低渗透油藏CO2吞吐选井条件探讨

2019-07-06王军

油气藏评价与开发 2019年3期

王军

（中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京210011）

1 CO2吞吐发展历史及机理

CO2吞吐提高采收率于上世纪70年代由西方国家率先提出，最初是为了提高重质油的采收率，并在美国、加拿大等国应用甚广。1984年美国首次将CO2吞吐应用于提高轻质油采收率，至1992年底共进行轻质油CO2吞吐483 井次，成功率在90 %以上。Appalachian 盆地油田自1985年11月首次进行吞吐实验，3/4 的井效果好。1987年大范围展开实验，设计井400口，实施203井次。截至2005年，油区范围内23%的产量来自CO2吞吐措施，累积增油1.622×104m3，单井增油25～602 m3。

国内外CO2吞吐的发展趋势是：从重质油、稠油应用领域向普通黑油发展，从普通低渗油藏向致密油藏、高含水中高渗油藏发展，从单井CO2吞吐向井组联合吞吐、油藏整体吞吐发展。

国内相关技术研究开展较晚，除中国石化华东油气分公司外还有江苏、胜利、大庆等油田。江苏油田从1992年开始CO2吞吐研究，在稀油油藏展开了共计20余口井CO2吞吐实验，成功率大于50%，其中从1996年初到1998年9月，针对不同类型的油藏和工艺条件共实施CO2吞吐10井次，累积增油超过3 200 t。石油院校也采用实验室模拟和油藏数值模拟技术对部分影响CO2吞吐效果的因素进行了研究，近年西南石油大学采用高倍金相显微镜对致密压裂油藏CO2吞吐微观驱替规律进行了研究，取得了一系列成果。

CO2吞吐驱油的机理要比注水驱油的机理复杂得多。CO2吞吐时，在地下会出现三相或更多相同时流动，并且伴随着相间组分的转移、相变及其他复杂相行为的发生。概括起来CO2吞吐提高采收率的机理包括以下几个方面[1]：

1）降黏：当原油中的CO2溶解气饱和后，能够大大降低原油的黏度，改善原油在地层中流动性，例如苏北盆地JN油田，原油注CO2饱和后黏度由8 mPa·s下降至2 mPa·s左右，减少了75%。

2）使原油体积膨胀：CO2溶于原油体积膨胀，如苏北盆地CS油田泰州组油藏注CO2饱和后原油体积可膨胀1.5倍，同时增加了地层的能量。

3）改变润湿性，降低界面张力：CO2在油中溶解度比在水中的溶解度大3～9 倍，注入油藏后可以使油藏的润湿性发生变化，油气相间的界面张力降低，积聚的残余油滴在孔隙通道内自由移动，从而提高油相的渗透率，也进一步扩大了波及面积。

4）萃取轻质烃机理：轻质烃与CO2间具有较好的互溶性，当压力超过一定的值（此值与原油性质及温度有关）时，CO2能使原油中的轻质烃萃取气化，提高产能。

5）形成一定范围内溶解气驱，且CO2溶解后有一定的酸化解堵作用，增大原油流动性，改善渗流条件。

CO2吞吐增油效果是以上各项机理的共同作用，在不同类型油藏中起主导作用的机理不同，因此对增油效果的影响也不同。

根据室内研究及现场实施效果可将影响CO2吞吐效果的因素分为静态和动态两大类。静态因素即地质因素，包括油藏地质特征和储层流体特征两个方面[2]。动态因素包括开发状况（即剩余油饱和度、油藏的含水、压力水平、井筒状况）和CO2吞吐工艺参数设计两个方面，因此，选择适合实施CO2吞吐的油藏及井位是决定吞吐效果的先决条件，合理的工艺参数设计是吞吐效果的保障条件。

基于以上机理，之前已提出诸多CO2吞吐选井原则（主要由美国学者提出），其中经华东分公司20 余年矿场应用，具有相同认识的条件有如下三类：

第一类，油藏适宜条件：1）油密封性好，注入气不易逸散；层数较少，层间干扰少；2）油藏剩余油饱和度不低于35%；3）渗透率不宜过高，且层间差异较小，无渗透率异常高层。

第二类，流体适宜条件：1）原油密度、黏度越小越好，重质组分含量少（尤其胶质、沥青含量少）；2）H2S含量越低越好；3）地层水矿化度大于5 g/L，水中易引起沉淀的Ca2+，Mg2+，Al3+含量低。

第三类，单井条件：1）井筒完整，无窜漏；2）水驱效果差或难以建立注采对应的井较适宜；3）酸化压裂等措施无效且原因不明的井不适宜。

文献资料调研发现不同文献中对部分选井原则存在争议，主要集中在地层压力是否达到混相更有利和裂缝的存在对吞吐效果是正影响还是负影响这两个方面[3，4]。

部分观点认为混相更有利于降黏，更能抽提中间组分，增强原油流动性，效果更好，裂缝的存在增大了CO2的波及体积使其能深入地层与更多原油接触。反对意见认为CO2与原油混相后将井筒附近原油推向远处，大大降低井筒附近含油饱和度，裂缝的存在将会加剧气窜，并导致油藏难以憋压，对吞吐非常不利。主要针对以上两种观点，结合矿场实验及室内物理模拟实验对混相及裂缝影响进行探讨，并对构造位置、吞吐前生产状况等因素进行对比分析。

2 CO2吞吐选井条件研究

2.1 现场试验

从1989年11月至2002年8月,华东油气分公司分别在高含水、低渗低效和稠油三类油藏，进行12口井13 井次CO2吞吐试验[5，6]。2013年末至2017年，针对低渗透油藏又进行了5口井CO2吞吐试验，剔除工程影响选取16井次试验成果作为研究对比数据。

在可对比的16口试验井次中，有15井次工程参数较为完整，其中11 口井增油量大于100 t，占比73.3 %。通过计算不同深度措施井的作业费用及CO2气原料费+运输费+注入费用，在50 美元油价下有9 井次达经济标准。低渗透油藏实施CO2吞吐有效井次为5次，其中4次为水平井吞吐。

2.2 CO2吞吐室内实验

2.2.1 注CO2地层原油体系膨胀实验

PVT 实验结果显示JN 油田原油注入CO2后黏度下降幅度较大（表1），随着CO2注入量的增加，原油黏度不断变小，最终原油黏度大约降低了3.9 倍，说明注CO2有比较明显的降黏效果，地层原油流动性得到了显著改善。随CO2注入量的增大，原油膨胀系数的增加幅度也不断变大，当注入CO2摩尔含量达到62.6%时，原油体积膨胀了1.177倍，说明该油藏地层原油注CO2的膨胀驱油效果不显著，膨胀不是该区块CO2吞吐增油的最主要因素。

表1 地层原油注CO2后物性变化统计Table 1 Statistics of physical properties of surface oil after CO2 injection

2.2.2 人工造缝致密岩心薄片CO2驱替实验

实验采用JN油田油藏真实岩心薄片模型进行微观气驱特征研究，总共制备岩心模型15块，驱替成功3块（由于岩心物性差，渗透率极低，为了解决驱替不动的情况并且结合实际，JN油田油井均为压裂投产，故对岩心进行人工造缝，但驱替成功率仍很低）。表2为CO2驱替实验结果。

从实验结果可以看出一条主裂缝的驱替效率优于两条垂直裂缝，但混相与非混相条件下驱替效率并无明显差异，均能达到98%左右。

2.3 CO2吞吐影响因素探讨

2.3.1 裂缝对CO2吞吐的影响

油藏的封闭性越高，越能保证CO2不外泄，注入气利用率越高，如果裂缝发育，CO2容易沿裂缝突破，造成压力漏失，影响吞吐效果。JN油田JN-I 号区块在天然能量开发近两年后，先后选择两个井组开展CO2吞吐试验。

2014年6月对J2-2HF 井实施CO2单井吞吐，效果显著，注气两天后，高部位采油井J2-1HF 套压上升，8天后气窜，表明两口井储层压裂缝是连通的；本次吞吐累计增油846 t，单次换油率达到0.97 %。2014年底对邻近区块的J1-1HF井实施吞吐，日产油从吞吐前的2.4 t/d恢复到7 t/d，到第一轮次吞吐结束共增油2 258 t。该油藏实现了“两井吞吐，五井见效”，效果较以往有了很大提升。分析认为该油藏取得良好增油效果的一个重要因素是存在连通的压裂缝，在一定范围内形成了“驱”的效果，一井吞吐，多井受效。2015年继续扩大应用效果，对高部位水平井J2-1HF井实施CO2吞吐，与J2-2HF井形成交替吞吐、相互受效的效果，累计注入CO2量1 500 t，最终增油1 681 t。

从原理上分析：在封闭的小断块油藏，较高的地层有效渗透率可以增大CO2的传导率，提高CO2吞吐的效果，一般要求地层渗透率至少大于5×10-3μm2。因此对于封闭性油藏，压裂可改善渗流条件，提高CO2的波及体积，对吞吐是有利的；但对于面积大，厚度大的开放式油藏，天然裂缝发育或人工压裂缝的存在则会导致不能憋压，降低吞吐效果，如2013年对ZJD 油田Z3-3HF 井实施CO2吞吐，由于其封闭性不如J2-2 块，吞吐后Z3-3HF 井的有效期也明显较短，邻近井也未有见气或协同受效作用。

2.3.2 地层压力对吞吐效果的影响

从有效井次的地层压力与吞吐效果关系对比来看，存在一个较适宜的压力区间，并不是越高越好（图1）。CO2之所以能有效的使原油流动，主要因素如前述：一是溶解后降黏提高流度比；二是萃取原油中的轻质组分；三是膨胀增加原油动能。对于一定温度下的油藏，压力越大CO2溶解度越大，且越能接近混相。混相可以增强地层原油的流动性，同时使CO2深入油藏，扩大波及体积，但由于吞吐总注入量相对地层原油总量是很有限的，波及体积过大会削弱膨胀能，起到不利影响[7]。对于存在裂缝沟通的油藏，地层压力越大，所需要的注入压力也越大，越可能将近井地带的原油驱离井筒附近，反而会降低吞吐效果。从人工裂缝岩心薄片驱替实验结果可以看出，对于岩心薄片，混相与非混相状态下，驱替效率都可以达到98%左右。驱替效率与裂缝的数量和分布方式有较大关系，与是否混相并无明显关系。

表2 JN油田岩心CO2驱实验结果数据Table 2 Experimental data of CO2 flooding for core of JN oilfield

图1 油层压力与增油效果关系Fig.1 Relation between reservoir pressure and oil increasing effects

根据JN 油田原油物性分析结果（表3），吞吐后原油初馏点下降，200 ℃、270 ℃、300 ℃时馏分明显上升，说明本次吞吐采出了油藏中部分流动性较差的高黏度原油，J2-1HF 在吞吐后密度及运动黏度均变大，说明吞吐萃取抽提出了原油中的轻质组分，地层原油中重质组分比例升高，J2-2HF 井作为吞吐井变化更明显，组分监测也发现J1-1HF井吞吐后地层原油中C20+组分摩尔含量由吞吐前的29.53%上升至37.91 %。因此，可以确定“萃取轻组分”是JN 油田CO2吞吐见效的因素之一。

对于不同类型油藏，由于起主导作用的增油机理不同，地层压力对吞吐效果的影响大小也不同。对于轻质原油，在没有边底水或者边底水作用较弱的情况下，增油主要是靠膨胀和气驱增能，混相将会削弱膨胀能，对吞吐不利，对于开放性油藏，这种不利影响大于封闭性油藏。如果是封闭性裂缝油藏，油井间可形成沟通，多井协同作用，形成“吞吐+驱”共同作用，此时增油主要机理为降黏增强原油流动性和气驱推动，混相非常有利，但CO2注入量需要按整个井组而不是单井考虑，否则注入量不足，增油效果反而降低。

综上所述油层埋藏深度在1 600～4 000 m 均可实施CO2吞吐，但在2 200～3 000 m效果更佳。油藏埋深过浅，地层破裂压力常常低于注入压力而不能保证CO2与原油溶解。根据经验，苏北盆地小断块油藏一般地层压力达到25～28 MPa时可达到混相或近混相，现场实施结果显示CO2吞吐增油效果与是否混相并无明显关系，可以认为单井吞吐增油主要机理以降黏、膨胀增能及“萃取轻组分”为主，在进行选井时无需要求油藏压力达到混相，但在注入参数设计时需要考虑混相后形成“驱替”是对整个井组起作用，需要增加CO2用量。

2.3.3 构造位置对吞吐效果的影响

JN油田阜二段区块中J1-1HF井与J2-2HF井均为大斜度拟水平井，在构造所处位置相近，J2-1HF井射孔井段高近20 m。J2-2HF井实施吞吐时，对应J2-1HF井8 d后见气；J2-1HF井吞吐时，对应J2-2HF井12 d 后见气。说明CO2气从J2-1HF 井向J2-2HF井扩散速度小于从J2-2HF 井向J2-1HF 井扩散速度。即由于密度差异，CO2由低部位向高部位扩散速度更快。

之前实施的QK16 井、S115 井、C3 井、QK12 井四口高含水井油层物性、注入量、焖井时间均相近，但处于高部位的QK16 井和S115 井返出气比例明显高于其他井（表4），以上实验数据证明构造高部位的井注CO2扩散速度小，气量损失较大，因此，对于吞吐来说，在相同条件下选择处于构造低部位的井优于高部位井。

2.3.4 井型选择

对于低渗透油藏，试验8 井次，有增油效果的为7井次，但有经济效益的仅5井次，其中4井次为压裂投产的水平井，所以在井型选择上，水平井明显具有优势。主要原理是CO2吞吐波及范围为近井地带，水平井注入CO2的扫油面积远大于垂直井，波及范围与驱油效率更高[8]。从数值模拟结果来看，水平井CO2吞吐后日增油绝对值较大，稳产时间也较长，增油量绝对值大于直井，更能摊薄施工成本。

表3 JN油田吞吐前后原油性质Table 3 Comparison of crude properties before and after huff and puff in JN oilfield

表4 不同构造部位油井返排CO2气量统计Table 4 Statistics of CO2 discharge from oil wells in different structural locations

2.3.5 生产状况对吞吐效果的影响

分析实施CO2吞吐的油井生产情况可知：初期产量高的井，吞吐后恢复的产量也较高，稳产时间与有效期均较长，换油率也较高。从生产曲线上可以看出，J1-1HF 井初期日产油25 t，吞吐前日产油2.3 t，吞吐后恢复到7 t 左右，J2-2HF 井初期日产量6 t 左右，吞吐前日产油0.72 t，吞吐后恢复到3.4 t，但稳产时间明显低于J1-1HF井（图2）。

吞吐前含水越低，说明含油饱和度越高，从常理推断吞吐效果应该越好，但从以上8 井次数据可看出，吞吐能明显降低含水，在有效井次中，含水30%～90%条件下，吞吐前含水越高，增油效果越明显。究其原因，在构造位置相近的情况下，低渗透油藏中，井含水高低与供液能力成正比。在此范围内，吞吐前含水越高的井增油量越大，但含水大于70%以后换油率将会下降，因此，认为含水30%～70%油井较宜实施CO2吞吐。