二氧化碳在杜84块超稠油水平井中的应用与演变*

张孝燕（中国石油辽河油田公司）

1 概况及存在问题

1.1 地质概况

研究区域位于杜84 块东南部，开发目的层为兴隆台油层Ⅰ组，油藏埋深相对较浅，在680～710 m，属中深层油藏，油层有效厚度20～30 m，其构造简单，北东向延伸，为一北西向南东倾斜的单倾构造，探明含油面积2.5 km2，地质储量650×104t[1]。该区域具有密度高、黏度高、胶质沥青质高、含蜡量低的特点[2]，50 ℃原油黏度 为14.6×104～16.8×104mPa·s，原油黏度对温度表现为极度敏感性。区域储层物性好，孔隙度30.3%，渗透率2 277×10-3μm2，为高孔高渗中厚层、厚层块状边水超稠油油藏[3]。

1.2 开发概况

2005 年开始，研究区域部署兴Ⅰ组水平井27口，截止目前平均吞吐10轮，累计注汽12×104t，累计产油6.4×104t，油汽比0.53，采出程度达到28%。随着吞吐轮次地不断升高，油井出现含水高，生产效果变差的现象，兴Ⅰ组产量递减明显，周期油汽比由最高0.51 降到0.3，最低达到0.25。开发过程中，为解决井间汽窜、产油量降低的问题，该区域实施了分小井组注汽、兴Ⅰ整体注汽、复合型措施辅助蒸汽吞吐、气体辅助蒸汽吞吐等方式，来提高兴Ⅰ水平井生产效果。

1.3 存在问题

1）研究区域井间汽窜严重。研究区域2005 年开始集中部署兴Ⅰ水平井，井距70 m，兴Ⅰ组油层属未动用油层，单井平均目的层厚度24 m，水平段长度380 m，在250～500 m，单井储量16×104t。兴Ⅰ水平井初期生产效果较好，平均单井日产50 t/d，随着吞吐轮次的升高，油层得到不同程度的动用，井间矛盾突出，汽窜比例达到150%。

2）研究区域年产油量递减加快。研究区域试验井组5口水平井，为2005年部署、2006年投产水平井，经过12 年的蒸汽吞吐开发，研究区块超稠油进入吞吐开发后期，周期呈现排水期长，含水升高，年产油递减趋势加快的特点，井组5口水平井年产油量由历史高峰期的3.3×104t 降到2017 年的0.61×104t。

3）研究区域受相邻井组影响，含水升高，井间剩余油未有效动用。研究区域兴Ⅰ组水平井由北东向南西整体部署，随着采出程度不断升高，地层压力逐渐降低，位于部署区域最南端的兴Ⅰ水平井组发育边水，于2009年3月水侵，之后陆续向东北方向扩展，试验区域油井生产效果变差。试验井组5口水平井平均吞吐11轮，累注汽量58×104t，累产液量70 t，累产水量52×104t，地下存水6×104t，地下亏空12×104t，回采水率90%，高含水井单井综合含水90%～100%。由于受水侵影响，井间存在剩余油，难以有效动用。

2 二氧化碳的应用与演变实施

2.1 二氧化碳基本原理

二氧化碳注入油层中，具有调剖作用，有效地补充了地层能量，能够降黏助排，是超稠油开发中必不可少的措施药剂。二氧化碳在地层中形成的贾敏效应，能够暂堵高渗透率地层，使蒸汽转变方向，向中低渗透层波及，以此来提高蒸汽波及系数，从而减少井间平面上汽窜。溶解于原油的二氧化碳，形成混相后，原油黏度下降，提高了原油的流动性；未溶解的二氧化碳则充满地层孔隙，扩大蒸汽波及面积，起到驱油作用[4]。

2.2 二氧化碳的应用与演变

2.2.1 杜84块兴Ⅰ组超稠油的特点

在杜84 块超稠油兴Ⅰ组水平井的吞吐规律中（图1），1～3 轮为开发初期，其特点是注汽量较少，平均每轮注汽5 000～8 000 t，吞吐快，日产高峰期出现早，周期生产结束早，生产时间短，前三轮会随着轮次的增高，油汽比逐渐升高，在超稠油开发初期，油井实施措施井次较少；4～6 轮为开发中期，其特点是注汽强度加大，平均每轮注汽8 000～10 000 t，排水期延长，日产高峰期出现稍晚，日产缓慢递减，周期生产时间延长，4～6 轮会随着轮次的增高，油汽比变化较平稳，在早期的超稠油开发中期，油井实施措施井次也较少，但随着超稠油开发工作的经验提升，为了延缓油井递减，措施过早的出现在开发中期；7 轮到目前为开发后期，其特点是注汽强度会随着轮次的增高、采出程度的升高而加大，平均每轮注汽10 000～13 000 t，排水期长，周期生产时间增加，平均每轮在250天左右，单井日产下降，由平均单井日产50 t/d 下降至8 t/d。在无有效接替开发方式的基础上，7 轮之后大规模的实施措施，并以连续实施为基本特点，来提高油井开发效果[5]。

2.2.2 二氧化碳在超稠油中的变化

在超稠油水平井措施实施过程中，二氧化碳的使用最为普遍，它能有效地起到补充地层能量的作用，与各项药剂配合起到驱油的效果。二氧化碳在超稠油的实施中主要分了三个阶段，杜84 块水平井历年措施构成图见图2。

1）第一阶段是水平井加密部署、以三元复合吞吐技术为主。三元复合吞吐即是指水蒸气、二氧化碳和表面活性剂协同作用的一种吞吐开采工艺，通过加热油层、降低原油黏度，其次是调剖、降黏、溶解驱作用，二氧化碳的注入主要是扩大蒸汽的波及半径、使原油膨胀、降低原油黏度，其次是降低界面张力、形成溶解气驱、萃取汽化等，封堵蒸汽窜流通道[5]，调整吸汽剖面，扩大蒸汽的波及体积等，能有效改善超稠油水平井蒸汽吞吐效果、提高周期油汽比，经济效益明显[6]。

2）第二阶段是以单砂体薄层水平井部署为主、多元化措施辅助。针对水平井开发出现了复合型措施辅助蒸汽吞吐的阶段，在复合型措施的阶段，二氧化碳也起到了必不可少的作用，主要是将液态二氧化碳注入井内，在地层中变成气态二氧化碳，二氧化碳由液态变气态，体积增大占据空间，同时靠发泡剂发的泡沫占据地层体积，体积在有限的空间内增大，增加地层压力，补充能量[7]。

图1 杜84块超稠油兴Ⅰ组水平井的吞吐规律

图2 杜84块水平井历年措施构成图

3）第三阶段是以气态二氧化碳为主的气体辅助蒸汽吞吐的阶段，是对二氧化碳应用的演变阶段。借鉴SAGD的气体辅助经验，向吞吐井内注入非凝析气体，对比于氮气增能[8]，非凝析气体以注入液态二氧化碳生成气体最经济实惠，直接注入二氧化碳气体最方便，注入设备需采用乙方设备[9]。

3 气态二氧化碳应用实施及效果分析

3.1 气态二氧化碳的应用实施

为解决吞吐开发中低压及动用不均的问题，注入二氧化碳气体弹性能力提高流体返排能力，补充地层亏空，提高地层能量。由二氧化碳气体保压开采机理示意图（图3）可以看出，气体充填亏空地层后，有利于注入蒸汽向未动用区域扩展，增大蒸汽波及体积，提高油层动用程度，并减缓注入蒸汽同上部隔层热交换速度，提高热能利用率[8]。

图3 二氧化碳气体保压开采机理示意图

2018年，为改善兴Ⅰ组油井开发效果，在研究区域优选5口井水平井整体注汽，开展气体辅助整体吞吐保压开采试验，选取4 口井注入二氧化碳，累计注气体2 100×104m3（标况）。注气体井1口为试验井组内部井，3 口为兴Ⅰ边部水平井，确保试验区域整体压力的提升。试验证明，随着气体注入，井底流压升高，生产效果得到大幅度的改善。由于本次试验的成功，借鉴其经验，及时跟踪井组生产数据，2019 年井组周期末期及时进入下轮吞吐，并再次优选井组内2口水平井注入气态二氧化碳，改善效果依旧明显。

3.2 效果分析

1）井组地层压力提高。随着气体注入，井底流压升高，措施后试验井组地层压力由2.3 MPa 提高到3.8 MPa，提高了1.5 MPa，有效的补充了地下亏空，补充地层能量，有效抑制水侵。

2）井间剩余油有效动用，井组含水大幅度下降。地层压力升高后，减少了水侵井组对试验井组的影响，注入的气体补充了亏空地层，提高了注入蒸汽的热利用率，井间剩余油有效动用，排水期缩短，井组含水大幅度下降，由2017年的82.7%降至61.2%。

3）年产油量大幅度提升，日产水平提高。由于气态二氧化碳的注入，有效驱动了地层原油，井间剩余油动用开采，年产油大幅度提升，年产油量由2017年的0.61×104t上升至2018年的1.37×104t，并在成功经验的基础上，2019年继续实施向井内注入二氧化碳气体，累注气体55.7×104m3（标况），注蒸汽2.5×104t，井组全年产油1.73×104t，比措施前增油1.12×104t，井组日产提高了31 t/d。

4 结论

1）二氧化碳能有效改善水平井水平段动用不均衡，能有效抑制井间汽窜。

2）二氧化碳能有效提高超稠油地层压力，补充地层能量，抑制水侵影响。

3）气态二氧化碳或地层中生成的气态二氧化碳能够起到驱油作用，有效动用井间剩余油。

4）非凝析气体中的二氧化碳适宜推广应用，气态二氧化碳更方便、更环保。