苏北不同类型油藏CO2驱开发模式及经济效益评价

2022-01-07吴公益赵梓平

油气藏评价与开发 2021年6期

吴公益，赵梓平，吴波

（中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏泰州225300）

提高低渗油藏、近废弃油藏的储量动用程度已成为当前油田开发工作的重要课题。以苏北小断块油藏为例，当前“双高双低”单元储量占比达58%，为此，近年来针对性地开展CO2驱试验工作，发展形成了多种CO2驱开发模式。国内外实践也表明CO2驱是一项极具前景的提高采收率技术，李阳[1]、陈祖华等[2]与聂法健等[3]回顾了国内低渗透CO2驱提高采收率进展，美国在低渗油藏、高渗透油藏、过渡带油藏都有商业成功的CO2驱项目[4]，何应付等[5]评价中国石化适合开展砂岩油藏CO2驱储量达22.62×108t。

尽管CO2-EOR 效果显著、前景广阔，但国内CO2驱大规模推广仍面临经济效益上的考验。秦积舜等[5]分析认为CO2驱的经济性对油价、提高采收率幅度及气源都有相应要求。从苏北各类型油藏CO2驱技术现状及开发效果着手，剖析当前条件下CO2驱开发模式及经济适应性，为国内油田开展CO2驱工作提供决策参考。

1 CO2驱开发模式

1.1 CO2吞吐

CO2吞吐增产技术主要应用于3种场合。

1）针对井网不完善的复杂小断块油藏，以增能为中心，从油藏封闭性、裂缝、深度、地层压力、构造部位、含水等方面评价了低渗透油藏CO2吞吐选井条件，在中国石化华东分公司应用效果良好。

2）致密油藏水平井复合吞吐开发模式，即多口压裂水平井中，某一井既是注入井又是吞吐井，形成驱替和吞吐的双重作用，压裂水平井吞吐CO2波及系数大，比直井高4倍以上，通过2个井组2个轮次吞吐试验，增油量890～2 230 t，井组提高采收率5.5 %，平均CO2换油率为1.1 t/t，从换油率上看复合吞吐优于CO2驱及单井吞吐。

3）应用在普通稠油油藏中[6-7]，其边底水活跃，底水锥进导致含水快速上升、采收率低（小于3%），为降低流度差异，通过CO2+降黏剂组合，达到抑制水锥的作用（表1）。

表1 XB稠油吞吐生产效果Table 1 Production effect of huff and puff in XB heavy oil reservoir

1.2 低渗油藏同步气驱

国内外混相驱项目相对较多，研究表明晚注气、混相压力高、单井产量低的油藏，提高采收率幅度低[8-11]，在衰竭式油藏中注气压力恢复速度慢，在水驱开发油藏压力保持好，CO2驱见效快[12]。模拟也表明超前注气、同步注气提高采收率幅度较滞后注气高[13]，超前注气半年将比滞后注气提高采收率0.8%。CZ 油田阜三段油藏是国内典型的同步注气试验区，埋深3 000 m，孔隙度13.9%，渗透率9.2×10-3μm2，混相压力26.6 MPa，原始地层压力30.7 MPa，因物性差、强水敏等原因前期未动用，为此建立了5 注13 采气驱井网（图1），油井压裂投产，采用200～500 m 大井距，通过混相驱日产油量由20 t 上升至43 t，增油倍比2.15。

图1 CZ油田井位部署Fig.1 Well location of CZ Oilfield

1.3 气顶驱

气顶驱通过超覆作用，促使油气界面向下移动，有效动用“阁楼油”。ZJD 油藏地层倾角为38°～45°（图2），地层埋深3 350 m，孔隙度12.3 %，渗透率5.6×10-3μm2，采用大斜度井压裂投产，建立2 注4 采气驱井网[14-15]，混相压力26.5 MPa，低于油藏原始压力，单井日注气20～30 t。数模表明高倾角油藏实施气顶驱采收率可达25.2 %，较底部驱提高采收率8.7%，Z3B井气顶驱是该区块气驱效果最好的井组。

图2 ZJD油田井位部署Fig.2 Well location of ZJD Oilfield

1.4 气水交替驱

气水交替是较为有效的防气窜和提高采收率手段[16-17]，通过降低气油比保障油井正常生产。苏北气驱单元以气水交替驱为主，注入强度、段塞比等参数受油藏类型及水动力条件影响，从受效特征上看，低气油比和高气油比初期是增油的主要阶段。2014年，Z3B 井组建成1 注5 采后，实施注气，2016年已出现高气油比情况，日产油量大幅下降，泵效较低。而经过1 a 水驱后，气油比得到有效控制，再转气驱后，日产油量由6.2 t提高至13.8 t，泵效大幅提高（图3），该井组通过3个气水交替周期，累产油2.2×104t。

图3 气水交替驱生产动态特征Fig.3 Production characteristics of WAG

1.5 中高渗油藏CO2驱

CO2驱在低渗油藏应用多，而中高渗油藏因为易气窜等因素应用较少，实验表明CO2具有进入水驱未波及的细孔喉和提高驱油效率的能力。2019年在XNZ 油田实施CO2驱，该油藏渗透率148×10-3μm2，采出程度38.5 %，孔隙度22 %，原始含油饱和度53%，采用2注2采驱替井网（图4），低部位注高部位采，单井日注15 t，28 d 见气，气油比75 m3/t，含水下降7%，日增油4.2 t。

1.6 中高渗油藏CO2复合驱

针对双高油藏提高采收率问题，在苏北ZC 油田创新开展了CO2复合驱试验。蒋永平从分子动力学、岩心模拟、数值模拟等方面系统研究了CO2复合驱提高采收率机理[18-19]。以CO2增能为基础，通过CO2携带洗油剂扩散至正韵律油藏顶部扩大波及，以洗油剂降低界面张力，通过复合驱实现提高波及系数和驱油效率的倍增效应，不仅提高了注入能力[20]，也大幅提高了采收率，岩心驱替实验发现CO2复合驱在水驱基础上提高采收率20 %。ZC 油田平均孔隙度27.1 %，平均渗透率1 394×10-3μm2，地下黏度26.83 mPa·s，水驱采出程度37%，综合含水96%。2018年建成了3 注7 采的小井距CO2复合驱井网（图5），测定其混相压力35.9 MPa，地层压力16.6 MPa，为非混相驱。经多段塞气水交替注入，受效油井平均含水降低20.8 %，单井日增油6.9 t，区块日产油量由10 t上升至最高32 t，综合含水率从96%下降至91%，方案提高采收率11 %。基于中高渗油藏，以CO2结合调驱剂、表活剂等化学剂的复合驱技术，正成为当前CO2驱的研究热点[21-22]。

图5 ZC油田井位部署Fig.5 Well location of ZC Oilfield

除上述开发模式外，CO2驱应用技术仍在不断发展，如CO2混相压裂技术[23]、层内自生CO2提高采收率技术[24]等都取得了一定的效果。

2 CO2驱经济效益评价

2.1 评价原则及方法

三采方案能提高低品位储量动用程度，其经济评价方法至关重要，事关油藏开发经营效益及方案决策，一般将净现值（NPV）、内部收益率（IRR）和投资回收期（PP）等参数作为项目评价的关键指标[25]。苏北CO2驱在低油价时期达到了盘活存量资产、控水稳油增产、摊薄固定成本的效果，加强关注增量收入扣除增量成本后的边际效益对消化固定成本的贡献，即不考虑采油井、注入井的历史资产负担，仅考虑CO2驱方案配套的注采井网完善和地面系统增量投资[25-26]，评价结果选取静态现金流量、投入产出比、内部收益率、边际效益经济极限油价等指标，以反映项目经济效益及其对原油价格的敏感性。式（1）为苏北CO2驱项目NPV计算公式：

其中：M=Qo×Fs×Po

C=Cc+Co+Vc=Qc×ACc+Qo×Fs×Aco+VC

T=Ts+Tz+Tt+Tc+Ty

I=Iz+Id

式中：NPV为项目财务净现值，元；n0，n1分别为项目建设期及项目评价年限，a；M为产品收入，元；C为项目总成本，元；T为总支出税费，元；I为总投资成本，元；Qo为原油增量，t；Fs为商品率；Po为原油价格，元；Cc为注气成本，元；Co为增量原油运行成本，元；VC为作业等可变增量成本，元；Qc为注气量，t；ACc为每吨气注入成本，元；ACo为增量原油单位运行成本，元；Ts、Tz、Tt、Tc、Ty分别为附加税中的所得税、资源税、特别收益金、城建税、教育税，各项税率选取企业实际税率；Iz为钻井投资成本，元；Id地面工程投资成本，元。

2.2 油藏应用效果评价

2.2.1 低渗油藏混相驱

ZJD 油田为深层低渗—特低渗油藏，注水压力30 MPa 以上，弹性开发后转CO2驱开发，采取顶部及中部注气井网。评价期（2013—2019年）累计注入CO2气9.08×104t，增油3.22×104t，销售均价60 美元/桶，注气成本为321 元/t，吨油运行成本475 元条件下，静态现金流入4 010 万元，净现值2 476 万元，内部收益率52.8%。经测试ZJD 油田气驱边际效益极限油价为35 美元/桶，其销售价格与净现值（基准收益率8%）、内部收益率的关系见图6。

图6 ZJD油田CO2驱经济效益评价Fig.6 Evaluation of economic benefit of CO2 flooding in ZJD Oilfield

2.2.2 低渗高含水油藏气水交替

TN 油田为低渗高含水油藏，长期开发后水驱效果变差，采出程度仅13.7 %，单井日产油量1.7 t，综合含水79 %。通过气水交替驱，评价期累计注入CO2气9.80×104t，增油2.31×104t，销售均价56.5 美元/桶，注气成本251 元/t，吨油运行成本728 元条件下，静态现金流入1 765 万元，净现值301 万元，实际内部收益率14.0%。该油田气驱边际效益极限油价为52 美元/桶，其销售价格与净现值（基准收益率8%）、实际内部收益率的关系见图7。

图7 TN油田CO2驱经济效益评价Fig.7 Evaluation of economic benefit of CO2 flooding in TN oilfield

2.2.3 中高渗双高油藏CO2复合驱

ZC 油田垛一段高渗油藏经长期水驱后，呈现高含水率高采出程度特征。在Z18、CZ8 等4 个井组开展了CO2复合驱，2 a 内注入CO2共1.37×104t，增油0.86×104t，销售均价64 美元/桶，吨气注入成本851元，吨油运行成本414元条件下，静态现金流入1 064万元，内部收益率45.4%。该油田CO2复合驱边际效益极限油价为37美元/桶。

2.2.4 致密油藏水平井CO2异步吞吐

JN 油田平均渗透率小于1×10-3μm2，为致密油藏，水平井多段压裂开发，无注入井，因能量缺乏，单井日产油量仅1.3 t，采出程度6%。为此开展CO2吞吐，其中J2-1HF、J2-2HF 两井多轮次吞吐共注入CO20.65×104t，增油0.82×104t，销售均价54美元/桶，CO2注入成本503 元/t，在吨油运行成本663 元条件下，静态现金流入1 143万元；油田CO2异步吞吐边际效益极限油价为23 美元/桶，多个矿场试验表明此类吞吐平均成本为19～28美元/桶[27]。

2.2.5 稠油油藏CO2复合吞吐

XB油田为稠油油藏，地面原油黏度6 032 mPa·s，油层厚度7～10 m，底水活跃，无水采油期短，投产4 个月后就造成底水锥进，综合含水达89%，采出程度仅2.4%。通过实施CO2+降黏剂复合吞吐技术，在XB1P1 等4 口油井累计注入CO2气0.95×104t，增油0.45×104t，销售均价50 美元/桶，注气成本309 元/t，吨油运行成本635 元条件下，静态现金流入452 万元，油田CO2复合吞吐边际效益极限油价为28 美元/桶。

2.3 开发效益总结及影响因素分析

影响边际经济效益的关键参数有销售价格、吨气注入成本、吨油运行成本、注气量、增油量，综合表现在3个方面。

一是吨气注入成本及吨油运行成本直接受气源供应方法、现场压注方式、举升处理工艺等因素影响，吨气注入成本或吨油运行成本高，则对应边际效益极限油价高。对比ZC 及XB 油田矿场换油率、吨气注入成本、边际效益极限油价等参数，ZC油田吨气注入成本为XB 油田的2.75 倍，其矿场换油率为XB油田的1.32 倍，注气成本投入比例远高于换油率比例，高成本投入是导致ZC 油田矿场实际边际效益极限油价高于XB油田的主要原因。

二是销售价格与经济效益正相关，但销售价格不影响边际效益极限油价，当销售价格高于边际效益极限油价时，现金流入，有效益，反之则无效益，在实践中五种油藏类型边际效益极限换油率均低于实际换油率，具备CO2驱实施条件。

三是注气量及增油量的影响，综合反映到换油率上，换油率大小与油藏类型、开发技术政策息息相关，在不同类型油藏、不同开发技术、不同开发阶段均有差异（表2）。首先是从储层物性上而言，中高渗油藏换油率优于低渗油藏和稠油油藏，物性好的油藏CO2驱产量高；其次从开发技术上讲，吞吐方案换油率总体优于驱替方案，有利于挖潜近井地带剩余油，适合应用在井网不完善和封闭断块油藏，但与驱替相比增油量少，不利于大幅提高采收率；最后从开发阶段上分析，低含水阶段实施CO2驱后的换油率优于高含水阶段，低渗低含水油藏适合开展CO2驱，二次采油效果佳。

表2 不同类型油藏CO2驱开发效果及经济指标Table 2 Development effect and economic index of CO2 injection in different types of reservoirs

换油率越高经济效益越好，对应边际效益极限油价越低；上述5 种类型油藏在吨气注入成本、吨油运行成本、销售价格（60 美元/桶）一致的条件下，换油率直接反映了边际效益（表2）。油藏类型不一致，换油率不一致，成本不一致，边际效益极限油价也不一致；油价高于25 美元/桶时，在封闭小断块、无注采对应的油井可实施CO2吞吐；油价高于35美元/桶时，在低渗低含水油藏、中高渗高含水油藏可实施CO2复合驱，优先在高渗油藏实施；油价高于50 美元/桶时，在低渗高含水油藏可开展水气交替驱，动用孔隙末端剩余油。