强，等.江苏油田CO2混相驱现场试验研究[J].石油学报，2002，23⑷：56～60.

[6] 陈祖华，汤勇，王海妹，等.CO2驱开发后期防气窜综合治理方法研究[J].岩性油气藏，2014，26⑸：102～123.

(编辑 王建年)

EORresearchofCO2floodingandlayeringtechnologyinTaixingOilfield

ZhaoZiping，ZhangNingbo，ZhuHongshou，WangJinru

(TaizhouOilProductionPlantofHuadongBranch，SINOPEC，Taizhou225300,China)

Fault block of QK-111 reservoir with medium-low permeability is located in Taixing Oilfield，whose oil-bearing formations are the third formation of Funing.It has been in the inefficient decreasing development state after 15 years of water flooding，with composite water cut 74% and recovery degree of only 14.7%.CO2flooding field tests were implemented in order to enhance reservoir oil recovery.Many technologies were applied to this project，which include the study the distribution of remaining oil in high water-cut reservoir，optimization methods of injection and production parameters，CO2flooding mechanism study and layering Technology of CO2flooding technology.The amount of CO2injection is 4.17 × 104tons in four gas injector group，oil production per day increased from 9 tons per day to 28 tons per day，composite water cut from 78% to 44%，cumulative oil production have increased by 11 183 tons.When the plan is carried out completely，oil recovery will increase by 9.6%,and the amount of oil production will increase more than 1.3 × 104tons every year.

CO2;miscible -near miscible flooding；layering gas injection；high water cut reservoir；recovery ratio；Taixing Oilfield

2015-11-20；改回日期：2016-01-07。

赵梓平(1984—)，工程师，现主要从事油田开发技术研究及管理工作，电话：13815985998，E-mail：zzp089@163.com。

华东油气分公司2014年科研项目苏北油田提高采收率关键技术研究(HDF/KJ2013-08)资助。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.02.011

TE

A