濮城油田低渗高压注水油藏转CO2驱技术及应用

丁 妍

（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南濮阳 457001）

中原油田低渗油藏储量规模大，注水困难储量7 553.60×104t，采出程度10.48%，采油速度0.33%，具有较大提高采收率的潜力，有必要采取针对性措施，改善注水困难油藏开发状况。油藏开发受井深、高温、高压、高盐等因素影响，化学驱开采难度大。CO2在原油中的溶解能力较强，能降低原油黏度，降低表面张力，膨胀原油体积，有利于原油采出。在高压下，CO2可抽汲原油中烃类组分，当气相中被抽汲出来的轻烃组分达到一定浓度时，则可以多次接触混相，是一种很好的驱油剂[1-8]。因此，针对中原油田高压低渗注水困难油藏，开展CO2提高采收率室内实验研究和CO2驱注采参数优化研究[9-12]，并在此基础上开展濮城油田卫42 块低渗高压注水油藏现场试验，以获得CO2驱在高压低渗注水困难油藏中大规模推广应用的先期认识。

1 油藏概况

卫42 区块构造位于东濮凹陷北部濮卫次洼带 西翼，断块平面上呈NNE 向延伸的长条状，地层西高东低，倾角为20°～25°。油藏类型为构造-岩性油藏，含油层系为沙三中亚段3 砂组和4 砂组，含油面积6.89 km2，地质储量392.30×104t，标定采收率18.80%。注水压力高，开发困难，平均注水压力为39.00 MPa，采出程度仅为14.80%。

1.1 储层物性

濮城油田卫42-43 区块油藏埋藏深，其埋深为3 200～3 700 m。储层物性差，平均孔隙度11%～13%，平均渗透率1.53×10-3～3.50×10-3μm2，为深层特低渗透油藏。

1.2 流体性质

卫42 区块油藏原油性质好，具有低密度、低黏度、低含硫的特点，地面原油密度0.853 g/cm3，黏度8.84 mPa·s，含硫0.27%，凝固点32.7 ℃。地层水总矿化度26.9×104mg/L，氯离子浓度16.1×104mg/L，水型CaCl2型。

1.3 开发特征

（1）天然能量不足，产量下降快。卫42 区块属于低渗透油藏，油藏物性差，需压裂投产，且边水不活跃、天然能量低导致压裂初期产量高，但递减很快。应用油藏工程和数值模拟方法，计算弹性驱采收率为2.6%，加上溶解气驱，采收率仅为11.2%。据1998 年4 口新井RFT 测试，压力系数降到0.88，半年左右，压力系数下降了约15.0%，总压降达3.20 MPa，油井产量下降40.0%。

（2）储层吸水能力低，注水压力高。储层物性差，压力传导困难，引起注水井附近井区油层压力上升过快，导致注水压力升高和注水量低，平均注水压力为39 MPa。试注井卫42-5 井、卫42-7 井注水压力为45 MPa 时，单井日注水量为15～30 m3，这表明了储层吸水能力低，注水开发困难。由于注不进水，地层亏空大，注水开发效果差，油井产量递减快。

2 室内实验研究

CO2是一种临界点比较低（31.10 ℃、7.39 MPa），易于压缩的气体，与原油的混相压力也相对较低。因此，CO2可以溶于原油，携带和驱替原油，从而提高原油产量。影响注CO2驱采油效果的因素很多，不同油藏的影响因素也各异。本文针对卫42 区块高压注水低渗透油藏，通过室内实验研究方法，得到该区块注CO2驱油的认识。

2.1 不泄压核磁共振实验

CO2驱是抽汲原油中的C2～C6轻质组分或使其汽化，是CO2不断富化的过程，也是与原油之间界面张力不断降低的过程。随着界面张力的降低，毛管数的增大，相对渗透率曲线也会发生相应的变化。 为定量研究界面张力达到超低界面张力时CO2驱可动用的孔喉级变化，开展高温高盐条件下不泄压核磁共振实验。将天然岩心充注饱和原油，原油主要分布在0.01～25.00 μm 孔隙内，分别模拟水与CO2驱替孔隙原油实验。实验结果得到水能进入到0.10 μm 级以上的孔隙，CO2可以进入到0.01μm 级以上的孔隙。这说明了CO2驱不仅能驱替大孔喉的剩余油，也能有效动用0.01μm 孔喉的剩余油（图1），能够驱动原来水驱替不到的微小孔隙，能增加驱油体积7%～12%。

图1 不同驱替方式下可动用孔喉半径对比

2.2 长岩心驱替实验

CO2与原油多次接触是混相，为完整模拟混相驱替过程，设计了长岩心驱替实验装置。实验装置由注入系统、岩心夹持器系统和采出系统组成，三个系统为独立的板块结构。岩心夹持器长2.0 m，最大工作压力为80.00 MPa，最高工作温度为180.0 ℃，控温精度为0.5 ℃。实验采用40 块直径为25.0 mm，长度为29.0～60.0 mm 的岩心依照布拉法则进行排序拼接，总长度为1 859.9 mm。

实验步骤：①油、气、水及岩心样品准备；②模型孔隙体积测定；③造束缚水；④原油样品饱和及老化；⑤溶剂驱替原油；⑥模型清洗。实验环境严格按照区块油藏环境设置，为确保所有实验顺利进行，对所涉及的仪器设备用石油醚和无水乙醇进行清洗。

通过CO2驱替长岩心模拟实验，得到以下两点认识：

（1）CO2压力传导快，注入能力大于水。高压油藏地层条件下CO2处于超临界状态，与原油有很好的互溶性，当CO2溶解于原油时，原油黏度显著下降，原油流动能力大幅度提高。注入CO2可以使原油体积膨胀，导致原油体积增加，其结果是增加原油的内动能，大大减少原油流动过程中毛管阻力和流动阻力，从而提高原油的流动能力。因而注气井具有较强的压力传导能力，注气开发比注水更容易建立注采压力系统。

（2）相同注入倍数情况下，注CO2恢复压力越高，则驱油效率越高。采用井口取油与天然气复配地层流体，饱和压力37.94 MPa。对天然能量开发或注水困难的油藏，地层压力下降较多，设计地层压力衰竭至28.50 MPa 的长岩心注CO2进行驱油实验，模拟注CO2恢复至不同地层压力条件下对CO2驱油效率的影响。在相同注入倍数下，注CO2恢复至34.00 MPa 以上，CO2驱油效果与原始条件下注CO2的效果差距小（图2）。

图2 压力恢复至不同值CO2驱原油采收率

3 CO2驱参数优化

3.1 注采井距优化

卫42 区块的注采老井均已压裂，平均裂缝半长为60.0～90.0 m。深层低渗油藏适当拉开井距有利于减少新井投资，建立人工裂缝数值模拟模型，优化最佳井距为400.0 m（图3）。

图3 注采井距优化

3.2 注入参数优化

3.2.1 注入CO2量优化

随注入量的增加，增油量增加，换油率降低。研究CO2注入量分别为0.15，0.21，0.28，0.35，0.42 PV 情况下的累计产油量和换油率指标，如图4 所示。结果表明，当注气量为0.35 PV 时，换油率为0.34 t/t，此时卫42 区块能实现较高的经济效益开发。

图4 注气量优化

3.2.2 注入CO2速度优化

低速注气气驱前缘推进均匀，CO2利用率高，但采油速度低，方案时间长，影响经济效益。研究注入速度分别为20，25，30，35，40，45，50 t/d 情况下的累计产油量和换油率指标，如图5 所示。结果表明，优化注气速度为30～35 t/d 时，对卫42 区块开发最有利。

图5 注气速度优化

3.3 闷井时间优化

CO2与原油多次接触，界面张力随接触时间延长逐步降低，实现混相。闷井可提高油藏压力，降低界面张力，提高混相效果，扩大宏微观波及体积，但同时会影响生产时率。优化闷井时间为1 年。

4 现场应用

试验区共6 口注气井，其中3 口井为油井转注气井，3 口井为水井转注气井，对应采油井24 口，储量138.11×104t。设计注入CO2量0.35 PV，注气对应油井同步闷井。实施后，平均单井日注气量30.00 t，累计注气量5.40×104t，综合含水下降20%，峰值日增油10.60 t，累计增油4 396.00 t。

5 结论

（1）CO2驱可降低界面张力，驱替水驱无法动用的小孔隙，当界面张力达到超低界面张力时，CO2驱可驱动的孔喉级别为0.01 μm 级以上。

（2）与注水相比，CO2注入压力下降，注入能力提高，卫42 区块注气压力比注水压力平均下降约17.00 MPa，平均动液面也有所增加，注气后地层能量得到一定补充。

（3）区块产能有效恢复，增油效果良好，目前已实施注气井组6个，对应油井24 口，阶段见效11口，综合含水下降20%，峰值日增油10.60 t，累计增油4 396.00 t。