CO2驱提高采收率方法在深层低渗透油藏的应用——以中原油田胡96块油藏为例

田 巍

（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南濮阳 457001）

目前，国内外对于CO2驱技术的研究已近百年，从最初的室内实验到逐渐应用于矿场，取得了可喜的成绩，技术研究逐渐趋于成熟，评价技术也日趋完善[1–3]。近年来，气驱技术被广泛应用于低渗油气田的开发中，并越来越受到科研工作者的重视，但在深层高压低渗储层应用气驱技术开采的研究还较少。深层高压低渗油藏通常具有埋藏深、储层物性差、压力高的特点，注水开发困难，依靠天然能量开发采收率低，动用程度较低，中原油田深层高压低渗透储层储量大，其中注水困难，依靠天然能量开发的储量多达5 817.00×104t，深度大于3 000 m，温度高于 100 ℃，渗透率大多小于 10×10-3μm2，采出程度较低，油藏初期采用衰竭式开采，并获得较高产量，而后随着井底压力下降，产量快速递减，衰竭开发后，油藏“注不进、采不出”的矛盾非常突出[4–8]。中原油田自2007年开始开展CO2驱技术科技攻关，经过多个油藏的先导实验，取得了丰硕的研究成果，截至目前，研究趋于成熟，进入CO2驱推广扩大阶段，同时也推广应用到深层低渗油藏的开发中，并取得了较可观的经济效益，在技术及配套设施研究方面突破多项技术瓶颈，这对其他同类油藏的开发具有一定的借鉴意义。

1 储层特征及注CO2开采技术难点

1.1 储层特征

中原油田深层低渗油藏储量规模大，具有大幅度提高采收率的潜力。研究区位于东濮凹陷文留构造东翼，储层埋深3 200～4 300 m，为典型的深层高压高温低渗透油藏。储层孔隙度平均为18%；空气渗透率平均为10×10–3μm2；原始地层压力55.00～68.00 MPa；压力系数较高，平均为1.73；地层温度110～150 ℃，地温梯度达 4～5 ℃/100 m。黏土矿物绝对含量为5%～15%，伊利石相对含量为25%～60%，绿泥石相对含量为28%～50%，高岭石相对含量小于11%，伊蒙混层相对含量为6%～34%。胶结物含量为18%以上，以铁白云质为主，其次为硬石膏，呈微细晶结构，线接触，凹凸接触为主，其次为点接触，颗粒分选系数中等，存在少量的微裂缝。

中原油田深层低渗储层注水开发困难，采收率低，具有以下五方面特点：

（1）油藏具有埋藏深、高温、高压、高盐的特点。埋深大于3 000 m的地质储量占2.54×108t；温度110～150 ℃；原始地层压力系数1.20～1.80；地层水矿化度大于20×104mg/L；平均渗透率低于10×10–3μm2。

（2）采收率低，产量递减快。采出程度仅为16.64%，标定采收率21.30%，区块地层无能量补充，产油量递减很快。

（3）地层能量补充困难。注水压力高，工艺不能满足开发要求，只能依靠地层能量开采或能量补充困难，注水压力过高，套损严重，油水井寿命短[8]。

（4）有效注采井距下开发经济效益差。中原油田深层低渗透油藏生产压差为10.00～15.00 MPa，最大注采井距171 m，油藏开发没有经济效益。

（5）深层低渗油藏无法有效动用，影响滚动勘探开发工作进展。目前评价东濮凹陷洼陷带预测圈闭资源量（油当量）2.20×108t，但是深层低渗油藏难动用，影响下步勘探开发工作进展。

1.2 注CO2开采技术难点

中原油田深层低渗油藏属于挥发性油藏，衰竭开发过程中，开采压力降低，原油中溶解气体会挥发出来，原油的组分发生很大变化，注气开采过程中提高采收率机理不同于黑油开采机理，挥发性油藏注 CO2提高采收率的机理更为复杂。由于之前开展深层低渗高挥发油藏方面的研究较少，对于这类油藏缺乏针对性参数优化方法及效果评价手段。一方面高气油比导致PVT拟合难度高，另一方面油藏衰竭开采后如何探索合理的压力水平也是高效开发该类油藏的瓶颈；再者就是缺乏应用效果评价手段。

2 深层低渗CO2驱提高采收率技术

2.1 最小混相压力及其影响因素

2.1.1 最小混相压力

最小混相压力（以下简称MMP）是影响CO2驱提高采收幅度的关键性因素之一[9–18]，目前国内外最小混相压力计算和测量都是基于油藏原始油。目标储层流体性质接近挥发油，在衰竭开发后，溶解气产出，原油组分发生较大变化，中间烃含量上升。为此应用长细管室内实验测定最小混相压力，研究原油混相压力及不同衰竭压力下最小混相压力的变化。

采用细管法测量了5组原油在不同驱替压力下的采收率，研究表明：随驱替压力的升高，CO2驱采出程度随之提高。按照求取最小混相压力的方法，即低压段采收率与高压段采收率的交点，或者不同压力下采收率曲线的转折点代表驱替机理发生质变的零界点，压力大于转折点时，为混相驱。为此求得原油CO2驱最小混相压力约为38.03 MPa，驱替压力在最小混相压力附近时，注入1.20 HPV的CO2采出程度为90.17%。

2.1.2 最小混相压力影响因素

采用目前地层流体按照地层原始状态配制实验用油，分别在原始地层压力条件下压力衰竭至不同阶段，取得饱和压力分别为 37.94，28.43，20.16，15.01，10.05，5.13 MPa的原油，分别测量其最小混相压力。从表1中可以看出，饱和压力越低，对应的最小混相压力越低。因此，在实际地层中，由于压降漏斗的存在，最小混相压力是动态的，这是形成的新认识；同时，也说明在实际地层中，驱替机理并不是单一的，而是混相与非混相的结合。

同时开展了原油在不同烃组分下的最小混相压力实验，实验在原始流体中分别添加单一的组分，然后测定添加前后最小混相压力变化，进而计算出增加一定量的该组分对混相压力的影响。测定结果如表2所示，研究表明，原油中间烃组分降低MMP，而轻质气体和重烃组分会提高MMP，所形成的认识对于有目的的注气开采具有一定的借鉴作用。

表1 不同饱和压力下的最小混相压力

表2 不同烃组分变化对应的最小混相压力变化

2.2 深层高压低渗油藏三维地质建模

采用井震联合，相控多点地质统计学方法，垂向上分韵律段、平面上分相带差异化细分网格，建立非均质性强的高精度三维储层模型。基于地震属性与储层参数的相关性分析，阐明沉积演化规律，总结各类沉积微相砂体形态、大小，建立训练图像，采用相控多点地质统计学方法，垂向上分韵律段、平面上分相带区别化细分网格，基于序贯指示结合储层反演体协同模拟完成建立非均质性强的储层精细三维储层模型，与原始测井解释的砂泥岩概率进行比较，匹配拟合程度，优选出油藏地质建模的最终结果，同时采用抽稀、动态检核，符合率达87%，模型精度较高。

2.3 深层低渗储层CO2驱参数优化

2.3.1 注气量优化

CO2驱时，采收率随着CO2用量的增加而提高，但CO2用量达到一定程度后，采收率提高越来越小。因此，应根据油藏特性和驱动类型，通过室内实验合理选择 CO2用量。为此，利用长岩心室内实验开展注气量优化研究，研究表明，随着CO2注入HPV数的增加而采收率增加，换油率呈下降趋势，继续注入 CO2，随 CO2用量的增加，换油率降幅逐渐减缓。根据实验结果，研究区块最佳注气量为0.40 HPV，其平均换油率0.57 t/t，增量换油率0.25 t/t，接近经济界限。

2.3.2 注入方式优化

利用长岩心驱替实验和数值模拟两种方法探讨了直接注CO2、地层压力恢复到34.00 MPa后注CO2、地层压力恢复到40.00 MPa后注CO2三种不同注入方式的开发效果。实验结果表明，当注入相同倍数的CO2，地层压力恢复越高，驱油效率越高（表3）。因此，对已采用天然能量开发的低渗透油藏，应先恢复地层能量再注气开采方能获得更高采收率。

上述研究表明：通过提前注气可有效恢复地层压力，增加原油采出程度，如表4所示。研究区块注CO2后延迟半年、地层能量达35.00 MPa以上之后开采，可获得32.3%的采收率，但随着提前注气时间继续延长，采出程度变化率呈下降趋势，油井生产时间减少。因此，已衰竭开采的区块应采用先注气半年、油藏压力保持大于35.00 MPa以后开采。

表3 注CO2恢复地层压力开发方式实验结果对比

表4 注CO2恢复压力开发效果对比

2.3.3 注气、采油速度优化

CO2的注入速度应根据油藏特性和驱动类型确定，合理的注气速度应当考虑重力分异作用的影响，也要防止产生黏性指进和气窜。CO2注入速度与采油速度太高易加剧气窜，导致开发效果变差；而注气速度低则延长注气时间，影响经济效益。

为此，分别进行了不同采油速度与不同注气速度的模拟优化，研究表明采油速度为1.8%，注气速度为30.00 t/d时，开发效果最优；同时在综合考虑相似油藏注入速度及研究区块地质特征及注入能力的基础上，并结合数值模拟结果，确定最佳的CO2注入速度为30.00 t/d，最佳采油速度为1.8%。在最佳配注条件下，该区单井采油能力可达15.00 t/d。

2.4 注入CO2与储层岩石作用分析

岩心渗透率在 CO2注入初期会有所降低；随着时间的增加，岩心渗透率显著升高。CO2与地层水在油藏条件下相互反应，形成碳酸水，与岩石表面矿物发生作用[13，15]，导致润湿接触角降低。随着浸泡时间的延长，润湿接触角呈现出先急剧降低后缓慢降低的变化趋势。压力较高时，润湿接触角下降幅度较大。

此外，中原油田在深层低渗储层油藏精细化描述技术、岩心数字化描述技术、组分数值模拟技术、气窜判别与治理技术等方面都取得重大成果，在CO2驱机理方面形成了 CO2穿透水膜理论的认识，搞清了盲端剩余油CO2气驱机理，提出了 CO2能够驱替纳米级别孔隙中的剩余油的观点，并建立了 CO2区块适应性评价及区块筛选方法和驱替效果评价体系。

3 深层低渗储层CO2驱技术特点

大量研究表明，CO2在原油中的溶解能力较强，能使石油黏度降低，表面张力也同时降低，体积膨胀，有利于采油。在高压作用下，CO2气驱油过程中对原油中的烃类组分有抽提作用，当气相中被抽提出来的轻烃组分达到一定浓度时也会出现多次接触混相的现象，注 CO2提高采收率方法是目前国内外常规开采较难动用的石油储量行之有效的方法之一。

3.1 CO2使原油体积膨胀黏度降低

3.1.1 地层油饱和压力的变化

随着 CO2注入量的增加，溶解在原油中的 CO2也在增加，饱和压力也随着上升，注入CO2越多，饱和压力越高。这说明地层原油对 CO2有较强的溶解能力，注气量对注入气与原油的混相条件将产生影响。注气量增加，混相压力趋于增高。

3.1.2 地层油体积膨胀系数的变化

注入 CO2后地层原油在饱和压力和地层压力下的膨胀系数随 CO2注入量的变化而变化，随着 CO2注入量的增加，溶解在原油中的 CO2也在增加，体积系数也随着上升。这是因为注入CO2后，CO2能够萃取和气化原油中的轻质组分，形成 CO2富气相，使原油体积膨胀，随着原油中溶解的 CO2增多，原油体积膨胀系数增大，从而促使充满油的孔隙体积也增大，一方面为油在孔隙介质中的储存提供了条件，增大了储集空间；另一方面 CO2具有较强膨胀地层原油的能力，从而增加地层弹性能量，使膨胀后的剩余油脱离或部分脱离地层水的束缚，小孔隙剩余油被挤出变成可动油。

3.1.3 原油气油比变化

研究表明，随着 CO2的注入，体系的原油溶解气油比逐渐增加。这有利于降低原油的黏度，提高油的流度，从而有利于提高驱油剂的波及系数。

3.1.4 地层原油密度的变化

随着 CO2的注入，原油密度相应逐渐增加。溶解 CO2后地层原油密度受原始地层原油的密度、压力、体积膨胀系数、CO2的溶解量等四个因素叠加影响。压力和溶解的 CO2量的增加导致密度增加，体积膨胀导致密度降低。研究储层原油密度的变化，说明随着CO2的注入，压力和溶解的 CO2量对地层原油密度的影响占据了主导地位。

3.2 补充地层能量，提高驱油效率

PVT实验显示：研究区块注入CO2后可膨胀地层原油，通过多次接触萃取轻烃，提高气油比，降低界面张力。注CO2渗流阻力小，可迅速补充能量，有效驱替开发此类油藏。室内长岩心实验发现衰竭式采收率仅为 19.4%，补充地层能量后开采与衰竭开采相比，油藏压力得到补充，采出程度提高到40.0%以上，增油效果非常明显。

3.3 最小混相压力低，易于混相

研究区块最小混相压力为38.03 MPa，区块平均地层压力高于55.00 MPa，明显高于最小混相压力，CO2易于混相，这对于注气开采是非常有利的，而有部分井已经采用了衰竭式开采，可先注气恢复压力后继续采用注CO2开采。

3.4 地层压力变化影响混相特征

目标油藏一直采用天然能量开发，地层压力下降较多，设计了衰竭至不同压力下的长岩心注 CO2驱油实验，研究不同地层压力对 CO2驱油效率的影响。分别压力衰竭至不同阶段混相特征，研究表明了储层注 CO2驱替机理的复杂性，同时也揭示混相压力动态变化的特征[19–20]。

4 现场应用

中原油田胡 96块油藏原油储量 253.00×104t，由于埋藏深，渗透率低，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2.60×104t，在中原油田深层特低渗油藏中具有代表性。

2010年在该区块一井组开展CO2驱先导实验，实验前，地层无能量补充，产油量递减快，日产油0.40 t，油压 0.60 MPa。设计日注入 CO2量为 30.00 t，截至2014年1月7日，累计注CO2量21 776.40 t，地层压力由28.50 MPa恢复到48.50 MPa。见效后地层能量充足，日产油最高可达21.20 t，累计增油为4 772.46 t，增气 267.87×104 m3；目前油压稳定在4.00 MPa，日产油6.50 t。注入CO2与原油发生萃取作用，产出物组分变化：CO2含量由2%逐渐上升至8%以上；CO2含量高时，中间烃含量上升，甲烷含量下降。

应用本文研究成果，该区块深层高压低渗油藏得到了高效动用，截至目前，已连续自喷生产15个月，预测最终采收率为 35.00%，可提高采收率24.00%，这在特低渗透油藏、尤其是深层高压特低渗透油藏中效果非常显著。室内实验研究及现场实践为中原油田深层高压低渗透油藏难动用储量有效开发指明了方向。

5 结论

（1）深层低渗油藏开展CO2驱，可实现气体有效注入、补充地层能量，与衰竭开采相比采收率提高20%以上。

（2）目标区块原始流体最小混相压力为 38.03 MPa，该数值受地层压力和烃组分的影响是动态变化的， C2–C7含量的增加从而使最小混相压力降低。

（3）目标储层最佳注气量为0.4 HPV，最佳的注入速度为30.00 t/d，最佳采油速度为1.8%，对已采用天然能量开发的储层，应先恢复地层能量后再进行气驱开采。