苏北盆地注CO2提高采收率技术面临的挑战与对策

2020-07-06陈祖华

油气藏评价与开发 2020年3期

陈祖华

（中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京210011）

目前，CO2驱油技术已经是较为成熟的提高采收率技术，美国是世界上最早开始研发该项技术并且最多开展矿场应用的国家。1978年以来，国际油价主要经历了4 次大幅度的下跌，在1986年、1998年、2009年和2015年分别下跌了45 %、30 %、38 %和70%，每次下跌之后都伴随着CO2驱油新项目的大幅增加。20世纪80年代，为了应对油价下跌带来的石油危机，减少石油对外依存度，以美国为代表的石油生产国不断更新和调整能源政策，提出了减免石油超额利润税等法规，以此激励本土石油公司应用各种提高采收率技术增加本国原油产量，极大地促进了美国CO2驱油项目的实施以及CO2气田管网的建设[1-2]。20 世纪90年代后期，由于CO2所带来的温室效应问题日益受到关注，加上美国政府给予本土石油公司更优惠的补贴和激励政策，CO2驱油与捕集封存一体化项目呈现持续增长的趋势[3]。室内研究及矿场实践表明，CO2驱油提高采收率幅度可达7%～30%，平均在15%左右，一个老油田利用CO2驱油技术提高15%的采收率，相当于开发了一个中低品位的新油田，且可以节省相当可观的钻采和地面工程等投资。

与国外相比，国内CO2驱油技术的实践应用起步晚、成本高、效果差[4]。主要基于三方面的原因：①由于缺乏天然CO2气田资源和运输管网等原因导致CO2原料气价格较高，注气成本居高不下；②国内大部分油藏属于陆相沉积，由于陆相原油中间烃组分含量低引起最小混相压力高，在地层温度压力条件下难以达到混相，影响最终采收率；③陆相油藏非均质性较强，极易发生气窜，使得CO2驱油开发效果相对较差，并对工程工艺提出更高要求。

中国石化华东分公司凭借黄桥气田丰富的CO2资源，历经36年4个发展阶段，形成了CO2驱/吞吐室内物模实验、CO2驱/吞吐适宜度评价、CO2驱/吞吐方案设计与适时优化调整、CO2驱混相判识和CO2驱/吞吐开发效果评价等5 项开发技术以及采集、净化、集输、注入、采油、回收等6 项配套工艺[5-7]。2014年油价大幅度下跌以来，国内大部分油田受效益的制约不再推广新的CO2驱油项目。华东分公司依托成熟技术和配套工艺，积极探索低油价下如何降低成本实现CO2驱油效益开发，为老油田稳产提供技术保障，同时更好地将驱油与封存相结合。

1 苏北盆地CO2驱油的发展历程

苏北盆地CO2应用研究始于1984年，主要开展了CO2提纯和利用方面的研究，将CO2提纯为3 个纯度的产品：工业一级产品（纯度99.5%）、工业优级产品（纯度99.9%）和高纯度产品（纯度99.99%），可分别用于化工应用、油田驱油、船舶焊接、农业气肥、干冰清洗、消防灭火、医药储存、碳酸饮料等各个领域。1987年至今，注CO2提高采收率技术的发展可划分为4个阶段。

第一阶段：单井吞吐试验阶段（1987—2000年）

针对高含水、低渗、稠油3 类油藏，在草舍戴南组、储家楼、祝庄等油田开展了11 口井12 井次的单井吞吐试验，累积注入CO24 490 t，累积增油7 149 t，换油率1.59t 油/tCO2，取得了一定的效果。同时也认识到吞吐技术存在一定的局限性，随着吞吐回次增加，单位回次产油量快速递减，效果逐渐变差。于是，将研究方向转向CO2驱油的试验。

第二阶段：中高渗油藏非混相驱试验阶段（2000—2004年）

在储家楼油田开展了非混相驱试验，该区块孔隙度21.3 %，渗透率241×10-3μm2，原始地层压力28.94 MPa，最小混相压力（MMP）31.22 MPa。注气前地层压力26.05 MPa，采出程度52.18 %、综合含水94.3%。部署了1 注3 采CO2驱注采井网，从油藏高部位注入CO2，对应3 口采油井含水下降明显，产量上升，井组日增油8.7 t，累积增油0.97×104t，阶段提高采收率2.9%。前期的吞吐和非混相驱试验产生了新的问题，部分采油井泵挂和地面流程腐蚀严重，为此广泛调研国内外文献，并联合国内有关科研院所，开展了系统的防腐技术攻关。

第三阶段：低渗油藏混相驱重大先导试验阶段（2005—2013年）

2005年7月，在工程工艺技术成熟的基础上，依托中国石化重大科技项目《草舍油田Et 油藏CO2提高采收率先导试验》在草舍泰州组油藏开展了国内首个混相驱重大先导试验，部署了5注15采CO2混相驱井网，采用CO2连续注入的方式进行开发。注入后区块整体日产油从30.7 t 最高上升到86.9 t，上升了56.2 t，增产倍比2.83 倍。区块整体含水从67.2%最低下降到31.6%，下降了35.6%。到2013年底注气结束。累积注入CO219.6×104t，累积增油11.2×104t，阶段提高采收率13.2%，吨换油率0.57t油/tCO2，封存率90%[8-9]。该项先导试验取得了注入量、换油率、提高采收率等重要指标，形成了成熟的配套系列技术，评估了推广应用的价值，也坚定了对CO2混相驱油提高采收率这项技术的信心。

第四阶段：推广应用阶段（2012—2019年）

在草舍泰州组油藏混相驱重大先导试验成功的基础上，2012年开始，陆续在草中Ef3、鹤5Ef3、台南Ef3、华庄Ef3、张家垛Ef3、曲塘Ef3、帅垛Ef3、洲城Es1、溪南庄Es1、金南I号Ef2、兴北Es1、红庄Ed2、草中Ed1等15 个区块建立了CO2驱油/吞吐开发单元，共部署了43 注117 采的开发井网，2019年年注入CO21.4×105t，累积注入CO2超过7×105t，覆盖地质储量1.493 57×107t，目前已见效10个开发单元59口井，预计平均提高采收率9%以上，CO2驱产量占苏北年产量的25%左右，平均降低年自然递减2.4%，成为华东油气田苏北老区低油价下稳产上产的重要保障。

2 CO2驱油技术面临的挑战

在CO2驱提高采收率技术推广应用前期，国际油价处于高位，投入的CO2驱油项目以低渗透油藏为主。油价下跌后，对于主要依靠CO2驱油技术提高老区采收率并减缓递减的苏北老油田而言，如何实现CO2驱油效益开发显得迫在眉睫。尽管前期的矿场实践已经取得了一批技术成果，但在低油价现状下仍然面临以下3个方面的挑战。

2.1 注CO2驱成本高，在低油价下难以效益开发

高油价下实施的低渗透油藏项目共8个，包括草南Et、草中Ef3、鹤5Ef3、台南Ef3、华庄Ef3、张家垛Ef3、帅垛Ef3、金南I号Ef2等，这些项目的平衡油价为58～105 美元/bbl，换油率为（0.24～0.91）t 油/tCO2。在CO2气价为380 元/t 条件下，对比不同油价与极限换油率的变化关系（图1），结果显示，在100美元/bbl时项目换油率仅需0.19 t油/tCO2即可达到盈亏平衡，而在40 美元/bbl 时换油率必须达到0.88 t 油/tCO2以上才能经济开发。在目前60 美元/bbl 左右油价下，极限换油率为0.45 t 油/tCO2，即使在CO2气价为280元/t条件下，极限换油率也必须达到0.33 t油/tCO2，说明有一半的低渗透CO2驱油项目在目前油价下难以实现效益开发，尤其是张家垛Ef3、帅垛Ef3等埋深大、增油幅度低的油藏。老区注气项目而言，油价和气价是效益开发最为敏感的因素。

图1 不同油价下极限换油率曲线Fig.1 Economic limit of projects under different oil prices and CO2 prices

2.2 最小混相压力高，制约提高采收率幅度

苏北陆相油藏普遍存在原油偏重、黏度较大、油藏温度高的特点，导致原油与CO2的混相压力较高，在地层压力条件下难以达到混相。如草舍油田Et油藏原油中CH4含量10.29%，C2—C6含量1.09%，C7—C10含量11.49%，C11+含量64.97%，最小混相压力为29.3 MPa；金南I号Ef2油藏原油中CH4含量12.09%，C2—C6含量5.43 %，C7—C10含量15.57 %，C11+含量54.02 %，最小混相压力为24.07 MPa。室内实验显示，最小混相压力与地层温度以及压力呈正相关关系，中等烃组分含量越高，其最小混相压力越大。统计苏北已实施注CO2驱的11个油藏，最小混相压力在22.1～45.3 MPa，原始地层压力在15.74～37.40 MPa（表1）。对于8个低渗透油藏，相对埋藏深，6个油藏的原始地层压力均高于最小混相压力，注气前地层压力保持在85%以上即可满足混相的要求，根据每个油藏的实施方案，预计提高采收率7.1%～15.6%，平均10.2%；而对于苏北3 个中高渗油藏来说，相对埋藏浅，原始地层压力均低于最小混相压力，注气后油藏处于非混相状态，预计提高采收率6.2 %～11.2%，平均8.1%,相比低渗透油藏平均提高采收率幅度低2.1个百分点。

表1 不同类型油藏混相状况及预计提高采收率统计Table 1 Miscible conditions and predict EOR statistics in different types of reservoirs

2.3 油藏非均质性较强，极易发生CO2气窜

陆相油藏非均质性较强，且部分低渗透油藏初期以压裂的方式投产，人工裂缝发育，导致CO2驱油过程中极易发生气窜，表现在平面上注采不均衡，纵向上层间层内矛盾突出。以草南Et 油藏为例，储层平均渗透率为23×10-3μm2，渗透率级差2.02～14.11倍，变异系数0.96～0.98，反映较强的非均质性。CO2驱后期，平面上沿主河道方向从低部位向高部位发生气窜，气油比上升较快，单井峰值达2 733 m3/m3（图2）；而河道侧缘气油比相对较小，气体推进速度相对较慢。纵向上由于流体间存在密度差极易引起驱替中CO2重力舌进，草41井的密闭取心结果显示，油藏顶部驱油效率高，达到50%左右，而底部气驱效率相对较低，仅35%[10-11]。

图2 草南Et油藏CO2驱后期气油比峰值分布Fig.2 Peak distribution of gas-oil ratio in the late stage of CO2 flooding in Et reservoir of South Caoshe

3 对策

针对上述挑战，探索采用优化方案及工艺降低注CO2成本、添加降混剂和提高注入压力改善混相条件、高部注入气水交替调整剖面提高波及体积等对策实现低油价下CO2驱效益开发。

3.1 优化方案及工艺，降低注CO2成本

对新区项目而言，影响效益的主要因素是注气费用、新井钻井费用及地面工程费用。对老区CO2驱油项目而言，增量成本占比最大的是CO2气体原料费用、压注费用、运输费用（占32%），其次是其它操作成本（占22%）和折旧折耗费用（占18%）。这就要求在CO2驱开发方案优化的过程中充分考虑上述因素减少投资降低成本。

3.1.1 无新井部署工作量，依靠老井转注和关停井扶躺恢复井网

以ZC 油田CO2驱油提高采收率项目为例，共开展油井补层7 井次，油井转注2 井次，利用报废井转注1 井次，在原水驱井网基础上建立了3 注7 采CO2驱注采井网。

3.1.2 优化注入方式，减少注气用量

研究和矿场实践表明，无论是在以层状非均质性为主要影响流动动态的油藏中，还是在以重力为主要影响流动动态的油藏中，水气交替均可以降低总CO2的用量。

以2C（CO2+洗油剂）驱油提高采收率项目为例，采用多段塞、不同浓度的洗油剂与CO2交替注入的2C 驱油方式，减少CO2的用量。研究表明气水段塞比1∶1，气水交替周期30 d一轮次，可节省一半的CO2气体用量。优化之后，实施CO2驱的主要成本为注水成本，其次为洗油剂和注气成本，2C驱油的平衡油价控制在40美元以内，实现了经济有效开发。

3.1.3 利用已有设备，减少地面及回收投资

以水气交替项目为例，通过盘活闲置资产采用预定制模式，形成撬装注入体系，优化简化地面系统，并联接入注水流程。同时制定单井及系统两套回收系统，对试验区内受效井产出水中的洗油剂进行循环再利用，节约药剂费用投入。

3.1.4 整体规划管网，降低气价成本

调研认为苏北盆地具有优厚的源汇匹配条件。目前江苏地区主要的燃煤电厂有22 家，CO2年排放量近2×107t，与苏北各油田的距离平均为130 km。根据资源潜力评价，苏北盆地溱潼东部断阶带—深凹带的中高渗三垛组和戴南组油藏底水发育，厚度大，适合封存CO2。以废弃的戴南油田为例，咸水层厚度平均为110 m，预测可封存CO2量为6.554×107t。按照华东分公司苏北盆地近三年规划，共有15个区块拟开展CO2驱，覆盖储量2.152 97×107t，年注气量2.67×105t。目前已整体规划建立管网运输CO2，将利用工业尾气实施CO2驱油与封存相结合，同时降低CO2原料气成本。

通过上述优化，目前苏北盆地正实施的15 个CO2驱油项目中，草中Ef3、草中Ed1、草南Et、鹤5Ef3、台南Ef3、洲城Es1、溪南庄Es1、金南I 号Ef2、兴北Es1等9个项目平衡油价控制在60美元/bbl以下，占总项目数的60%。

3.2 降低混相压力，改善混相条件

提高CO2驱采收率主要有两个途径：一是通过降低原油与CO2的最小混相压力进而提高采收率，并扩大CO2混相驱的应用范围；二是通过先期注入等方式提高地层压力，改善混相条件，提高CO2驱采收率。

3.2.1 降低混相压力研究

1）CO2+原油+添加剂复杂体系相行为研究

利用草舍Et 油藏实际原油样品，在363.15 K、368.15 K和373.15 K 3个温度下（地层温度为110 ℃），测定CO2在原油中的相平衡数据。结果表明，在同一温度下，随压力的增加CO2在原油中的溶解度增大；在相同压力下，随温度的增大CO2的溶解度减小[12]。

选择驱油剂、表面活性剂、酰胺、低碳烷烃、石油醚等6种添加剂开展降低最小混相压力的研究[11]，在温度333.15～373.15 K，压力0.1～30 MPa 的实验条件下，对比加入不同的添加剂时CO2与原油及原油中各单组分的相平衡数据。在原油-CO2体系的P-X相图上，最高点对应的压力为一次接触混相压力（FMP），高于该压力时注入气能以任意注入比例与原油达到混相。根据实验结果，所有的添加剂都能增加CO2在原油中的溶解度，进而降低CO2与原油之间的一次接触混相压力。而同一体系下，一次接触混相压力与最小混相压力存在一定的正相关关系，因此，所有添加剂也能有效降低原油-CO2体系的最小混相压力。其中，低碳烷烃类的正己烷降低幅度最大，其次为表活剂和酰胺类（图3）。

图3 原油-CO2-添加剂的相平衡数据（100 ℃）Fig.3 Phase equilibrium data of crude oil,CO2 and addition agent（100 ℃）

2）低碳烷烃类添加剂筛选

在上述实验的基础上，选取5种低—中碳烷烃继续研究，相同温度条件下，随着压力的升高和添加剂的加入，CO2在原油中的溶解度均呈现增加的趋势，表明低—中碳烃类组分的加入对降低最小混相压力较为有利。对比在压力和添加剂含量相同的情况下，CO2在原油中的溶解度随着碳链的增长而减少，从正己烷、正辛烷、正壬烷、正十一烷到正十二烷，其最小混相压力的降幅分别为14%、13%、8.4%、7.4%和3.7%。主要原因是随着碳链的增长，添加剂与CO2的结构差异越大，导致两者之间的相互作用力减小。

可见，添加短链烷烃可以较为有效地增加CO2在原油中的溶解度，且烷烃碳原子数越小，CO2在原油中的溶解度就越大。同时，由于原油的主要成分为混合链烃，如果选用原油体系中的部分短链烷烃作为添加剂，不仅可以最大程度地避免二次污染，还能改善油品，且来源相对广泛、价格低廉、经济适用。为此，选取草舍油田和黄桥气田开发过程中伴生的低链烷烃——凝析油做进一步评价。结果表明，凝析油的加入对于降低CO2与原油之间的混相压力有一定效果，其中黄桥凝析油的效果相对较好。

以黄桥凝析油为重点研究对象，对比加入不同含量的凝析油条件下最小混相压力的降低幅度。结果显示，相同压力条件下，随着凝析油加入量的增加，CO2在原油中的溶解度不断增加，且原油-CO2混合体系的P-X 相图最高点压力不断降低，即混合体系的一次接触混相压力不断减小（图4），根据一次接触混相压力与最小混相压力的正相关关系，可知混合体系的最小混相压力也不断减小。综合考虑现场实际应用、经济效益、原料来源和运输等因素，认为黄桥凝析油适合作为降低CO2原油体系混相压力的添加剂。

图4 原油-CO2-凝析油的超临界相平衡数据（100 ℃）Fig.4 Supercritical phase equilibrium data of crude oil,CO2 and condensate oil（100 ℃）

3）表活剂类添加剂筛选

以Z20 井油水样为标样，开展A、B、C、D 4 组洗油剂样品筛选，评价其溶解能力、耐温性、耐盐性和洗油能力。评价结果表明，一是随着洗油剂溶液的浓度增加，洗油率增加，样品A浓度为1%时，洗油率达到90.18 %；样品B 浓度为1 %时，洗油率达到99.03%。二是1%浓度的洗油剂即可大幅度降低水的表面张力，高温（80 ℃）及矿化度较高的地层水对洗油剂的表面张力影响较小。样品B具有较好的耐温性、耐盐性，可以大幅度降低水的表面张力。随着洗油剂溶液的浓度增加，洗油率增加，浓度为1%时，洗油率达到99.03%。三是洗油剂与原油间的界面张力随洗油剂浓度的增大而降低。洗油剂浓度大于0.2%时，油水界面张力降低到10-2mN/m 数量级，达到低界面张力；浓度大于0.6%时，降低界面张力的性能显著增加，界面张力可达到超低。

3.2.2 改善混相条件，提高CO2驱采收率

实际实施过程中主要通过先期注入、底部注水提压、采油井焖井等方式提高地层能量，改善混相条件，从而提高CO2驱采收率。

阿拉斯加的阿尔派恩油田早期的注气时机模拟结果表明，越早注气越有利于注入[5]。一维细管模型研究显示，在相同注入地下体积条件下，注入压力越高，两相区过渡带越短，油相中溶解的CO2含量越高，油相黏度降低得越多，油气黏度越接近，油气界面张力降低得越低，混相程度越高，越有利于驱油。数模研究表明，越早注气越有利于地层保持在混相压力以上，混相的程度也越高，越有利于驱油提高采收率。

统计苏北盆地3个注气井组的实际生产数据，结果显示，对应油井日增油幅度大小依次为超前一年注气、超前半年注气、同步注气和滞后注气。其中注气井T10井注气半年后对应采油井CQK-118井投产自喷，日产油5.17 t，产量达到该区块平均日产油1.3 t的4倍（表2）。表明超前注入的CO2提高了地层压力和混相程度，具有较好的增油效果。

表2 不同注气时机对应油井见效情况统计Table 2 Statistic of production well effectiveness affected by different gas injection timing

3.3 有效提高CO2波及体积，抑制气窜

不同的开发方式对CO2驱的波及体积有不同的影响，苏北CO2驱油实践中，主要采用高部位注气抑制重力超覆、水气交替注入以及开发后期调整吸气剖面等手段降低气油比，减缓气窜，扩大CO2驱的波及体积[13-14]。

3.3.1 高部位注气

文献调研显示，倾斜油藏中应用CO2驱提高采收率效果好于水平油藏。统计分别采用高部位和低部位注气的两个井组的增油效果，对比显示，高部位注气井对应的采油井见效时间长（1.5 a），产量增加多（增油倍比2.16倍），含水率降幅大（下降了30.35%），峰值气油比低（115 m3/m3），见效有效期长（3 a）；而低部注气井对应的采油井见效时间早，增油降水的幅度以及见效有效期相对较低，气油比则高达503 m3/m3（表3）。分析认为，从构造的上倾部位注气，并保持低速生产，使重力足以保持密度较小的CO2与原油混相，可以有效地抑制CO2的指进，提高波及体积[15]。

3.3.2 水气交替注入

不同的注气方式影响CO2驱的波及体积，从而影响油藏压力的保持和利用状况，因此,CO2的注入方式设计非常重要。水气交替驱技术最早于1957在加拿大油田得到应用，美国得克萨斯州的斯劳特埃斯蒂特工程试验将水气交替评价为“一个比连续注气优越得多的方法”[5]。

表3 不同注气部位对应油井见效情况统计Table 3 Statistic of production well effectiveness affected by different gas injection position

设计了水驱油、水驱后洗油剂驱、水驱后CO2驱、水驱后2C驱油（洗油剂+CO2交替驱）4组岩心驱替实验，结果显示4 组实验的采收率分别为53.68 %、61.33%、65.76%和73.67%，其中，水驱后洗油剂/CO2交替驱的采收率最高，注入压力最高，含水率上升相对较慢。

建立典型的苏北中高渗油藏复合韵律地层模型，开展水驱油、水驱后洗油剂驱、水驱后CO2驱、水驱后2C驱油4种驱替方式的数值模拟研究。结果表明，2C 驱替更好地发挥了洗油剂与CO2各自的驱油优势，具有较好的加合效应。一方面注入的CO2气体段塞可以携带洗油剂向油层顶部运移，提高洗油剂的波及范围；另一方面注入的洗油剂段塞则可进一步提高驱油效率（图5）。

图5 复合韵律地层不同驱剂原油黏度变化Fig.5 Viscosity change of crude oil in complex rhythmic formation with different displacement agents

3.3.3 调整吸气剖面

CO2驱油后期，由于CO2的重力超覆易导致纵向上非均质性加剧，造成油层顶部过早见气，调剖可减缓层间和层内矛盾，控制气体的窜流，提高CO2波及体积[16-19]。

以CS 油藏CO2驱项目为例，选用高温耐盐的聚合物调堵剂对气窜较严重的C5 井进行剖面调整[20]。调驱前后的压降曲线显示：注水启动压力从11.58 MPa上升到20.66 MPa，明显得到提高；调剖前关井压力下降较快，短时间内压力就降到最低，表现出地层具有较明显的大孔道吸水特征；调剖后关井压力缓慢下降，压降曲线较平缓，反映深部调剖起到了对大孔道的封堵作用（图6）。