苏德尔特油田强水敏储集层CO2混相驱试验

程杰成，姜洪福，雷友忠，庞志庆，汪艳勇，安　平

（1.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆163453；2.中国石油大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部，黑龙江大庆163453）

苏德尔特油田强水敏储集层CO2混相驱试验

程杰成1，姜洪福2，雷友忠1，庞志庆1，汪艳勇1，安平2

（1.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆163453；2.中国石油大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部，黑龙江大庆163453）

针对苏德尔特油田下侏罗统兴安岭组油层水敏性强、注水开发效果差的实际情况，2011年优选B14区块开展了CO2混相驱试验。实验室细管实验测试原油与CO2的最小混相压力为16.6 MPa，比原始地层压力低1.0 MPa，可实现CO2混相驱。矿场试验结果表明，实施CO2混相驱后，注入能力明显提高，油井产量大幅上升，储集层动用程度增大，构造高部位和人工裂缝方向是受效的优势方向；CO2混相驱能够为强水敏储集层有效补充能量，不失为改善开发效果和提高采收率的一种新方法。

海拉尔盆地；苏德尔特油田；CO2驱；CO2混相驱；试验研究；特低渗透油藏；强水敏储集层

海拉尔盆地苏德尔特油田主要发育下侏罗统兴安岭组油层，油藏岩性复杂，蒙脱石和凝灰质含量高，总体上表现为强水敏性，注水开发中易引起储集层伤害[1]，尽管采取全过程加防膨剂的注水方式，仍表现出注水困难、油井受效差和开发成本高等问题。研究表明，CO2驱具有提高采收率和实现温室气体减排的双重作用，在美国已实现了商业化应用。中国江苏、吉林等油田在低渗透油藏也开展了CO2混相驱现场试验，取得了较好的开发效果，但是对强水敏油藏尚未见有试验研究的报道[2-5]。从国内外提高采收率技术应用来看，CO2混相驱在提高低渗透和强水敏油藏采收率方面具有广阔的应用前景[6-10]。对苏德尔特油田B14试验区CO2混相驱试验效果进行了评价，认为CO2混相驱对改善强水敏油藏开发效果和提高采收率具有重要意义。

1　试验区概况

B14试验区为苏德尔特油田中部一断鼻构造，开发层为兴安岭组油层，油层集中发育在Ⅰ油组和Ⅱ油组中，其中Ⅰ油组从上至下划分为10个小层（1—10小层），Ⅱ油组从上至下划分16个小层（11—26小层）。试验区含油面积0.65 km2，平均单井钻遇有效厚度34.9 m（Ⅰ油组14.5 m，Ⅱ油组20.4 m），主力油层为5小层、6小层、9小层、12小层和14小层，单井钻遇有效厚度11.9 m，占全井有效厚度的45.1%.试验区目的层埋深1 776 m，平均有效孔隙度13.49%，平均渗透率1.12 mD，属中孔特低渗储集层。

试验区地层原油密度0.769 g/cm3，原油黏度4.70 mPa·s，体积系数1.07，原始饱和压力3.5 MPa，原始气油比17.9 m3/t.地面脱气原油密度0.838 9 g/cm3，属于常规轻质油。原始地层压力17.6 MPa，压力系数0.99，地层温度71.0℃，地温梯度4.2℃/hm，属较高地温梯度油藏。兴安岭组油层Ⅰ油组和Ⅱ油组7块岩样水敏评价结果表明，水敏指数为0.60～0.86，平均为0.77，总体表现为强水敏特征。

2005年12月，B14试验区采用200 m井距反九点面积井网注水开发，投产油井15口、注水井4口（图1）。由于储集层渗透率低、水敏性强，注水井吸水状况差，油井产量持续递减。4口注水井，投注初期平均注水压力9.0 MPa，单井日注水22.0 m3，砂岩吸水强度0.48 m3/（d·m）；注水6 mon后，平均注水压力上升至12.5 MPa，单井日注水量下降到13.5 m3，砂岩吸水强度下降至0.29 m3/（d·m）；注水6 a后，注水压力进一步上升到14.0 MPa，单井日注水量仅6.0 m3，平均砂岩吸水强度下降到0.13 m3/（d·m），仅为投注初期的27.1%.

图1　苏德尔特油田B14试验区井位分布

试验区油井均采用压裂投产。投产初期平均单井日产油4.0 t，到2006年12月平均单井日产油下降到1.9 t，到转CO2驱前（注水开发6 a），一直未见到明显注水效果。地层压力由原始压力17.6 MPa逐年下降到2011年12月（转CO2驱前）的5.3 MPa，地层压力保持水平仅为30%.在这种情况下，采用了CO2混相驱试验，以改善油田开发效果。

为此，在实验室开展了CO2和地层油体系相态实验和CO2驱最小混相压力实验。应用井口油样及套管天然气，根据原始高压物性数据，进行地层原油复配。

（1）CO2和地层油体系相态实验采用高压PVT分析仪对复配地层原油进行分析，实验结果表明，苏德尔特油田兴安岭组油层地层原油对CO2有很强的溶解能力，注入压力越高，CO2在原油中的溶解度越大。随着CO2注入量的增加，饱和压力、气油比上升，原油体积膨胀系数最高可达1.67，饱和压力下原油黏度可由2.99 mPa·s降低到1.81 mPa·s.

（2）CO2驱最小混相压力实验采用通用的细管实验方法，研究了试验区油层CO2驱最小混相压力，确定CO2与地层原油发生多次接触混相的最小混相压力为16.6 MPa，试验区原始地层压力为17.6 MPa，比最小混相压力高1.0 MPa.因此确认，苏德尔特油田兴安岭组油层采用CO2混相驱是适宜的。

2　CO2驱矿场试验效果

2011年10月，试验区注气井4口，油井15口。截至2015年12月，累计注入液态CO26.18×104t，CO2驱累计产油3.08×104t，采油速度0.75%，采出程度2.08%.

（1）CO2驱注入能力较强转注气前，试验区4口注水井平均单井日注水6 m3，注水压力14.9 MPa，单位厚度视吸水指数0.04 m3/（d·MPa·m）.注气初期，由于气源不足，平均单井日注气16 t，注气压力12.9 MPa，单位厚度视吸气指数为0.08 m3/（d·MPa·m），目前平均单井日注气30 t，注气压力16.8 MPa，单位厚度视吸气指数提高至0.16 m3/（d·MPa·m），转注气以来，一直保持了较强的吸气能力。

（2）CO2驱产量大幅提升，地层压力明显升高

2013年6月注入CO2约0.04 PV时，试验区陆续见到注气效果，油井产量大幅增加，全区日产油由见效前的16.8 t，逐步上升到受效高峰时的34.1 t，单井日产油由1.4 t上升至2.5 t（图2）。对比水驱，试验区日增油19.6 t，增油幅度达135%.之后受液化站氨压缩机影响，试验区注气时率较低，但全区日产油量一直稳定在30.0 t左右，单井日产油稳定在2.0 t左右，保持了较好效果。截至2015年12月，试验区累计增油1.37×104t.油井地层压力由2011年的5.3 MPa回升到6.6 MPa.与地质条件相近的水驱区块相比，CO2驱试验区地层压力高3.6 MPa.

图2　苏德尔特油田B14试验区单井日产油和采油强度曲线

3　CO2混相驱生产特征

3.1注入剖面变化

CO2驱吸气量明显增加，储集层动用程度增大，层间差异较大。CO2驱吸气层位和吸气量明显大于水驱，CO2驱吸气层数是水驱的2倍，吸气量是水驱的4倍。以注气井B14-X58-58井为例，水驱时吸水层数比例和吸水厚度比例仅为25.0%和14.2%，而CO2驱初期吸气层数比例和吸气厚度比例则达到58.3%和71.2%，稳定CO2驱吸气层数比例和吸气厚度比例为41.7%和47.2%，储集层动用厚度提高了33%.CO2驱层间差异也较大，吸气较好的为Ⅰ油组6—9小层、Ⅱ油组13—14小层，小层吸气比例占66.7%，且Ⅰ油组6—9小层吸气量逐渐增加。

3.2油井受效特征

构造高部位和人工裂缝发育方向是受效的优势方向。9口受效井，主要集中在注入状况较好的2个井组，可以分为3类：第一类为构造高部位受效，油井见效快，注入CO2约0.02 PV时开始见效，增油效果稳定，3口井日产油由6.2 t上升至14.1 t，日增油7.9 t；第二类为人工裂缝方向受效，油井受效幅度大，受效程度取决于能量补充，2口井日产油从0.4 t上升至8.6 t，日增油8.2 t；第三类为构造同部位受效，随着注气量增加逐步受效，注入CO2约0.04 PV时开始见效，4口井日产油由4.8 t上升至12.6 t，日增油7.8 t.9口受效井中有4口井可实现自喷采油。未受效井集中分布在构造低部位及储集层发育差区域，由于储集层发育较差，其平均射开有效厚度27.9 m，而受效井射开有效厚度为39.1 m；未受效井中油藏平均深度1 196 m，而受效井中油藏平均深度1 153 m，相差43 m.

3.3原油物性变化

注气后地面原油黏度略有下降，轻质组分增加。CO2与地层原油在油藏条件下混相后，原油体积膨胀，黏度降低，流动性变好。对比统计4口受效井井口油样全分析资料，平均原油黏度由水驱时的7.28 mPa·s下降到气驱时的6.22 mPa·s，下降了1.06 mPa·s，下降幅度14.8%；地层原油中C2—C10轻质组分含量由22.0%上升到26.9%，增加了4.9%.

4　结论

（1）苏德尔特油田兴安岭组油层属于特低渗透、强水敏储集层，水驱开发效果差，细管实验最小混相压力低于原始地层压力，理论研究及矿场试验均表明，CO2混相驱能够取得较好的效果。

（2）与水驱开发相比，试验区CO2驱注入能力明显提高，产量大幅提升，地层压力明显提高。

（3）CO2驱储集层动用程度增大，层间差异较大，表明CO2驱应优化层系组合，尽量避免层间干扰。构造高部位和人工裂缝方向是CO2驱受效的优势方向，高部位油井见效快，人工裂缝方向油井受效幅度大，CO2驱开发调整要充分考虑构造部位和裂缝方向。

［1］刘恩新，宋东勇，崔巨师，等.低渗透油田油层伤害机理及保护措施研究［J］.断块油气田，2003，10（6）：39-45. LIU Enxin，SONG Dongyong，CUI Jushi，et al.The Study of oil reser⁃voir injury mechanism and safeguard of the low permeable oilfield［J］.Fault⁃Block Oil&Gas Field，2003，10（6）：39-45.

［2］沈平平，廖新维.二氧化碳地质埋存与提高石油采收率技术［M］.北京：石油工业出版社，2009：128-165. SHEN Pingping，LIAO Xinwei.The technology of carbon dioxide stored in geological media and enhanced oil recovery［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2009：128-165.

［3］秦积舜，韩海水，刘晓蕾.美国CO2驱油技术应用及启示［J］.石油勘探与开发，2015，42（2）：209-216. QIN Jishun，HAN Haishui，LIU Xiaolei.Application and enlighten⁃ment of carbon dioxide flooding in the United States of America［J］. Petroleum Exploration and Development，2015,42（2）：209-216.

［4］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，2002，23（4）：56-60. LIU Bingguan，ZHU Ping，YONG Zhiqiang，et al.Pilot test on misci⁃ble CO2flooding in Jiangsu oil field［J］.Acta Petrolei Sinica,2002, 23（4）：56-60.

［5］罗二辉，胡永乐，李保柱，等.中国油气田注C02提高采收率实践［J］.特种油气藏，2013，20（2）：1-7. LUO Erhui，HU Yongle，LI Baozhu，et al.Practices of CO2EOR in China［J］.Special Oil&Gas Reservoirs，2013，20（2）：1-7.

［6］岳清山，杨承志，沈平平.混相驱提高采收率［M］.北京：石油工业出版社，1993：348-356. YUE Qingshan,YANG Chengzhi，SHEN Pingping.Miscible flood⁃ing enhanced oil recovery［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1993：348-356.

［7］汤勇，尹鹏，汪勇，等.CO2混相驱的可行性评价［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2014，36（2）：133-138. TANG Yong,YIN Peng,WANG Yong,et al.Feasibility assessment of the CO2miscible flooding process［J］.Journal of Southwest Petro⁃leum University（Science&Technology Edition），2014，36（2）：133-138.

［8］李隆新，吴锋，张烈辉.低渗透油藏CO2混相驱对储层改造作用的实验研究［J］.科学技术与工程，2013，13（13）：3 588-3 591. LI Longxin,WU Feng,ZHANG Liehui.Experimental research on formation modification of CO2miscible flooding in low permeability reservoir［J］.Science Technology and Engineering，2013，13（13）：3 588-3 591.

［9］胡滨，胡文瑞，李秀生，等.老油田二次开发与CO2驱油技术研究［J］.新疆石油地质，2013，34（4）：436-440. HU Bin,HU Wenrui,LI Xiusheng,et al.Research on secondary de⁃velopment of old oilfield and the CO2flooding technology［J］.Xinji⁃ang Petroleum Geology，2013，34（4）：436-440.

［10］曹学良，郭平，杨学峰，等.低渗透油藏注气提高采收率前景分析［J］.天然气工业，2006，26（3）：100-102. CAO Xueliang,GUO Ping,YANG Xuefeng,et al.An analysis of prospect of EOR by gas injection in low⁃permeability oil reservoir［J］.Natural Gas Industry，2006，26（3）：100-102.

（编辑叶良）

StudyonMiscibleCO2FloodingTestinStrongWater⁃SensitiveReservoirsinSudertOilfield

CHENG Jiecheng1,JIANG Hongfu2,LEI Youzhong1,PANG Zhiqing1,WANG Yanyong1,AN Ping2
(1.Daqing Oilfield Company Limited,PetroChina,Daqing,Heilongjiang 163453,China;2.Hailar Exploration and Development Administration,Daqing Oilfield Company Limited,PetroChina,Daqing,Heilongjiang 163453,China)

In view of the actual situations such as strong water sensitivity and poor water injection effect of the Lower Jurassic Hinggan res⁃ervoir in Sudert oil field,the Block B14 was selected for miscible CO2flooding test in 2011.The obtained minimum miscible pressure of crude oil and CO2is 16.6 MPa from slim tube test in laboratory,1.0 MPa lower than the original formation pressure,which indicates that miscible CO2flooding could be realized.The field test result shows after the implementation of miscible CO2flooding,the injectivity and the oil production are significantly improved,the reservoir producing degree are increased and the structural high and artificial fracture strikes are the predominant directions;miscible CO2flooding can replenish energy for strong water⁃sensitive reservoirs effectively,so it could be a new method to improve development effect and enhance oil recovery.

Hailar basin;Sudert oilfield;CO2flooding;miscible CO2flooding;experimental study;ultra⁃low permeability reservoir;strong water⁃sensitive reservoir

TE357.42

A

1001-3873（2016）06-0694-03

10.7657/XJPG20160611

2016-05-19

2016-07-26

中国石油科技重大专项（2011E-1216）

程杰成（1962-），男，黑龙江大庆人，教授级高级工程师，博士，油气田开发，（Tel）0459-5998800（E-mail）chengjiecheng@ petrochina.com.cn