中原油田CO2驱提高采收率技术及现场实践

2020-03-24聂法健毛洪超

油气地质与采收率 2020年1期

聂法健，毛洪超，王庆，丁妍

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；2.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450046；3.中国石油大学国家大学科技园管委会办公室，山东东营 257000）

20 世纪50 年代至今，CO2驱油技术不断发展，商业化推广范围也不断扩大，逐步成为一项仅次于热力采油的提高采收率手段［1］。得益于起步早、技术完备和廉价气源，美国CO2驱油项目数占全球总数的90%以上，提高原油采收率7%～15%。中国开展CO2驱油技术研究和应用较晚，90 年代后，大庆、胜利和中原等油田陆续开展了先导试验。

20世纪90年代以来，中原油田一直在探索水驱后提高采收率技术，包括各类聚合物、表面活性剂等，这些以化学驱为主的提高采收率技术，在部分区块提高采收率取得了一定效果，但受制于油藏“地层温度高，地层水矿化度和钙镁离子含量高”等特点，普遍面临普适性不强和推广效果差异性很大等问题，无法进入工业化应用阶段，一直没有找到可以规模化应用的三次采油技术。

从2007 年开始，中原油田根据自身实际，针对CO2室内实验机理、适宜性筛选评价技术、防腐等配套工艺技术开展系列攻关，在特高含水油藏、深层低渗透油藏、稠油油藏均开展了CO2驱先导试验，并逐步扩大规模，对应油井均见到明显增油效果，试验开展时间较长的油井采出程度提高10%以上［2-5］。为此，笔者系统总结近年来中原油田CO2驱油技术的最新进展，分析3 个CO2驱油矿场试验区的应用效果。与中外其他油田相比，中原油田CO2驱实践应用油藏类型多，具有较强的代表性，其取得的经验和启示可对中国油田进一步发展完善CO2驱油技术并加快规模化推广提供借鉴。

1 CO2驱提高采收率技术

1.1 驱油机理

不同类型油藏实施CO2驱提高采收率的主要驱油机理差异较大［6-7］。对于特高含水油藏，贡献主要来自CO2溶解、扩散，CO2溶于油斑和油膜后，由于强力洗油效应，从岩石表面剥离水驱残余油；而对于深层低渗透油藏，主要机理是可以进入更小孔喉，保持地层能量。核磁共振显示，超临界CO2流动性好，与原油界面张力小，毛管阻力小，可以进入水无法进入半径为0.01 μm 的孔喉，并与原油接触。如图1 所示，天然岩心充注饱和原油后，0.01～25 μm的孔喉内均有原油分布，注水开发可驱替0.2 μm 以上的孔喉中的原油，0.2 μm 以下孔喉中原油饱和度保持不变；与水驱相比，CO2驱不仅可提高0.2 μm 以上孔喉中的原油驱替效率，同时可使0.01～0.2 μm的细小孔喉中原油饱和度降低30%左右。

图1 CO2与水驱替不同孔喉半径剩余油尺度对比Fig.1 Comparison of remaining oil in different pore scale after CO2and water displacement

CO2在不同地层条件的黏度变化较大，对油藏CO2驱开发动态有较大影响。当油藏压力为20 MPa时，随温度差异，CO2密度约为0.55 g/cm3，与常规地层原油密度相差较大，注入CO2更多波及油藏上部；油藏压力为40 MPa时，CO2密度为0.65～0.7 g/cm3，与常规稀油密度较为接近，纵向上驱替更为均匀。当然上述结论仅仅是相对而言，现场实践证实，即使原油密度与CO2密度非常接近的油藏，由于CO2黏度更接近气态，依旧呈现向高部位窜进的趋势。

中外学者关于原油不同组分对原油与CO2最小混相压力的影响有较多研究，认为原油中间烃组分C2—C6可降低最小混相压力，而轻质气体和重烃组分会提高最小混相压力。现场实践证实，气油比较高的油藏，衰竭开发后，随甲烷大量产出，原油与CO2最小混相压力大幅下降。如中原胡96块地层流体原始甲烷含量为63.9%，最小混相压力为38.03 MPa，衰竭开发后甲烷含量降至54%，最小混相压力下降29.34%，现有油藏条件下极易混相。

注入的CO2在地层中溶于水后，呈现较强的腐蚀性［8-9］。岩石矿物成分在饱和CO2溶液的浸泡实验结果显示：浸泡后，长石表面产生溶蚀坑洞和片状高岭石、絮凝状蒙脱石、水铝英石；方解石和白云石等碳酸岩矿物表面产生溶蚀晶锥；黏土矿物表面变得破碎，结构变得蓬松。新霍油藏胶结类型为孔隙型，以白云质胶结为主，胶结物的溶蚀更容易形成溶蚀孔隙。该油藏注CO2开发前，注水压力高达41 MPa，注CO2开发后，注水压力低至8 MPa，显示形成了较明显的CO2溶蚀大孔道。

1.2 适宜性筛选评价技术

以中原油田不同类型油藏混相状态研究为基础，开展不同驱替介质对比试验，量化不同类型油藏不同气驱方式驱替效果差异，并优选油藏、储层、原油、开发特征及经济因素5 个方面的16 个指标，利用模糊综合评价方法，对中原油田适宜CO2驱的储量区块进行了适应性评价，明确不同油价下弹性推广次序。结果（图2）表明：CO2驱适应性较高的油藏多为深层低渗透、可混相、非挥发性油藏［10］。

图2 中原油田低渗透油藏CO2驱适宜性筛选评价结果Fig.2 Suitability screening evaluation results of CO2flooding in low permeability reservoirs of Zhongyuan Oilfield

1.3 油藏工程优化技术

CO2驱井网井距的优化受到多种因素的制约，CO2黏度低，更易气窜，与水驱相比，受平面和纵向的非均质性影响更大，波及面积更小，相应的技术最大井距更大；通常情况下CO2密度要小于原油密度，沿高部位流动速度快，井网部署时，应遵循高注低采原则，抑制气窜，扩大波及体积。对于低渗透油藏，通常技术井距可以扩大到400～500 m，但大多数CO2试验区现有井距远小于该值。

组分数值模拟方法是CO2驱注采参数优化设计的主要手段。在做组分劈分时，应重点劈分C2—C6组分，既可以提高拟合的准确性，也可以减少运算量；与水驱相比，CO2在地层中黏度要小得多，在优化的过程中，需要注意网格效应对模拟结果的影响，尽可能选择九点差分算法或者非结构化的网格设计，如图3 所示，尽管对角线方向的井距最大，但受到网格效应影响，五点差分算法CO2渗流更快，与事实不符合，而九点差分算法可较好模拟真实情况。

CO2驱普遍面临气窜的挑战，油藏本身的平面和纵向非均质性，长期水驱形成的大孔道、人工压裂裂缝等都会加剧气窜，降低CO2利用效率和驱替效果［11-12］。针对不同油藏条件要求，研发耐高温高盐CO2泡沫体系和高强度复合调驱体系：对于长期水驱后的油藏，应先应用延缓膨胀颗粒等方式对大孔道进行封堵；对中高渗透油藏，应配合采用气水交替和水基泡沫等；对于深层低渗透油藏，可尝试选用气溶性泡沫剂。

1.4 复合防腐技术

中国老油田地面流程及井筒管柱多采用常规碳钢管材，若不采取针对性防腐措施，CO2腐蚀严重，腐蚀速率极高，平均腐蚀速率为5.42 mm/a。CO2腐蚀控制技术极为重要，关系到现场应用的成败，因CO2腐蚀的特殊性，要求全过程防腐蚀，单一的抗腐蚀方法无法满足现场要求。通过注入缓蚀剂和应用牺牲阳极保护新材料等多种方法复合使用，基本解决了现场腐蚀问题。

图3 CO2驱五点与九点差分算法模拟结果对比Fig.3 Comparison of CO2flooding results simulated using methods of five-point difference algorithm and nine-point difference algorithm

在老油田CO2驱现场实践过程中，主要形成了以下4 项防腐技术：①研发高效咪唑啉类液体缓蚀剂及点滴加注工艺，缓蚀率达95%，解决了泵口以上管柱腐蚀问题。②研制可控释放固体缓蚀剂，释放周期最高可达180 d，投放到井底缓慢释放，解决了泵口以下管柱的腐蚀问题。③发明铝锌铟锡镁合金牺牲阳极保护新材料，电流效率提高约50%，解决了抽油泵、复杂结构分离器等腐蚀问题。④研制“高速旋流+负压抽提”脱碳技术，实现井口产出液中CO2快速分离，pH值从4.68提高到5.62，减缓集输管网腐蚀压力。通过以上技术组合优化，实现了全程防腐（图4），产出液铁离子平均质量浓度由100 mg/L 降至20 mg/L 左右，生产系统腐蚀速率为0.053 mm/a左右。

图4 生产井系统腐蚀防护技术示意Fig.4 Schematic diagram of corrosion protection technology for production well system

1.5 分层注入及吸气剖面测试技术

层间非均质性会导致纵向上吸气量存在较大差异，出现高渗透层CO2无效循环，物性较差的层无法动用的情况。为改善注CO2层间差异较大的问题，设计了CO2分层注入管柱，开发了CO2井下流量测试及调配技术，实现了井下超临界状态下CO2的分层定量注入，形成了适用于水气交替的CO2分层注入技术。

水气交替注入过程中存在温差大、压差大、易返吐、管柱蠕动强及CO2易溶蚀封隔器胶筒等问题，导致CO2井筒气密封性差。采用管柱同级同段设计，优化锚、瓦组合配置，预留补偿距，减少管柱蠕动对封隔器的伤害；研发了芳纶纤维与纳米材料充填的气密封胶筒，大幅提升干湿环境下封隔器寿命。针对井下超临界CO2状态调控难度大、气嘴易气蚀等问题，采用针阀式气嘴代替直筒型气嘴，形成了适用于小于3 000 m 的偏心分层注入技术，通过割缝型气嘴取代椭圆槽型气嘴，形成了适用于大于3 000 m 的同心分层注入技术（图5），耐温为-30～130 ℃，耐气压差为35 MPa。

图5 偏心分层注入井下管柱Fig.5 Eccentric and layered injection downhole string

针对层系多、层间吸气量差异大，井筒内CO2呈现液态、气态、超临界态的转化，导致其密度变化大等问题，研发CO2监测仪器及创新质量流量解释模型，实现井下CO2吸气剖面测试，仪器耐压为60 MPa，耐温为-20～135 ℃，流量误差为-5.3%～3%。

1.6 CO2混合气回收回注技术

CO2产出气再利用是降低CO2材料费的重要环节。常规的CO2分离回收装置存在分离工艺复杂、能耗高和投资高等问题，不适合规模化回收回注的要求。研制产出混合气直接加压回注撬装装置，且对产出气组分无要求。

设计变频控温自动补气的防液化装置、含烃混合气的冷却系统、四级增压系统，建成移动式混合气回注工艺流程（图6）。单套设备增压后排气压力达20 MPa，日回注量超过10 000 m3/d，现场建成2 套装置，运行良好，达到CO2资源再利用和环保的要求。

图6 移动式混合气回注工艺流程Fig.6 Technological process for mobile combination gas reinjection

2 矿场实践及认识

2.1 濮城沙一段下亚段油藏试验区

濮城沙一段下亚段油藏位于濮城长轴背斜构造的东北翼，是一个整装中高渗透砂岩油藏，石油地质储量为1 135×104t，埋深为2 280～2 430 m，平均渗透率为690 mD，地层原油黏度为1.74 mPa·s。该油藏1980 年投入开发，1998 年综合含水率达98%，采出程度达51%，进入水驱废弃阶段。

2008 年开展CO2/水交替驱井组先导试验，并逐步扩大规模，注气时地层压力为20.2 MPa，经长细管实验测量，最小混相压力为18.4 MPa，油藏注CO2可以实现混相。

整体实施方案共设计22 个注气井组，2013 年后，因国际油价大幅下跌，最终实施了13个井组，累积注气量为35.4×104t，累积增油量为13.1×104t。其中，作为最早实施的濮1-1 井组，截至2019 年6 月，累积CO2注入量为3.6×104t，累积增油量为1.2×104t，阶段换油率为0.33 t/t，井组采出程度从53.9%增至63.9%，采出程度提高了10%，含水率从99%降至88%。

试验区见效特征主要表现为：含水率大幅下降，最大降幅为25%，由99%降至74%；见效时间长，濮1-1 井组2008 年6 月开始注入后，同年11 月起含水率下降，见效效果随注入段塞和注入量变化而变化，持续时间长达10 a；见效后原油颜色由黑色变成褐色，地面原油黏度由见效前的24.66 mPa·s降至7.99 mPa·s，原油烃组分中间烃含量由30 mol%升至40mol%，重烃含量由2 mol%降至0.8 mol%，采出原油颜色变化显示，注入的CO2与原油实现了混相。

2.2 胡96块试验区

胡96块位于东濮凹陷柳屯洼陷西翼，石油地质储量为253×104t，埋深为3 600～4 300 m，渗透率低，小于10 mD，无法注水开发，地层能量得不到补充，产量低且多口井停产，仅采出原油2.6×104t。在中原油田深层特低渗透油藏中具有代表性。2010年在胡109井组开展CO2驱试验。

胡109 井CO2累积注入量为15 199.3 t，地层压力由28.5 MPa 恢复到48.5 MPa，最小混相压力为29.34 MPa。注气前，地层无能量补充，产油量递减快，日产油量为0.4 t/d，油压为0.6 MPa。见效后，地层能量充足，日产油量最高达21.2 t/d，累积增油量为9 062 t，增气量为430.5×104m3；目前油压稳定在8 MPa，日产油量为1.2 t/d。

胡96 块CO2驱呈现明显的混相驱效果，CO2驱过程中，地层压力是最小混相压力的1.65 倍；注CO226 个月后，才见到明显增油效果；见效1 a 后，CO2含量仍低于10%；油井见效主要表现是能量恢复，持续自喷。

2.3 卫42块试验区

卫42 块构造位置位于东濮凹陷北部濮卫次洼带西翼，属于深层特低渗透油藏，油藏埋深为3 200～3 700 m，平均渗透率为2.25 mD，地质特征与胡96块较为接近，区别在于该区块注气前采用注水开发，平均注水压力为41 MPa，综合含水率为74.2%，采出程度为13.23%。

2016 年1 月开始，在6 个井组实施CO2驱，2 个月后陆续见到增油效果，油井见效11 口，平均含水率下降20%，日增油量峰值为10.6 t/d，平均日增油量为4.5 t/d，累积增油量为1 906 t。

从见效情况看，与胡96 块见效特征有较大差异，表现为含水率大幅下降，产液量保持不变或略有下降；见效速度快，最快的油井2个月即见到明显效果，含水率下降30%；气窜严重，高部位油井2 个月就见CO2产出，1 a 后CO2含量高达90%，低部位油井气窜比例小，主要是沿裂缝及小井距方向发生气窜，CO2含量为40%。

分析认为有几个方面原因：井距小，平均井距仅为260 m；油水井普遍压裂过；没有达到整体混相，最小混相压力为29.77 MPa，注气前地层压力为22 MPa；基质渗透率低，CO2在裂缝里循环；生产井CO2含量上升，泵效降低，产液量下降。