胜利油田特低渗透油藏CO2驱技术研究与实践

杨 勇

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

胜利油田特低渗透油藏资源量丰富，开发潜力巨大。特低渗透油藏具有埋藏深（一般大于3 000 m）、渗透率低（0.3～10 mD）、非均质性强、储量丰度低（30×104～60×104t/km2）等特点，有效开发难度大。目前主要以大型压裂弹性开发为主，但产量递减速度快，采收率低（8%～10%）；部分区块采用注水开发，但受储层渗透率低影响，注入压力高且注水作用距离小，开发效果不理想，亟需寻求新的能量补充方式和提高采收率方法。

20 世纪中叶，美国大西洋炼油公司（The Atlantic Refining Company）发现其制氢工艺过程的副产品CO2可用于改善原油的流动性。后续研究表明［1-2］，CO2驱油的主要机理是其与原油接触后会发生相间传质，使原油体积膨胀、黏度降低、油气界面张力降低、油气混相等。基于此发现，诞生了世界首个CO2驱油专利［3］，这是CO2驱油技术的开端。

1958年，Shell公司率先在美国二叠系储层实施了井组规模的CO2驱油试验，试验结果表明，向油藏中注CO2可以补充地层能量并提高原油产量［4-6］。Chevron 公司于1972 年在美国德克萨斯州Kelly-Snyder 油田SACROC 区块投产了世界首个CO2驱油商业项目，提高单井产量达3 倍之多［7］，该项目的成功标志着CO2驱油技术开始走向成熟。

中外大量研究和应用结果表明，CO2驱是解决特低渗透油藏能量补充难、采收率低的主要技术，向油层中注入CO2可以大幅度提高原油采收率［8-13］。同时，油藏是封闭条件良好的地下储气库，可以实现CO2长期地质埋存。所以，以CO2为驱油剂提高原油采收率不仅可以增加原油可采储量，而且可以实现CO2的长期地质埋存，既实现CO2减排的社会效益，又能产生巨大的经济效益，是CO2埋存与高效利用的最佳途径之一。CO2驱提高原油采收率和地质埋存技术在中外已有广泛研究，在许多油田进行了矿场实施。

CO2驱提高石油采收率，国外技术相对成熟，已成为主要的提高采收率方法。与国外油藏相比，胜利油田特低渗透油藏属于陆相沉积，具有埋藏深、丰度低、非均质性强、混相压力高的特点，油藏条件的差异意味着胜利油田难以照搬国外成熟的CO2驱技术。胜利油田CO2驱规模化应用面临以下技术瓶颈：①混相压力高，不易实现混相，驱油效率低；②储层非均质性强、连续气驱为主，易气窜。针对上述问题，胜利油田自上世纪60 年代末期开展CO2驱技术攻关，先后经历了室内研究（1967—1995 年）、关键技术攻关（1996—2006 年）和先导试验（2007年—至今）3个阶段，初步形成了CO2驱室内评价、油藏工程设计优化、注采工艺、地面集输和动态监测与调控等技术系列。在高89-1 块、樊142-7-X4 井组开展了矿场试验，取得较好开发效果。CO2驱油技术开辟了胜利油田特低渗透油藏开发新途径，可为胜利油田特低渗透油藏和国内同类型油藏效益开发提供技术支撑。

1 CO2驱油藏适应性评价标准

为确定胜利油田低渗透油藏是否适合开展CO2驱提高采收率，需要建立CO2驱适应性评价标准。

通过CO2驱室内实验研究，确定了2 个关键评价参数的筛选界限。第1个关键评价参数是混相能力（地层压力与最小混相压力的比值），随着混相能力增加，驱油效率提高，对于混相驱，要求其混相能力大于等于1。第2个关键评价参数是渗透率，通过CO2驱油实验，建立了启动压力梯度与储层渗透率的关系（图1），可以看出，随着渗透率的降低，启动压力梯度是存在拐点的，将这个拐点定义为实施CO2驱的渗透率下限，在胜利油田实施CO2驱的油藏渗透率要大于0.5 mD。

图1 启动压力梯度与储层渗透率的关系Fig.1 Relationship between threshold pressure gradient and reservoir permeability

结合中外CO2驱应用实例，确定了参考参数的筛选界限。通过统计国外81 个资料完整且已实施的注CO2项目，对影响注气效果的因素进行分析，取项目数累积比例大于95%时的参数值作为筛选界限，确定了CO2驱的原油黏度小于12 mPa·s，原油密度小于0.876 2 g/cm3，剩余油饱和度大于25%和深度大于2 000 m的筛选界限（表1）。

胜利油田CO2驱油藏适应性评价标准与中外其他标准相比，有2 点不同：一方面考虑了储层CO2驱的物性下限，当储层渗透率过低时（＜0.5 mD），CO2驱的启动压力显著升高，常规压差下难以实现有效驱替；另一方面是油层深度方面，中外其他标准多定为大于1 000 m，胜利油田的筛选标准定为大于2 000 m，主要考虑胜利油田的低黏度原油大多埋深超过2 000 m，这些低黏度原油与CO2更容易实现混相/近混相驱，同时考虑埋深越大，油藏压力越高，能够提高油藏混相能力。

表1 胜利油田低渗透油藏的CO2驱油藏筛选标准Table1 Screening criteria for CO2flooding in low permeability reservoirs of Shengli Oilfield

2 CO2驱室内评价技术

在矿场实施CO2驱油之前，需要做一系列的室内实验［14-16］研究油藏条件下CO2的溶解特性、膨胀降黏特性、混相特性和不同注入方式下驱油效率等，明晰CO2驱提高采收率机理，为CO2驱油藏数值模拟和油藏方案优化提供基础资料［17-18］。具体包括CO2与原油的相特征、CO2对轻质组分的抽提作用、最小混相压力、驱油效率、沥青质伤害和产出气回注对驱油效果的影响机制等。

2.1 CO2与地层原油体系相态特征

选取胜利油田高89-4 井的井口原油和套管气按该区块原始饱和压力配制成样品，代表地层原油。利用高温高压PVT 分析仪，开展CO2与地层原油溶解实验和膨胀降黏实验。结果表明，地层原油对CO2有较强的溶解能力，压力越高CO2在原油中的溶解度越大（图2），42 MPa 时地层原油中的CO2溶解度可达到450 m3/t。注入CO2后，地层原油体积大幅膨胀、黏度明显降低，溶解度为130 m3/t 时，原油的饱和压力达到25 MPa，此时地层原油体积可以膨胀1.26倍，黏度降低幅度为70.45%（图3）。

2.2 CO2对原油的抽提作用

利用高温高压PVT 分析仪，研究CO2的抽提作用对平衡油、气组分变化的影响（图4）。由于CO2对轻烃的强烈抽提作用，地层油中轻质组分被抽提到气相中，轻质组分含量显著降低，气相不断富化，其组分越来越接近地层油，最终可达到动态混相。因此，可通过增强CO2抽提能力，达到降低CO2与原油混相压力的目的。

图2 CO2溶解度与压力关系曲线Fig.2 Effect of pressure on CO2solubility

图3 CO2溶解度与黏度、膨胀系数关系曲线Fig.3 Effect of CO2solubility on viscosity and expansion coefficient

图4 平衡液相中纯烃组分的变化Fig.4 Change of pure hydrocarbon composition in equilibrium liquid phase

2.3 CO2与原油最小混相压力实验

CO2与原油最小混相压力是CO2驱方案设计中的一个重要参数，最小混相压力测试的实验方法主要有细管实验法、升泡仪法、界面张力消失法和核磁共振成像法［19-20］，胜利油田常用的方法是细管实验法和升泡仪法。

通过长细管实验测试了胜利油田不同区块CO2与原油的最小混相压力（图5），最小混相压力较高，一般在26 MPa 以上。胜利油田油藏条件和原油性质客观决定了CO2与原油最小混相压力高，国外CO2驱区块的原油性质好，轻质组分含量高，黏度、密度低，油藏温度低，混相压力一般低于12 MPa；而胜利油田的原油重质组分含量相对较高、油藏温度高，混相压力多在30 MPa左右［21］。

图5 不同区块CO2与原油最小混相压力Fig.5 Minimum miscibility pressure of CO2in crude oil from different blocks

2.4 CO2驱油效率

胜利油田自主设计研制了CO2驱非均质长岩心物理模拟装置，最高压力为70 MPa，最高温度为180 ℃，夹持器长度为2 m，可模拟0～90°地层倾角。应用高89-1 块油藏低渗透（4.7 mD）岩心和原油，通过单管长岩心实验研究不同注入方式下的驱油效率。结果表明，水驱驱油效率为33.5%，水驱后转CO2混相驱的驱油效率为85.64%，初始CO2混相驱后转水驱的驱油效率为79.58%，CO2和水交替混相驱后转水驱的驱油效率为81.56%，不同注入方式的CO2混相驱油效率皆可达到80%，比水驱提高46.5%。这是因为原油与CO2混相以后，降低了界面张力，CO2可以驱替小孔隙中的原油，从而提高了驱油效率。应用史深100 块油藏低渗透岩心（高渗管渗透率为19 mD，低渗管渗透率为8 mD）和原油，通过双管长岩心实验研究不同注入方式下的采收率。结果表明：近混相连续气驱最终采收率为53.3%，其中高渗管采收率为69%，低渗管采收率为38%；近混相气水交替驱最终采收率为60.8%，其中高渗管采收率为75%，低渗管采收率为43%；混相气水交替驱最终采收率为62.9%，其中高渗管采收率为79%，低渗管采收率为49%，气水交替驱能够同时提高高渗管和低渗管采收率。这是因为水与CO2间存在界面张力，气水交替驱时大孔隙中发生水锁与气锁，使注入流体进入小孔隙，驱替小孔隙中的原油，提高波及体积，最终提高了采收率。因此，气水交替驱在抑制气窜、提高波及体积方面更具优势，但对于致密储层或水敏储层，由于注水压力过高，气水交替驱的应用受到一定限制。

2.5 CO2驱过程中沥青质伤害实验

由于CO2的不断抽提作用，难溶的沥青、石蜡最终沉淀出来，这是与CO2高效驱替效率相伴的主要副作用，可能引起地层损害和井眼堵塞。为评价胜利油田高89块油藏条件下沥青质伤害的影响，采用高89 块地层原油，开展混相与非混相2 种条件下的沥青质沉淀室内实验。研究结果表明，混相与非混相2 种条件下CO2驱均有一定的沥青质沉淀，但其绝对含量很小（表2）。同时，长岩心驱替实验也表明，在驱替过程中压力变化比较平缓，说明CO2驱过程中虽有微量沥青质沉淀析出，但不会对储层造成伤害。CO2驱过程中沥青质沉淀同时受到油藏流体性质、温压系统、开采条件等因素控制，对不同区块应该分别开展评价实验。

表2 流体固相含量测试结果Table2 Test results of fluid solid content

2.6 产出气回注对CO2驱油效率的影响

CO2驱过程会伴随着CO2的产出，不同处理方式的经济性存在较大的差异，CO2驱产出气直接回注是经济性较好的方式，但需要明确产出气直接回注对CO2驱开发效果的影响。通过室内实验研究了产出气中CO2含量与驱油效率的关系，实验用油选自高89 块原油。结果（图6）表明，当产出气中CO2含量小于72%时，随着CO2含量增加，驱油效率快速增加，当产出气中CO2含量大于72%时，随着CO2含量增加，驱油效率缓慢增加。因此，确定CO2驱产出气直接回注的含量界限为72%，当产出气中CO2含量大于72%时，可直接回注，对驱油效率影响不大。

3 CO2驱油藏工程优化设计技术

CO2驱方案实施以前，需要开展油藏工程优化设计，编制油藏工程方案，以指导CO2驱方案有效实施。胜利油田初步形成一套CO2驱油藏工程优化设计技术。针对CO2驱易气窜、波及体积低的问题，一方面从初期井网井距设计入手，确保井网井距与储层分布相适配，实现均衡驱替，另一方面优化注入方式，提高波及体积；针对CO2驱油藏混相难的问题，通过压力水平、注采参数优化，提高油藏混相能力，最终达到提高采收率的目标。

3.1 CO2驱井网适配优化

胜利油田主要在滩坝砂特低渗透油藏开展CO2驱试验，该类油藏渗透率低（＜5 mD），储量丰度低（＜50×104t/km2），发育滩砂和坝砂2种微相，平面上滩砂连片发育，坝砂呈串珠状镶嵌于滩砂中，纵向上含油井段较长（50～100 m），砂泥岩互层，层多（15～25 个）且薄（滩砂厚度为0.5～2 m，坝砂厚度为2～3 m）。以滩坝砂油藏为例，在滩坝砂储层描述的基础上，将滩坝砂储层划分为席状滩砂、土豆状坝砂、点状坝砂和条带状坝砂4 类，同时考虑五点法、反七点法、反九点法3种井网形式，建立了不同类型滩坝砂储层与不同井网形式的匹配模式，通过数值模拟研究了不同匹配模式下CO2驱波及系数、换油率、开发时间等参数。研究发现，纯滩砂和坝注滩采油藏适合采用反七点和反九点井网，合理采注井数比为2∶1～3∶1；纯坝砂和滩注坝采油藏适合采用五点和反七点井网，合理采注井数比为1∶1～2∶1。在实际油藏工程设计中，由于工区构造、断裂系统复杂，难以形成规则的井网形式，开展井网形式设计时往往采用不规则面积井网，采注井数比遵循上述合理采注井数比。

3.2 CO2驱技术极限井距

确定井网形式后，需进一步确定注采井距。新区投产时需要打井，确定注采井距时，需要同时考虑技术上的有效动用与经济上的盈亏平衡，即同时考虑技术极限井距与经济极限井距［22］。老区提高采收率项目基于目前老井，由于井距已定，往往开展注采井别优化及技术极限井距适应性评价。上述经济极限井距可结合CO2驱产量模型通过一定方法进行计算，这里主要对CO2驱技术极限井距计算方法进行论述。

综合考虑CO2驱替方式和非线性渗流特征，建立了CO2驱极限泄油半径公式，CO2驱技术极限井距等于2倍的极限泄油半径，即：

式中：rCO2为CO2驱极限泄油半径，m；r混相为混相区域半径，m；r非混相为非混相区域半径，m；α 为泄油半径长度/混相带长度；pe-pw为生产压差，MPa；a1，b1为混相带参数；a2，b2为非混相带参数；kg为空气渗透率，mD；μo1为混相区域黏度，mPa·s；μo2为非混相区域黏度，mPa·s。

结合室内实验结果，计算得到了CO2混相驱启动压力梯度与流度关系（图7），结合（1）式，即可计算得到CO2驱技术极限井距图版（图8）。对于特低渗透储层，CO2驱技术极限井距（300～600 m）约为水驱技术极限井距（100～200 m）的2～3 倍。因此，CO2驱可采用大井距开发部署。

图7 CO2驱启动压力梯度与流度关系Fig.7 Relationship between threshold pressure gradient and fluidity of CO2flooding

图8 CO2驱技术极限井距图版Fig.8 Technical limited well spacing of CO2flooding

3.3 注入方式优化

防止气窜是CO2驱油藏工程设计考虑的重要原则之一，优化注入方式能够有效防止气窜。在史深100 块精细油藏描述的基础上，建立该块地质模型，进而通过数值模拟方法，选取弹性开发、水驱、连续气驱和气水交替驱4种注入方式进行对比研究。由不同注入方式的采收率统计结果（图9）可以看出，气水交替驱优于连续气驱，连续气驱优于水驱和弹性开发。长岩心驱替实验也得到类似的结论。因此对于能够有效注水的低渗透油藏，应优先选用气水交替注入方式。当储层渗透率较低，难以实现有效注水时，则采用连续气驱的注入方式，可同时考虑注采耦合，即注采“不见面”，注气的时候不采油，采油的时候不注气，抑制气窜的发生。

图9 注入方式与采收率关系Fig.9 Relationship between injection mode and recovery

3.4 压力保持水平优化

针对具体的油藏，储层原油与CO2的最小混相压力是一定的，此时地层压力的大小直接决定是否能实现CO2驱混相，影响CO2驱驱油效率，因此有必要对地层压力保持水平进行优化。室内实验表明［23］，随着压力保持水平增高，最终采收率提高，气体突破时间略有减缓，因此CO2驱地层压力应保持在较高压力水平。

根据滩坝砂特低渗透油藏地质特征，建立井组模型，利用油藏数值模拟方法研究不同压力保持水平对开发效果的影响。结果表明，地层压力保持水平越高，模型采收率越高，但当压力保持水平大于混相压力后，模型换油率随压力保持水平的升高而降低，因此，如果考虑换油率最高为目标，合理压力保持水平为1～1.1 倍的混相压力。如果考虑经济效益最高为目标，即考虑油价（50美元/bbl）与CO2气价（300 元/t），合理压力保持水平为1.2～1.3 倍的混相压力。对具体区块开展油藏工程优化时，可建立地质模型开展数值模拟研究，确定合理压力保持水平。

3.5 注采参数优化

区块合理注采速度同样可通过数值模拟［24］研究确定。以胜利油田高89块为例，随着注气速度增加，采收率出现先增加后减小的现象，最优注气速度为20 t/d（图10）；随着采油速度增加，采收率出现先增加后减小的现象，最优采油速度为5～10 t/d。

图10 高89块注气速度优化结果Fig.10 Optimization results of gas injection rate in Gao89 Block

4 CO2驱注采工艺和地面工程技术

4.1 免压井安全注气管柱

为保证CO2注气安全，设计了免压井安全注气管柱（图11）。该管柱借助多功能注气阀及蝶板单向阀可以实现注气过程中防返吐，作业过程中免压井，进而实现安全注气；此外，能够实现反洗井更换环空保护液的功能，当油套环空注入含有缓蚀剂的环空保护液时，液体经反洗阀直接进入油管，后经油管返出井筒，从而达到保护油层的目的。

图11 免压井安全注气管柱结构Fig.11 Structure diagram of gas injection string

4.2 多功能采油管柱

考虑CO2驱生产井可能出现的气窜和腐蚀等问题，设计了CO2驱多功能采油管柱。设计防腐泵及各种防腐井下配套工具，同时利用挂片器监测不同材料在井下环境的腐蚀状况；设计利用气锚降低泵吸入口气油比，提高泵效；同时设计了井下测压装置。

4.3 油气水多相条件下腐蚀控制技术

CO2驱生产井产出气中CO2含量增高，溶于地层水会生成酸性介质，导致管线腐蚀穿孔［25］，为有效控制CO2腐蚀，利用自主研发的多功能环道式油气水多相流腐蚀模拟试验装置，研究了不同材质在CO2驱油气水多相条件下的腐蚀规律，优选出经济可靠的碳钢+防腐涂层和玻璃钢的防腐方案，设计合成了改性咪唑啉复合型高效缓蚀剂，研发了双极性高抗离子渗透防腐涂层，形成一套CO2驱注、采、输系统腐蚀控制技术。

5 CO2驱矿场试验

目前，胜利油田在滩坝砂和浊积岩特低渗透油藏5个区块开展了CO2驱矿场试验，其中，高89-1块和樊142-7-X4 井组是开展较早的两个区块，数据资料丰富。

5.1 高89-1块特低渗透油藏CO2驱试验

高89-1 块位于正理庄油田西部，地质储量为170×104t，渗透率为4.7 mD，原油黏度为1.59 mPa·s，混相压力为28.9 MPa。试验设计五点法井网（图12），注采井距为350 m，油井14 口，注气井11 口，注气速度为20 t/d，设计注入量为0.33 PV，预计采收率由弹性驱的8.9%提高到26.1%，可提高17.2%。开展试验的目的是探索滩坝砂特低渗透油藏CO2驱补充能量的可行性。

图12 高89-1块示范区井位部署图Fig.12 Well location diagram of Gao89-1 Block in demonstration area

自2008 年1 月开始注CO2，注气时地层压力为24 MPa，截至2019年9月，共有生产井15口，注入井11 口，累积CO2注入量为30.7×104t，区块采出程度为15.8%，中心井采出程度为18.6%，已提高采收率9.7%。高89-1 块CO2驱先导试验可划分为单井试注阶段、试验井组阶段、注采完善阶段和整体注气阶段。单井试注阶段和试验井组阶段产量较高，注采完善后，抑制了产量的递减。14 口油井见效，试验区累积增油量为6.9×104t（图13），换油率为0.23。

图13 高89-1块生产曲线Fig.13 Production curves of G89-1 Block

5.2 樊142-7-X4井组CO2混相驱试验

樊142-7-X4井组位于正理庄油田高89-1块东部，井组含油面积为0.94 km2，试验含油层系为沙四段上亚段1 砂组，地质储量为32.6×104t，空气渗透率为1.2 mD。樊142-7-X4 井组东北部发育坝砂，西南部发育滩砂。井组包含注气井1 口、油井6 口，注采井距为243～676 m，其中，注气井未压裂投注。由于高89-1 块未达到混相压力，属于近混相驱，樊142-7-X4 井组的试验目的为试验CO2混相驱注采能力及开发效果。

2013 年6 月开始注气，注气前地层压力为17 MPa，6 口油井关井恢复地层压力，并下入电子压力计监测油井地层压力恢复状况，连续监测1 800 余天。注气速度为15～30 t/d，截至2016年底，CO2累积注入量为1.9×104t，油井地层压力恢复至33.7 MPa（1.07MMP），已实现混相驱（混相压力为31.65 MPa）。通过数值模拟与试井解释等方法，在拟合地层压力变化的基础上，对CO2驱混相压力、组分、相前缘进行预测，指导了油井工作制度的确定。

2016 年11 月起，对见效的3 口油井陆续开井，自喷生产，日产油量为5～6 t/d（图14），远大于注气前产量（泵抽1 t/d）。截至2019 年9 月，井组CO2累积注入量为3.9×104t，累积增油量为0.7×104t，阶段累积注入量为1.9×104t，阶段换油率为0.37。

6 结论

图14 樊141-1井生产曲线Fig.14 Production curves of Well Fan141-1

建立CO2驱油藏适应性评价标准，实现CO2驱油藏适应性多因素定量评价。形成了系统的CO2驱室内评价技术，开展了CO2与地层油的相特性、混相压力测试、长岩心驱油实验、沥青质伤害等室内实验研究。发现了CO2驱油藏产出气回注对驱油效果的影响机制，提出油井产出气中CO2含量达到72%时可直接回注。建立了考虑混相特征和非线性渗流双控条件下的技术极限井距计算方法，形成了CO2驱井网适配优化、合理压力水平优化和注采参数优化等技术。配套完善了CO2驱注采工艺管柱及CO2驱注、采、输系统腐蚀控制技术，为CO2驱油与封存提供保障。

高89-1 块和樊142-7-X4 井组CO2驱取得较好开发效果，验证了CO2驱提高采收率技术的可靠性。