黄3 区CO2 驱技术研究与现场试验

李曼平，李玉杰，杨金峰，杨飞涛，燕 萌，陶 涛，赵艳艳

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

黄3长8 油藏三角洲前缘亚相沉积，砂体厚度大，平面展布稳定，动用面积60.7 km2，动用储量2 604.8×104t。于2009 年开始试验建产，2010-2012 年采用菱形反九点井网同步注水开发，平均孔隙度7.1 %，渗透率0.39 mD，压力保持水平69.0 %，目前综合含水49.1 %，累计注采比1.75，采出程度6.32 %。具有“低孔、低渗、低压”的特征，储层非均质性强，已进入中含水开发期，面临着有效驱替系统难以建立、压力保持水平低、注采矛盾突出、水驱提高采收率空间有限等问题。

试验区位于黄3 长8 油藏西北部，含油面积3.5 km2，动用储量186.8×104t，主力油层为长811，平均油层厚度13.0 m，孔隙度8.3 %，渗透率0.27 mD，属于超低渗透油藏。2018 年底形成“9 注37 采”注气规模，对应一线油井37 口，二线油井8 口，注气前平均单井日产液2.00 m3，单井日产油0.78 t，综合含水55.7 %，属于低产低效单元。

试验区地层水矿化度高、油藏裂缝发育、原始气油比高，与国内外已实施油藏条件存在差异，给注采配套技术带来新的问题和挑战：

（1）注入水和地层水矿化度高且不配伍，CO2驱将导致井下管柱和井口设施腐蚀、结垢更加突出，腐蚀速率0.2 mm/a～0.4 mm/a，随着CO2分压增加，腐蚀速率将加剧。并且长8 地层水Ca2+、Mg2+及Ba2+、Sr2+成垢离子含量6 500 mg/L，是吉林油田的50 倍以上，加剧了多成分复杂垢的产生。在结垢、侵蚀性环境介质共存情况下，管材腐蚀程度加剧，特别是垢下局部腐蚀，同时管柱连接处密封性受到考验。因此开展注采井防腐防垢一体化研究，保证井下管柱安全。

（2）储层非均质性强，裂缝发育，油井压裂投产，存在人工裂缝及长期注水形成的水驱优势通道，CO2驱时气窜风险大，需要开展气窜防治技术研究。

（3）采出井原始气油比为70 m3/t～120 m3/t，CO2驱气窜后生产气液比预计可达300 m3/t～800 m3/t，抽油泵及系统效率降低，如何解决气体影响问题是采出井高效举升的关键，需要提升防气工艺，创新举升方式。

1 CO2 驱油机理[1-6]

1.1 试验区原油物性分析

试验区原油生产气油比为88.9 m3/t，饱和压力10.48 MPa，地层原油体积系数1.278 2，地层原油密度0.724 8 g/cm3，脱气原油密度0.829 6 g/cm3，原油黏度1.81 mPa·s，地层油轻烃和中间烃（C2～C15）含量48.87 %。注气膨胀试验表明注入CO2后地层油体积膨胀、黏度和界面张力降低。

建立了饱和压力、体积系数、黏度、密度、界面张力5 项关键参数的定量关系式，预测与试验误差＜5 %，可以满足工程应用（见表1）。

表1 关键参数关系式

1.2 最小混相压力

通过细管、升泡、界面张力三种方法相结合，确定了试验区CO2驱油的最小混相压力为16.1 MPa，目前地层压力15.5 MPa，略低于最小混相压力，近混相驱替。对比国内同类试验区，长庆试验区地层油轻烃和中间烃（C2～C15）含量较高48.87 %，试验区CO2驱最小混相压力相对较低。

1.3 CO2 驱油机理

1.3.1 CO2混相驱孔隙动用规律 通过特低渗岩心驱替核磁共振试验发现，长8 基质岩心CO2混相驱，孔隙原油动用顺序为先大后小，动用程度受喉道尺度影响较大，大PV 持续驱替，可以动用大部分细小孔隙原油，长8 基质岩心CO2混相驱替，依据核磁共振分析，最终采收率为92.2 %。

长8 裂缝岩心CO2混相驱，孔隙原油动用顺序为裂缝-基质大孔隙-小孔隙，动用程度受裂缝影响大，即使大PV 持续驱替，部分细小孔隙原油仍动用困难，长8 裂缝岩心CO2混相驱替，依据核磁共振分析，最终采收率为65.3 %。

1.3.2 水驱后CO2驱油的微观特征 通过多种孔隙结构微观驱油试验，发现CO2优先沿水驱孔道驱替，逐渐波及小孔道和角隅。

非混相驱小孔道动用程度较低，剩余油以大孔隙油膜、小孔隙和盲端油柱为主；混相驱大、小孔道、盲端孔隙均能有效驱替，残余油饱和度远低于非混相驱；非混相驱过程中小喉道贾敏效应、油膜黏附功等附加阻力是影响细小孔隙注入性的主要因素。

微观孔隙中CO2驱油，喉道尺度越小，有效驱动需要达到的界面张力值越低；混相驱气油界面逐渐消失，克服贾敏效应驱替细小孔隙剩余油、克服黏附功剥离大孔隙油膜，驱油效率显著提高；非混相驱不能完全消除界面张力，导致小孔隙驱替阻力大，动用困难，低渗/特低渗透油藏应尽可能实现混相驱（见图1）。

图1 不同尺度孔道CO2 驱替效率随界面张力的变化

2 注采工艺配套[5，6]

2.1 注入工艺

黄3 区注入井选择CC 级KQ65/35 采气井口，套管头选择CH9-5/8X5-1/2-35 卡瓦式标准套管头（承压35 MPa），管柱结构（自下而上）：注气阀+提升短节+油管（P110 钢级、BGT-2 扣型）+弹性扶正器+Y445 气密封封隔器+弹性扶正器+循环滑套+提升短节+油管+油管挂+井口。

2.2 采出工艺

黄3 区选择CC 级KY65/21 采油井口，由于低渗透油藏普遍无自喷能力，因此仍采用抽油机生产方式，同时考虑CO2对油井存在腐蚀和气体影响等因素，有针对性的对井下管串及关键采油配套工具进行防腐、防气配套。管柱结构：借鉴前期实施情况，管柱结构为“油管（J55 73 mm+内涂层双金属外喷涂+缓释剂）+防气抽油泵+泄油器+气液分离器+防砂筛管+丝堵”。

3 防腐防垢工艺技术[7-9]

3.1 试验研究

根据CO2腐蚀试验，认识了CO2腐蚀规律：CO2压力为5 MPa 的条件下，随着温度、流速、含水率的升高，腐蚀速率增大；温度在80 ℃左右时，腐蚀速率达到最大值；含水率低于30 %时，腐蚀轻微；腐蚀高风险区在动液面附近和动液面以下。

3.2 注采井缓蚀剂体系

根据注入井服役环境，优选了油基环空保护液体系，试验表明，油基环空保护液（HSJ-XY-48）在静态和应力条件下，气相、液相腐蚀速率均低于0.076 mm/a，挂片表面未见腐蚀。

图2 苯甲酸硫脲基咪唑啉（缓蚀基团）磷酸酯（阻垢基团）的合成

针对采油井服役工况，研发了缓蚀阻垢剂体系，黄3 区垢型以硫酸钡锶为主，而常规CO2缓蚀剂与钡锶阻垢剂不配伍，针对这一难点，合成出兼具缓蚀性能和阻垢性能的缓蚀阻垢一体化药剂（见图2、表2）。

表2 阻垢性能评价表

3.3 自控加药装置

针对丛式井的特点，该装置采用“一机多井小间隔轮巡加药”加注方式，支持数据远传和远程控制，同时配备液晶面板可实现就地自动控制，双药箱同时支持水基和油基两种类型药剂的投加，现场已投运7 套装置。与吉林油田“一机一井”加注方式相比，大大降低了加注装置的费用投入，且符合油田数字化的发展趋势。

4 气窜治理技术[10-13]

通过CO2泡沫和颗粒凝胶的油藏适用性研究，提出了两级封窜工艺思路，研究优化了两级封窜注入方式及注入工艺参数，配套研发耐酸耐盐堵剂，初步形成了适合黄3 区CO2驱的防窜技术。

4.1 PLS-1 凝胶

采用抗酸耐盐交联剂，同时加入硅溶胶增强抗酸剂和热稳定性，研发了PLS-1 凝胶，室内评价表明其耐酸耐盐性能良好：

（1）矿化度增大对PLS-1 凝胶体系的成胶性能的影响较小。凝胶的强度受矿化度影响并不严重，随着矿化度增加凝胶成冻时间被延长，这一特点有益于延长地面泵注时间、实现深部调堵（见图3、图4）。

（2）基液pH 值降低，对凝胶成胶后的强度也没有显著影响。随着基液pH 值降低，凝胶体系成冻时间缩短，因为氢离子（H+）可以起到促进成胶的作用。这在矿场实际应用中，可起到“遇酸快速成胶，不遇酸深部运移”的效果，而且基液的酸性对凝胶成胶后的强度，即黏弹性没有显著影响（见图5、图6）。

（3）与常规调剖剂相比，在酸性条件下（pH：2～3），PLS 成胶封堵效果好，稳定周期长达6 个月。PLS 凝胶在pH=3 的酸性环境下非常稳定，未出现降解等不利现象。在25.04 MPa 下、180 d 内PLS 可将失水百分比控制在19.6 wt.%，证明PLS 凝胶具有较为优异的二氧 化碳耐受性和稳定性。

图3 不同矿化度下时间与黏度的关系曲线

图4 矿化度与成冻时间、储能模量的关系曲线

图5 不同pH 条件下时间与黏度的关系曲线

图6 pH 值与成冻时间、储能模量的关系曲线

4.2 气窜监测装置

为了研制CO2驱气窜在线监测设备，采用“一井一机多组分检测”的设计思路，优化装置结构，优选防爆壳体作为检测腔室，并采用气动自动增压装置，稳定套管气压力，解决高精度组分检测等难题，研制了黄3 区CO2驱井口套管气组分自动监测装置，并将单井组分检测数据传送至油区数字化SCADA 系统，可实现CO2、H2S、CO、可燃气体的实时监测。

5 现场实施效果

试验区9 个井组对应采出井37 口，整体生产形势稳步向好，单井产能由0.81 t 上升到0.90 t，综合含水由56.4%下降到50.4%，自然递减由4.0%下降到-6.7%，含水上升率由6.3 %下降到-8.3 %，采出程度由5.4 %上升到6.8 %，一线井37 口油井中见效27 口，见效率73.0 %，平均见效周期101 d，累计增油6 667 t、降水10 052 m3。其中见效井平均单井日产油由0.84 t 增加到1.05 t，平均含水由52.5 %降到46.5 %，注气后压力监测19 井次，平均压力19.0 MPa，压力保持水平90.9 %，较水驱开发时上升15.2 %，气驱后地层能量得到快速补充。气体示踪剂结合生产井见效特征表明，油井呈现多方向见效特征，气驱在平面上多向驱替，波及范围扩大。