中国石化低渗透油藏CO2驱油实践与认识

2022-01-07计秉玉何应付

油气藏评价与开发 2021年6期

计秉玉，何应付

（中国石化石油勘探开发研究院，北京102206）

通过注入CO2提高采收率的方法研究早在1920年就有文献记载[1]，美国人WHORTON[2]在1952年申请了第一个CO2采油技术专利。CO2的现场应用最早开始于1956年，在美国Permain（二叠）盆地首先进行了注CO2混相驱替试验[3]。结果表明，注CO2不但是一种有效的提高采收率方法，而且具有很高的经济效益，从而成为继热采之后的又一大EOR（提高采收率）技术。

中国注CO2提高采收率室内研究始于20世纪60年代，矿场试验始于20 世纪90年代。大庆油田将CO2驱油作为提高采收率的手段，在高含水油田萨南葡I2 开展试验[4-5]，采收率提高8 个百分点左右，但由于无法与化学驱竞争而终止（化学驱提高采收率12个百分点以上）。

与美国、加拿大等国家不同，中国的化学驱是提高采收率的主流技术，主要应用于中高渗透的高含水油藏。采用CO2驱油的油藏更多的是低渗透油藏。2003年以来，延长油矿，中国石油的大庆油田、吉林油田，中国石化的华东分公司、东北分公司、胜利油田、中原油田、江苏油田先后开展了致密/低渗透油藏CO2驱油先导试验。实践表明，与水驱相比，CO2驱大幅度提高了注入能力，解决了补充能量困难的问题[6-15]，CO2驱油应用于低渗透油藏前景广阔。在目前碳达峰、碳中和的背景下，注CO2能够满足驱油与埋存的双重需求[16]，是CCUS 实施的主要阵地，不仅具有现实的经济意义，而且具有显著的社会效益。

系统介绍了中国石化低渗透油藏CO2驱矿场试验进展，分析了主要做法及取得的效果，并针对低渗透油藏CO2驱所存在的问题，提出了下一步的发展方向，旨在为CO2驱在低渗透油藏的规模应用提供借鉴和参考。

1 中国石化CO2驱矿场试验进展

截至2020年底，中国石化针对无法水驱或水驱效果差的油藏已开展了43 个区块（井组）矿场试验，覆盖储量3 350×104t，其中低渗致密区块共33 个，覆盖地质储量2 608×104t，年注气14×104t，累计注气192×104t，年产油8.5×104t，年增油3.4×104t，累计增油38.2×104t。

历年注气区块（井组）和覆盖储量数变化表明（图1），中国石化尽管CO2气源短缺，费用较高，但自2003年起，区块数和覆盖储量数持续增加，特别是苏北盆地应用规模明显增大。

图1 中国石化CO2驱覆盖储量和区块数变化Fig.1 Changes of CO2 flooding covered reserves and block number of Sinopec

先导试验按照早期开发情况，分为5 类：第一类为一般低渗透注水开发后CO2混相驱，典型代表为苏北盆地草舍油田泰州组油藏（实际上在CO2驱替过程中，生产井流压也远低于长细管实验确定的最小混相压力）；第二类为一般低渗透油藏注水开发后CO2非混相驱，典型代表为苏北盆地马38区块；第三类为特低渗透油藏衰竭开采后注CO2混相驱，典型代表为苏北盆地张家垛油田张1断块；第四类为特低渗透裂缝性油藏注水开发后CO2非混相驱，典型代表为腰英台油田腰西区块；第五类为特低渗透早期注CO2近混相驱，典型代表为胜利油田高89-1区块。

1.1 苏北盆地草舍油田

草舍油田南断块泰州组油藏平均埋藏深度3 020 m，含油面积0.703 km2，地质储量142×104t，可采储量59×104t，储层平均孔隙度为14.8%，渗透率46.0×10-3μm2，地层倾角10°～15°，油藏温度104 ℃，原油密度0.879 g/cm3，原油黏度12.80 mPa·s，为断块封闭的弱边水—弹性驱动类型的块状砂岩油藏。注气前油藏压力为32.06 MPa，CO2-原油最小混相压力29.34 MPa。2005年7月开始注气采油先导试验，2007年9月主体部位注气，注采井距250 m 左右，采用连续注气后转水气交替方式，2015年12月注气结束（图2）。试验区注气井6 口，采油井15 口，累计注气20.8×104t，累计增油11.60×104t。2017年试验区开展二次注气试验，探索注CO2后油藏提高采收率的可行性，截至2020年12月，二次注气试验累注气8.2×104t，累增油1.92×104t。

图2 苏北盆地草舍油田注气混相驱产油量组成曲线Fig.2 Oil production composition of miscible flooding in Caoshe Oilfield,Subei Basin

1.2 苏北盆地马38区块

苏北盆地马38区块地质储量41×104t，地层倾角10.5°，孔隙度16%，渗透率15.7×10-3μm2，原油密度0.84 g/cm3，原油黏度12.3 mPa·s，地层压力21.0 MPa，地层温度81℃，CO2-原油最小混相压力28 MPa。2018年3月开展CO2试注，注采井距300 m 左右，2018年10月开展CO2非混相驱替，采用连续注气方式，注气井2口，日注气41 t，截至2020年10月底，累积注入液碳1.5×104t，日增油3.1 t，累计增油0.47×104t，换油率0.313 t/t（图3）。

图3 苏北盆地马家嘴油田马38区块注气非混相驱产油量变化曲线Fig.3 Oil production variation curve of gas injection immiscible flooding in Ma-38 Blockof Majiazui Oilfield in Subei Basin

1.3 张家垛油田张1区块

张家垛油田张1 区块位于苏北盆地南部海安凹陷西部曲塘次凹的北部陡坡带，主力含油层系为阜三段，油藏埋深2 700～3 700 m。储层岩性以细、粉砂岩为主，储层以长石石英细砂岩和岩屑石英细砂岩为主，动用含油面积0.91 km2，储量47×104t，渗透率5×10-3μm2，孔隙度17%，地层倾角40°，地层温度112 ℃，原油密度0.80 g/cm3，原油黏度1.74 mPa·s，CO2-原油最小混相压力32 MPa，地层压力32 MPa。区块于2015年12月开始注气，井距350 m左右，采用连续注气方式，截至2019年12月底注气累计增油1.93×104t，年增油7 186.66 t，月增油430.42 t，换油率0.82 t/t，累计换油率0.58 t/t，阶段提高采收率4.10%（图4）。

图4 苏北盆地张家垛油田张1区块注CO2产量变化曲线Fig.4 Change curve of production before and after CO2 injection in Zhang-1 Block of Zhangjiaduo Oilfield in Subei Basin

1.4 腰英台油田CO2驱先导试验区

腰英台油田CO2驱先导试验区主要开发层系为青一Ⅱ和青二Ⅳ砂岩组，储层中深2 100 m，平均孔隙度14.23%，平均渗透率2.0×10-3μm2，三角洲前缘沉积微相，天然微裂缝发育，裂缝密度0.2条/m 左右；原油黏度1.91 mPa·s，原油密度0.79 g/cm3，CO2-原油最小混相压力26 MPa，注气前平均地层压力仅为12 MPa。油藏早期采用水驱开发方式，注气前含水率82.4%，第一期试验区2011年4月开始注气，采用沿裂缝排状井网线性驱替，注采井距300 m 左右，单井日注30 t 左右，连续注气1.5 a 后，第二期试验区转注，与一期试验区交替实施水气交替驱。2015年8月停止注气，累计注气22.6×104t，累计增油1.74×104t，CO2阶段埋存率92.6%（图5）。

图5 松辽盆地腰英台油田CO2第二期先导试验产油量变化曲线Fig.5 Oil production curve of the second CO2 pilot test in Yaoyingtai Oilfield of Songliao Basin

1.5 胜利油田高89-1区块先导试验区

该试验区位于正理庄油田西部，主力含油层系为沙四段，地质储量170.0×104t，油藏埋深2 700～3 100 m，渗透率4.7×10-3μm2，孔隙度12.5%，原油黏度1.59 mPa·s，原油密度0.738 g/cm3，原始地层压力41.8 MPa，地层温度126 ℃，注气前地层压力23.2 MPa，最小混相压力28.9 MPa。2018年1月开始注气，超前注气半年后，地层压力升高6 MPa（图6），对应油井不压裂可自喷生产。截至2020年11月，年产油0.73×104t，年增油0.33×104t，年注气1.0×104t，累计注气28.8×104t，累计增油9.3×104t，区块提高采出程度5.4%，CO2换油率0.32 t/t，预测区块最终可提高采收率14.6%。

图6 渤海湾盆地正理庄油田高89-1区块超前注气结束后地层压力分布模拟结果Fig.6 Simulation results of formation pressure distribution after advanced gas injection in Gao 89-1 reservoir of Zhenglizhuang Oilfield in Bohai Bay Basin

从已实施的CO2先导试验见效情况看，不论是一般低渗还是特低渗油藏，都取得了较好的增产效果，特别是混相压力较低油藏，油井见效比例高，有效期长，不仅技术上成功，也具有较好的经济效益。但中国CO2驱主要用于水驱无法正常开发的低渗透、特低渗透油藏，且多数采用压裂开发，强非均质性和优势通道导致气窜严重，特别是裂缝性油藏非混相驱替，气窜速度较快，腰英台油田部分井2～3个月见气，且气油比上升速度较快，影响经济效益。

2 CO2驱关键指标方面的认识

CO2驱关键指标主要指注入能力、增油量、提高采收率和换油率等方面，是CO2驱油可行性的重要表征。

2.1 与注水相比注入能力大幅度提升

低—特低渗透油藏实施CO2驱的最大优势是注入能力强，补充能量效果显著。腰英台油藏2-2 井Hall（霍尔）曲线分析表明注CO2能力是注水能力的2～3 倍（图7）。卫42 块储层渗透率3.85×10-3μm2，注水压力高达40 MPa，注水井转注气压力下降为30 MPa（表1），实现了注水困难油藏有效注入。

图7 松辽盆地腰英台油田腰2-2井注水注气Hall曲线对比Fig.7 Comparison of Hall curves of water injection and gas injection in Well-Yao2-2 of Yaoyingtai Oilfield in Songliao Basin

表1 卫42块气驱方案实施前后注入井情况对比Table 1 Comparison of injection wells before and after gas flooding of Wei-42 Block

2.2 单井产量提高1～2倍

从中国石化低—特低渗透油藏各试验区实施效果看，方案实施6个月后油井逐渐见效，见效后油井产量有明显的升高，其中混相驱、近混相驱单井产量升高1 倍以上，比如草舍泰州组CO2混相驱平均单井产量由2.05 t/d升高至5.79 t/d，增加了1.8倍；高89-1区块近混相驱平均单井产量由2.84 t/d 升高至6.05 t/d，增加了1.1倍。非混相驱单井产量增加了30%以上，比如马38 区块平均单井产量由1.15 t/d 升高至2 t/d，增加了74 %；腰英台油田注CO2后见效井平均单井增油0.67 t/d，比实施前增加40%。

2.3 换油率平均为0.2 t/t

中国石化已实施区块的阶段换油率介于0.1～0.4 t/t（图8），其中换油率低于0.2 t/t的区块数占总实施项目的40%左右，高于0.3 t/t的区块数占总项目数不到30%，所有区块平均换油率0.20 t/t，与美国0.4～0.5 t/t水平相比差距加大，需要进一步提高方案设计水平，改善CO2驱的经济效益。

图8 部分低—特低渗油藏注CO2阶段换油率对比Fig.8 Comparison of oil exchange rates during CO2 injection in some low-ultra low permeability reservoirs

2.4 预期提高采收率8%～12%

中国石化低渗透油藏CO2驱预期提高采收率幅度介于8%～12%，低于美国CO2驱提高采收率的平均值15.86%。主要原因：①美国CO2驱油藏以海相沉积为主，CO2-原油混相压力低，部分油藏甚至低于10 MPa；②美国CO2设计注入量和实际注入总量都较高，但由于非均质性强导致气窜，中国CO2注入总量不高（图9）。

图9 部分低渗透油藏预期提高采收率对比Fig.9 Comparison of expected EOR in some low permeability reservoirs

2.5 封存率

从已实施区块的监测数据看，各区块CO2采出量较低。截至2020年11月，各试验区累计采出CO2量仅为13.92×104t，占总注入量的7.25 %，即目前阶段埋存率为92.75 %。随着项目的实施，CO2会逐渐产出，埋存率可能会出现较大幅度的下降。

美国CO2驱采用循环注气方式，理论埋存率可达100%。根据中国碳中和的政策，未来实施CO2驱必然采用回收循环利用的技术政策。目前该技术已经在中国石化华东油气田试验成功，能够实现100%的存碳率，并回收部分轻烃。

3 CO2驱技术政策方面的认识

3.1 低渗透油藏水气交替

中国油藏多为陆相沉积，非均质性严重，必然影响CO2波及体积。除化学封窜外，注采方式优化是防窜并提高CO2波及体积的主要手段。室内研究表明，已有的注入方式中，水气交替效果最好，周期注气次之，连续注气最差。从矿场实施情况看，由于低—特低渗透油藏注水较为困难，且担心水锁，多数试验区在试注阶段、驱替早期阶段采用先连续注气方式，随着驱替的进行逐渐转为水气交替的方式。对比转水气交替前后的产量变化来看，即使转水气交替（WAG）前已经见效，产量明显提升，转水气交替后仍然会再次见效，产量会出现第二个高峰，比如草舍泰州组、张家垛油田张1 区块（图4）、张3 区块（图10）、腰英台油田一期试验区。对比不同方式换油率也可以看出，连续转水气交替换油率保持在较高水平，明显高出连续注气（曲塘、帅垛、华庄、祝庄、文138等低于0.2 t/t）的效果。因此，建议在能够注水或者连续驱替一段时间后能够注水的油藏实施水气交替政策。

图10 苏北盆地张家垛油田张3区块产油量与增油量变化曲线Fig.10 Variation curve of oil production and oil increase in Block-3 of Zhangjiaduo Block of Subei Basin

3.2 层系井网

层系、井网和井距对CO2驱波及体积和驱替效果影响显著。实践表明，CO2驱油层系划分要保证主力油层发挥作用，严控射孔界限，尽量不压裂。低—特低渗透油藏CO2驱合理井网形式要综合考虑砂体分布形态、压裂裂缝方位、剩余油分布、储量动用程度等，现有先导试验区主要采用五点法（高89-1 区块）行列井网（腰英台）或高部位点状注气（花32 断块、马38 断块）；CO2驱合理井距主要考虑启动压力梯度和储量丰度，既要使得原油能够被驱动，又要经济有效，研究和矿场实践表明，CO2驱技术极限井距是水驱技术极限井距的2 倍左右，一般为300～400 m，最大井距700 m可实现经济有效动用（中原油田文200）。

3.3 较高的压力系统

中国油藏大多陆相生油，原油重质组分含量高，原油密度和黏度相对较高，CO2-原油最小混相压力较高，一般大于25 MPa，如何提高混相程度是CO2驱技术政策优化的另一个核心。中国石化各试验区主要采用超前注气[17]、高压低速[18]、控制注采比等方式保持地层压力，改善混相程度。比如高89-1 区块超前注气半年，将地层压力由23.2 MPa提高至29.2 MPa，达到最小混相压力。目前，中国石化多家单位正在探索注入CO2增效剂来降低最小混相压力的方法。该方法已在室内实验中取得了成功，最小混相压力可降低20%以上。

3.4 低速开采

与水驱相比，油气黏度比较大，在注气驱油时大多会产生较为严重的黏性指进现象，同时CO2易溶解于原油并在原油中扩散，使得CO2驱存在相和组分两个前缘。为了降低黏性指进并发挥CO2溶解扩散作用、延缓气相突破时间，中国石化提出了周期注气、异步周期注采等新低速开发模式。数值模拟表明，驱替速度越低，Peclet 数（对流速率与扩散速率之比）越小，扩散溶解作用发挥越充分，组分突破越早而相突破越晚，开发效果越好；由于CO2的扩散和溶解作用，在周期注气、异步周期注采等的浸泡期间，黏性指进现象会逐渐消失，CO2进入连续驱替后剩下的旁通油等死油区部位，将这些连续驱替难以动用的剩余油采出。

此外，由于CO2流度大，陆相储层非均质性强，还应持续加大技术攻关力度，研发低成本泡沫复合驱技术、智能注采调整技术等提高CO2波及体积技术；同时，加强驱油埋存一体化技术研究，变驱油导向为驱油封存协同导向，可实现增加原油产量和CO2埋存的双赢。

4 CO2驱存在的主要问题

与北美相比，中国东部老区CO2驱无论在技术效果方面，还是经济效益方面都有很大差距，目前还难以规模化展开，存在的主要问题概况为如下几个方面。

1）碳源缺乏

国外CO2驱气源主要是天然CO2气藏（85 %以上）及高碳天然气开发副产品，比如Weyburn（韦本）油田项目来自美国北达科他合成燃料厂净化装置的CO2；中国天然CO2气藏不足，高碳天然气藏资源也有限，大规模发展CO2驱油需要借力工业废气的捕集处理，导致国内CO2供应不及时、供应量不足且价格高昂，这也是现有项目经济效益有限的主要因素。在碳达峰、碳中和政策下，碳源价格有望下降，有利于CO2驱的推广应用。

2）运输成本高

管输是工业化实施CO2驱油和埋存的基本条件，国外管网发达，已经建成的长距离输送CO2管线超过3 000 km。国内以车载、船运为主，管网不健全，中国石化只在小管径短距离高压输送方面进行过尝试。CO2气工业化处理和管输方法还没有形成，限制了高含CO2天然气田开发和CO2驱油规模应用。

3）非均质性强且混相难度大

国外实施CO2驱油的油藏以海相生油为主，储层均质性较好、混相压力低；国内主要针对难动用储量，储层品质较差，且多数采用压裂开发，非均质性强，易产生气窜，且陆相生油，原油多为石蜡基，CO2混相压力高，多数试验区最小混相压力高于25 MPa，混相难度大。对中国石化部分低渗透油田数值模拟计算表明，混相体积系数一般小于35%，近混相体积系数一般小于50%（表2），说明对于中国东部陆相沉积低渗透油藏，CO2驱主要为非完全混相驱[19-20]。