CO2驱油技术在靖边油田乔家洼油区的应用

张涛，刘海峰，，肖江

（1.延长油田股份有限公司靖边采油厂勘探开发研究所，陕西靖边718500；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

CO2驱油技术在靖边油田乔家洼油区的应用

张涛1，刘海峰1，2，肖江2

（1.延长油田股份有限公司靖边采油厂勘探开发研究所，陕西靖边718500；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

靖边油田是典型的低渗油藏，油田如今已经进入中高含水、剩余油富集的开发阶段，水源不足、注不进、产量递减较快等问题成为当前开发难题，所以需要寻找一种新的工艺来达到增产目的。根据靖边油田的储层特征、水驱规律、剩余油分布状况以及CO2驱油机理，以靖边油田南部地区为例开展了注CO2提高采收率的室内实验。考虑到驱油效率和生产费用的因素，实验采用水气交替驱注入0.3 PV气量。结果表明，CO2水气交替能使驱油效率达到77.3%。

靖边油田；CO2驱油；水气交替驱；驱油效率

乔家洼油区位于位于陕北斜坡中部，靖边县东南部的乔沟湾乡，东南1 km为前树塔油区。全区北西-南东长4.5 km～5.0 km，北东-南西宽4.0 km～4.5 km，地域总面积约17 km2，以长4+5、长6段为主力生产开发层。目前油田己进入注水开发阶段，在开发过程中，常水源不足、压力高注不进、产量递减较快、剩余油富集等问题成为当前开发难题，所以有必要寻求一条新的增产技术渠道[1]。CO2驱油技术是低渗透油藏的一种有效的增产措施，对此国内外也都进行了大量的室内研究和现场试验[2]。靖边油田作为陕北的主力开发油田，随着当地能源化工基地的开发建设，CO2气源丰富，为靖边油田开展CO2驱油提供了气源保障。

1 区域概况及储层特征

乔家洼油区开发层位为三叠系延长组长6油层，截止2014年12月底，累计探明含油面积32 km2、地质储量1 152×104t，动用含油面积32 km2、地质储量1 152×104t；现有采油井429口，开井332口。该区的主力生产层为长4+5组和长6组油层[3]。根据对岩心资料的观察和统计分析，本区长61砂体砂岩较发育，胶结物类型主要为高岭石，其次为硅质和碳酸盐岩。长61砂体平均孔隙度8.18%，平均渗透率1.22×10-3μm2。其分布（见图1）。

由图1和岩心物性分析资料可知，整体来说靖边油田南部地区长6储层的物性差异较大，其非均质性相对较强，属于典型低渗特低渗油区。

图1 靖边油田乔家洼油区长6储层孔隙度和渗透率分布关系

2 CO2驱油技术

随着开发的进行，以及各种传统增产工艺的实施，油田的含水率上升，剩余油富集，采出程度降低。能够使用新的增产技术来提高采收率成为当前现状的首要任务。目前CO2驱油成为提高采收率的重要技术手段，尤其对我国大多数油藏来说，储层物性低，埋藏深度大，更有黏度较高的原油[4]。根据对CO2驱油机理研究以及大量的室内实验评价，认为注CO2驱油可作为新的提高采油率工艺技术。

2.1 CO2驱油机理

CO2驱油技术可以作为新型的增产措施主要表现在以下两方面原因：CO2的化学性质和物理性质，具体机理表现为以下几点：

（1）降低油水界面张力。高饱和度的原油加大了生产的难度，而CO2不仅降低了油水界面张力与残余油的饱和度，更使得对原油的开采效率有显著提高[5]。

（2）通过降低原油的黏度。原油的黏度在开采中会逐渐增大，因为CO2易溶于原油，从而降低原油的黏度，同时原油的体积也会因此发生膨胀，流动性阻力的降低，从而对原油的流动性能提高，以便于进一步提高采收率。特别地，CO2可以大幅度的降低重质油和中质油的黏度，此外CO2也易溶解于水。通过提升油层中含水的黏度，使水流速度与油流速度相接近，从而改善驱油效果。

（3）CO2气体的注入和溶解不仅填充了原油和储层中的空隙（孔隙），部分未被溶解的CO2气体还致使油层压力上升，当压力上升到某个极限值时，CO2可以通过气化或萃取残余油中的轻质部分，并随着CO2气体的吞吐被开采出来。开采工艺的生产使得井底压力逐步下降，溢出来的CO2在油层中起到气驱的作用，从而提升了驱油效率。

（4）CO2与水反应生成的碳酸能够稳定黏土储层，从而抑制了黏土矿物的水化膨胀。通过改善储层物性，加大流动通道，从而更有力进行开采工作。

2.2 影响CO2提高采收率的因素

CO2驱油技术作为一种新型的增产措施是一项复杂的系统工程，注气开发过程中也伴随着很多物理化学现象，所以注气开发的效果也受着多种因素的共同制约。其中包括地质参数、流体参数以及注气参数（注入方式、注气速度、注入气量）等都对最终采收率有着巨大的影响。所以在实验过程以及现场实践中都需要做认真数据分析和对注气参数的优化设计[6]。

3 CO2驱油技术在靖边油田应用的室内实验

3.1 实验方法

实验过程使用油、水、气分别来模拟地层油、地下水以及CO2，实验仪器采用直径为25 mm的岩心夹持器和一套模拟地层压力系统[7]。选择4块渗透率分别为0.078×10-3μm2、0.622×10-3μm2、10.821×10-3μm2、31.018× 10-3μm2的岩心，分别编号为1、2、3、4。依次进行水驱、气驱和水气交替驱实验[8]，其次再对渗透率为0.622× 10-3μm2的岩心注入0.1 PV、0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV的CO2气量；最后以5×103m/d、7×103m/d、9×103m/d的注入速度对2号岩心进行驱替实验。依次记录每次实验过程中产出的水、油、气的量。实验过程压力保持不变。3.2实验结果与分析

将不同的岩心分类进行水驱、气驱及水气交替驱[9]，得到渗透率与驱替方式以及驱油效率的关系（见图2）。当采用相同的驱替方式时，高渗透率的岩心驱油也相对较高，反之，低渗透岩心驱油无显著变化。对于1号低渗透岩心进行注气量与驱油效率探讨得出其关系（见图3），随着注气量的依次增加0.1 PV～0.4 PV，驱油前期都明显增加后期趋于平缓，但注气量在0.3 PV和0.4 PV时提高的效率接近，但是考虑成本在内在选择注气量时考虑选择0.3 PV。而相对于同一岩心，驱替方式不同，提高的采收率差别也相对较大，以渗透率0.622 mD为例，其关系（见图2），水驱与气驱的相互交替能使驱替效率高达92.3%，说明CO2驱替对驱油很显著，尤其对低渗透油层。注气速率与其采收率的关系（见图4），两者明显随时间增大，但采收率随后趋于平缓，当注气速度为9×103m3/d时，气窜严重，使得后期驱油效率降低，而注气速度为7×103m/d时驱油效果增加明显。

图2 渗透率与驱油效率的关系

图3 注气量与采收率的关系曲线

图4 不同注气速度下的采收率

由图2～图4分析得出，在采用CO2驱油方式下不同渗透性能的岩心其驱油效率最终都有所提高，且对于低渗透率的岩心幅度最大。因此，CO2驱油对于低渗储藏提高采收率有显著作用。

乔家洼油区截止2014年12月底，年产液量14.26×104m3，年产油量2.28×104t，累计产油量27.11× 104t，综合含水率81.6%，自然递减率10.20%，综合递减率10.06%，水驱面积12.47 km2，水驱控制储量448.92×104t，注水井74口，开井71口，平均单井注水量4.4 m3/d，年注水量11.43×104m3，累计注水量28.79× 104m3。利用CO2驱油技术对乔家洼油区做产量模拟分析，并以注入速度7×103m3/d，0.3 PV孔隙体积的注入量，得到关系图（见图5）。

由图5分析可知采用注气和水气交替的开发方式都明显提高了采油量，且在开发后期达到稳定。所以使用CO2驱油技术可以达到增产稳产效果。

4 结论

（1）CO2通过改善原油物性，降低油水界面张力，降低原油黏度，同时对原油的饱和压力影响较小，以此达到提高驱油的效果。

（2）相对于水驱而言，CO2的注入或采用水气交替驱能明显提高低渗油藏的原油采收率，但是考虑到注气参数的影响，所以必须选取合适的注气参数。

（3）对于靖边油田乔家洼油区靖36543-01井，当注入气量大于0.3 PV时，其增产效果缓慢，且成本费用增加，若注气速率为9×103m3/d时，驱油效果降低，使得最终采收率低；采用水气交替的注入方式驱油效果优于其他独立开发方式（注水、注气）。

因此，最后结合试验结果和油田概况以及施工成本考虑，对靖边油田南部地区某井组采用以注入速度7×103m3/d，0.3 PV孔隙体积的注入量的水气（CO2）以交替方法注入使得驱油效率达77.3%，实现了增产效果。

Application of CO2displacement technology in Jingbian Qiaojiawa oilfield

ZHANG Tao1，LIU Haifeng1，2，XIAO Jiang2
（1.Exploration and Development Research Institute of Oil Production Plant Jingbian，Yanchang Oilfield Co.，Ltd.，Jingbian Shanxi 718500，China；2.College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Jingbian oilfield is a typical low permeability reservoir oilfield.Nowadays,it has entered the development period with high water cut.Water shortage,difficult injection,rapid production decline and other issues had become the current development problems,so we must seek new technologies to enhance oil recovery.According to reservoir characteristics,water flooding,the distribution of remaining oil and the mechanism of CO2oil displacement in Jingbian oilfield,the indoor experiment of CO2oil recovery is carried out in the southern part of Jingbian oilfield.The results showed the oil displacement efficiency of CO2can reach to 77.3%. If the oil displacement efficiency and the production cost are considered,the 0.3 PV gas flow is used with water alternating flooding.

Jingbian oilfield；CO2displacement；gas and water alternative injection；displacement efficiency

TE357.45

A

1673-5285（2016）01-0044-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.013

2015－11-24

张涛，男（1987-），助理工程师，主要从事油气田开发研究工作，邮箱：1938615096@qq.com。