东濮凹陷低渗透油藏二氧化碳驱先导试验

孙同英

（中国石化中原油田分公司濮城采油厂，河南濮阳 457001）

东濮中原老区低渗油藏储量丰富，占总地质储量的47.76%，目前采出程度仅为19.66%，开发潜力巨大。濮城油田位于东濮凹陷中央隆起带东北部，东侧与前梨园洼陷相邻，西北隔濮卫次洼与文明寨、卫城油气田相望，南与文留油气田相连，由濮城主体和文卫濮结合部两部分组成。低渗油藏气驱先导试验区块卫42块位于濮卫次洼西翼，在开发初期产量递减速度快、中后期注水开发效果差，开采难度加大。通过对卫42块系统开展CO2驱现场先导试验研究，为进一步探索CO2驱在中原老区低渗透油藏的适用性提供参考。

1 卫42块地质概况

卫42断块探明含油面积6.04 km2，石油地质储量453.38×104t；标定采收率18.3%，可采储量82.3×104t。该油藏主要含油层位为沙三中3-4砂组，油藏埋深为3 400～3 700 m。储层物性差，油藏平均孔隙度12.7%，平均渗透率3.01×10-3μm2，属于特低渗油藏。注水井平均注水压力达到39 MPa，注水井普遍存在降压增注措施频繁，维持时间短，日注水量波动大的现象。

2 CO2驱研究

2.1 CO2驱机理

秦积舜等[1]的研究指出CO2驱油有三种形式：（1）改变油与孔隙壁面间的润湿性，通过柱面流和柱状流两种流动方式驱替原油；（2）混相萃取轻烃组分，CO2发生“分子聚集”能较强的溶解原油，形成原油的CO2溶液；（3）界面张力驱替原油，CO2与原油间存在混合层，在边界层内形成流向涡，导致壁面处的原油被驱替出来。

2.2 室内驱替试验研究

通过设计微观可视化旁通模型研究非混相与混相条件下CO2的驱替规律及微观作用。该模型为并联的两个小孔道，孔径分别为100 μm和300 μm，采用合注合采的方式进行CO2驱。试验用原油为卫42块沙三中含油层的原油，最小混相压力29.77 MPa。试验模型在饱和油后，在注入压力为25 MPa、30 MPa、35 MPa条件下开展CO2驱试验（见图1）。

试验结果显示，在高于最小混相压力（30 MPa压力条件下）附近气驱效果较好。

邓瑞健等[2]、熊健等[3]研究指出水驱后的储层采用CO2驱，可驱动用孔喉为10-2μm以上的微观储集空间，驱油效率相比其他烃类干气驱和N2驱要高，可动用储量要增加20%以上。

图1 不同驱替压力下CO2与原油作用过程

2.3 CO2驱施工参数研究

2.3.1 气驱井距 考虑卫42断块注采老井均已压裂改造，平均裂缝半长为60～90 m，而深层低渗油藏适当拉开井距有助于减少新井投资，同时结合建立考虑压裂的数值模拟模型，数据结果显示最佳注采井距应在400 m左右（见图2）。

图2 气驱注采井距优化分布图

2.3.2 注入参数 目前大部分专家学者均认为注采比合理性对气驱生产效果影响较大[3-9]。随着CO2注入量的增加，增油量增加，但是换油率是逐渐减小的（见图3）。研究显示在注入量为0.35 PV时，换油率为0.34 t/t，此时可以达到较多的增油量和较高的经济效益。

图3 注气量参数优化分布图

图4 注气速度参数优化分布图

减小注气速度可使气驱前缘均匀推进，提高CO2利用率，但注气速度小会导致方案时间长，优化确定注气速度为30～35 t/d时较好（见图4）。

3 CO2驱效果分析

3.1 CO2驱前后地层压力变化

卫42块注气压力比注水压力平均下降17 MPa左右，油井转注气比水井转注气的累注气量多1×104t，注气后平均动液面也有所增加，说明注气后地层能量得到一定补充。压力监测资料显示，油藏构造高部位地层压力上升较快，构造中、低部位油井地层压力逐渐上升。

3.2 CO2驱增油效果

注气实施后，对应油井普遍受效增油，其中注气井组最大增油量为3.7 t（卫42-19井组），含水率最大降低30%。油井见效后产气量也上升，CO2含量占到40%～90%，其中高部位油井见气较快（2个月左右），低部位油井由于沿裂缝及井距小导致气窜严重（见表1、图5）。

表1 卫42块CO2驱试验井组见效情况表

4 结论与认识

（1）特低渗油藏转二氧化碳驱，可大幅度降低注入压力，是特低渗油藏提高采收率的一种有效手段。

（2）储层人造裂缝或天然裂缝（优势通道）严重影响着CO2驱油效果，监测和控制CO2在裂缝中的窜逸是保障气驱效果的关键。

图5 卫42块CO2驱试验区生产曲线