苏北盆地江苏油田CO2驱油技术进展及应用

2024-03-08唐建东王智林葛政俊

油气藏评价与开发 2024年1期

唐建东，王智林，葛政俊

（1.中国石化江苏油田分公司，江苏扬州 225009；2.中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州 225009）

在中国“双碳”行动不断推进的大背景下，CCUS（碳捕集、利用与封存）技术由于其可实现大规模碳减排的特殊优势，重要性日益凸显。而对于油田企业而言，CCUS 技术在实现有效碳封存的同时，还可提高油藏采收率，对油田稳产及经济创效起到显著效果，正成为未来油田转型发展的重要技术支撑[1-4]。注CO2驱油具有溶解膨胀原油、降低原油黏度、改善储层渗透率、蒸发萃取轻质组分等独特机理[5-6]，对不同类型的油藏进一步提高采收率具有良好的适应性。从油田的开发形势来看，尤其是陆上的东部老油田，新发现储量劣质化日益加剧，稳产上产难度不断加大，致密油、页岩油等非常规油藏由于技术及效益上的一些制约，还难以迅速成为油田稳产的支柱。因此，复杂断块油藏、特超稠油油藏等“边际储量”的高效开发仍应予以足够重视[7-9]。以江苏油田为例，江苏油田是典型的“复杂断块”油田，地下具有“小、碎、贫、散、窄”的地质特点[10]；油藏规模小，每个储量单元不足30×104t，构造破碎，共308个含油断块发育主要断层近1 000 条；资源丰度低，平均含油丰度仅3.23×104t/km2；含油层位散，分布广，有842 个储量单元分布于11套含油层系；窄条状油藏多，44%储量含油带宽度小于400 m；地面上湖荡众多，河网密集。因此，探索适应这种复杂地质及地面特点的注气模式及配套工艺是实现苏北盆地注CO2提高采收率技术攻关的关键方向。总结了江苏油田CO2驱油技术的发展历程、CO2驱油技术的进展情况与矿场试验及应用效果，提出了CO2驱技术的下步发展方向，为形成适应于复杂小断块油藏特点的CO2驱开发模式和技术系列、支撑CO2驱油规模化应用提供理论参考及借鉴。

1 技术发展历程

苏北盆地江苏油田注CO2工作先后经历了技术探索、扩大试验、规模推广3个阶段。

1）技术探索阶段（1995—2014年）：从1995年起，开展了71 井次的CO2吞吐技术应用，总注气量1.66×104t，增油量1.56×104t。在此基础上，1998年起在富14 断块开展高渗高含水油藏CO2水气交替混相驱试验，共计注气量1×104t，注水量2.4×104m3，实现增油量0.75×104t，换油率0.75。通过试验验证了复杂断块油藏CO2驱技术适应性，初步探索了小断块油藏CO2驱技术。后因气源等问题，注CO2技术现场试验暂缓。

2）扩大试验阶段（2015—2018年）：江苏油田先后在花26、邵23、马38 等多种类型低渗透、低采收率油藏实施了混相驱、非混相驱、段塞驱等不同技术的先导试验，取得较好的效果，阶段累计注气量2.34×104t，增油量1.22×104t。

3）规模推广阶段（2019年至今）：重点围绕“花沙瓦”“马邵联黄”2 个CCUS 集中示范区带开展CO2驱推广应用，实施规模逐年上升。现有注气单元24个，覆盖储量1 645.2×104t，注气井43 口。累计注入CO2量30.34×104t，累计增油量9.83×104t，正逐步成为江苏油田增储上产的重要支撑。

2 复杂断块油藏注气开发模式

复杂断块油藏具有断裂系统复杂、构造破碎、油藏形态、规模差异大的特点，因此对适宜的井网形态及开发模式提出差异化的要求。针对江苏油田已开发储量，划分了复杂断块油藏典型类型。针对江苏油田4类典型油藏关键问题，尤其针对窄条带和极复杂2类复杂断块油藏，优化注气方式、驱替介质、注气部位等，探索形成了具有小断块油藏特色的4种注气模式（图1）。

图1 复杂断块油藏典型类型划分及开发模式Fig.1 Classification and development models of typical types of complex fault block reservoirs

具体来说，主要针对弹性开发窄条带、水驱开发窄条带、极复杂断块（有井网）、单干井4种类型，分别形成了“仿水平井”重力稳定驱、气顶边水双向驱、驱吐协同、“CO2+吞吐”的4种模式。

2.1 “仿水平井”重力稳定驱模式

窄条带油藏是复杂断块的主要组成类型[11]，在复杂断块油藏中的储量占比可达40%。其油藏形态为条带状展布，含油条带宽度往往在400 m 以内，油藏长度与宽度比值一般大于4。弹性开发窄条带油藏往往因储层物性差，存在注水困难问题。在开发初期，通过人工压裂的手段改造储层孔隙结构及流体流动能力，提升单井产能；但压裂后的双重孔隙介质对气驱开发方式提出新的挑战。裂缝介质的流动系数高，会加剧气体的单向窜流，迅速形成油井气淹，严重影响气驱的波及效果及提高采收率[12]。因此，分别研究注采高低部位及注采井分布形成最优模式。首先基于窄条带油藏典型机理模型，分别对比了高注低采排状注气、高注低采间隔注气、低注高采排状注气3种模式的开发效果，由图2可知，高注低采排状注气采收率最高，其次为高注低采间隔注气，低注高采排状注气采收率最低。分析认为，采用高注低采方式注气可最大限度发挥CO2气体与原油的密度差异，一方面在油藏高部位形成聚集的连续气相，延缓由黏滞力及不利的流度比引起的气相指进；另一方面在微观孔隙内，CO2在重力和毛管力的共同作用下溶胀原油并挤占孔隙空间，增大原油排替比例，从而增加最终的波及效率及洗油效果[13]。

图2 窄条带油藏不同注气模式开发效果对比Fig.2 Comparison of development effects of different gas injection modes in narrow strip reservoirs

在重力稳定驱的基础上提出“仿水平井”重力驱模式，将压裂的不利因素作为增强气驱波及范围的有利因素。该模式用高注低采排状“仿水平井”注气，使得高部位首先形成连续“气墙”，增大窄条带的波及宽度，然后在重力、毛管力及黏滞力共同作用下，气相对原油构成指向油藏低部位的合力，形成稳定油气界面并推动原油向采油井流出。机理模型研究表明，相比未实施压裂的常规储层，“仿水平井”注气将人工裂缝由不利因素变为有利因素，进而将井间渗流变为缝间渗流，显著增大流线强度及气驱的波及体积，有效延缓裂缝型油藏的气窜时间（图3）。

图3 常规注气及“仿水平井”注气流线分布Fig.3 Streamline distribution of conventional gas injection and simulated horizontal well gas injection

2.2 气顶边水双向驱模式

水驱开发后窄条带油藏相对储层物性较好，具备一定的注水能力。但经过注水开发后，主要的剩余油包括井间“水洗区”剩余油及高部位“阁楼油”[14]，而现有实践表明，继续实施水驱开发会形成注入水的无效循环，对以上2类剩余油的挖潜及整体采收率的提升效果甚微。针对该类窄条带，提出通过高部位注气、边部注水，形成气顶边水双向驱模式（图4）。

图4 气顶边水双向驱模式示意图Fig.4 Schematic diagram of the two-way flooding mode of gas-cap edge-water reservoir

该模式将顶部CO2驱和边外水驱组合起来，同时起到提升储层压力水平和剩余油动用效果的双重作用。高部位注气利用气油两相的密度差达到延缓前缘窜进效果，CO2建立人工气顶并置换阁楼油[15-16]；边外注水的水相受重力作用形成向下作用力，减缓水相的指进，同时水相可控制油气界面的运移[17]。水驱和气驱共同提升油藏压力水平，进一步提升气体对井间剩余油的洗油效率。结合室内物理模拟及数值模拟表明，双向驱的增油机理主要包括：控制油气界面运移、重力分异、气顶膨胀及抽提原油组分。例如，不同储层物性条件下，双向驱及单一气驱的室内物理模拟表明，不管对于何种级别储层，相同渗透率下，双向驱中油气前缘运移速度均明显慢于单纯注气驱，验证了双向驱显著控制油气界面运移速度的作用。且渗透率越高，后期气窜现象越严重，双向驱对于油气界面运移的控制作用越显著（图5）。

图5 气驱和双向驱的油气界面运移速度Fig.5 Oil and gas interfacial transport velocities for gas flooding and bi-directional flooding

2.3 驱吐协同模式

极复杂断块油藏为微型构造，储量规模极小，往往只有20×104t以下。由于含油面积小，往往仅部署一注一采井网，导致注采井对断块的储量控制不足。高部位的“断棱油”及采油井远端的“角隅油”储量占比可高达40%以上，采用现有的水驱及常规模式气驱难以有效动用这2类剩余油。因此，提出驱吐协同开发模式，其特点为“异井异步、接替注采”，即先是一口井注气提压、闷井，后是另一口井生产，然后2口井接替实施注入和采出过程（图6）。从微观角度分析，在注气阶段，气体驱替大孔道和主裂缝中原油，而焖井阶段气体不断扩散、置换近井地带更小孔隙或微裂缝中的原油，再通过注采接替循环，采出井间和井周剩余油，同时发挥驱替与吞吐的作用。

图6 驱吐协同模式机理示意图Fig.6 Schematic diagram of the mechanism of synergy between CO2 flooding and huff-n-puff

结合长岩心驱替及微观可视化实验发现，驱吐协同相比连续气驱对井间以及井周波及范围均有明显扩大，同时可以提升最终的原油采出效果（图7）。此外，新探明的低品位储量中，在含油边界不明确条件下，考虑经济风险往往也只能部署少量开发井，也为驱吐协同模式提供了更广阔的应用场景。表明通过保持混相压力以上的注采耦合，产生“激荡”效应可以有效提升2类剩余油的动用程度，进而提升最终采收率。

图7 连续气驱及驱吐协同模式气体波及范围Fig.7 Gas sweep range of continuous gas flooding and flooding and exhalation collaborative mode

2.4 “CO2+吞吐”模式

水平井相比直井具有泄油面积大、供液能力强等特点，但采用衰竭开发或者水驱开发后的水平井，往往有大量的剩余油富集，需要寻找有效的挖潜对策。大量的研究及现场试验表明，CO2吞吐对水平井具有较好适应性。提出的“CO2+吞吐”模式主要是指“CO2+水平井”模式及“CO2+降黏剂”的复合吞吐模式，主要目的是解决低效水平井的挖潜难题。利用水平井的优势，增大CO2同原油的接触面积及作用时间，通过“CO2+降黏剂”协同降低原油界面张力，增强原油流动性，增加返排阶段原油的产出幅度。立足江苏油田实际，划分了低产液、高含水及稠油3 种低效水平井类型，分别建立分类吞吐模式及吞吐参数设计模板。主要的技术攻关是通过改进水平井CO2吞吐注入量计算的椭圆柱体模型，如式（1），从而解决了吞吐注气量快速准确计算的问题，大幅提升参数设计精度及方案编制速度[18]。先后开展了3 种类型低效水平井的吞吐试验，均取得较好效果，实施效果如表1所示。下一步也将继续实施6 口水平井的吞吐方案，通过实践不断完善技术政策模板，指导规模化推广应用。

表1 苏北盆地江苏油田3种类型水平井CO2吞吐实施效果Table 1 Application effects of CO2 huff-n-puff implementation in three types of horizontal wells in Jiangsu Oilfield of Subei Basin

式中：Minj为CO2注入量（地面液态），单位t；Iv为经验系数，取值0.04；H为注气层位厚度，单位m；D为水平井注入CO2的水平方向波及半径，单位m；L为水平井钻遇储层的长度，单位m；φ为孔隙度；ρ为地层超临界态气体密度（查询密度表取值），单位kg/m3；So为气驱波及区的平均含油饱和度；fw为含水率。

3 现场实践及效果

2019年以来，江苏油田基于复杂断块气驱模式研究及配套工艺攻关，开展了多项CO2驱现场试验。选取2 种不同类型的代表性油藏，分别为花26 断块“仿水平井”重力稳定驱试验及杨53断块气顶边水双向驱试验。

3.1 花26断块“仿水平井”重力稳定驱试验

花26 断块属于未注水低渗窄条带油藏，断块位于苏北盆地高邮凹陷，油层深度为3 060～3 220 m，原始地层压力为34.28 MPa，原始地层温度为111.7 ℃，细管实验测得CO2与原油体系的最小混相压力为29.5 MPa。储层属于低孔特低渗，平均孔隙度为15.7%，平均渗透率为2.6×10-3μm2；原油为常规稀油，地下原油黏度为1.24 mPa·s。区块整体注水困难，试注井注入压力在35 MPa以上，难以实施水驱开发。衰竭开发后采出程度仅有5.3%，并且全区压力水平系数仅有0.58，亟须寻找有效的开发方式。区块内采油井全部经小规模压裂后投产，采用气驱开发也需要重点考虑控窜。2017年3月，依照方案设计，分步实施6 口井注、13 口井采的CO2混相驱油试验。除一口断层边缘油井外，顶部油井转为注气井，形成“仿水平井”重力驱井网（图8）。注入前期阶段油井关井，2018年5月油井恢复生产。截至目前，花26 断块共注入液碳量4.57×104t，累计增油量3.58×104t，换油率0.78，阶段提高采出程度2.61%，因油藏短期衰竭开发后即转为注气开发，目前总采出程度仅为8.52%，分析仍处于气驱见效前期阶段。同时，在气驱实践中，通过均衡驱替、动态调控，气驱前缘平稳推进，该块实施CO2驱9年，目前13 口在产油井中，仅有1 口油井CO2含量达到80%，为近气窜阶段，2 口油井CO2含量处于20%～60%的前缘突破阶段，其余油井均未见气，验证了该模式对气窜的良好控制作用。

图8 苏北盆地花26断块顶面构造图及注气井网部署Fig.8 Tectonic map of top surface of Hua-26 fault block in Subei Basin and gas injection well network deployment

3.2 杨53断块气顶边水双向驱试验

杨53 断块为短期注水开发后的窄条带油藏，整体上部署三排井，地层倾角15°～26°，储层平均渗透率为17×10-3μm2，属中孔-低渗储层，储量规模相对较小，注气目标层系储量为22.5×104t。采出程度仅有1.7%，低部位注水井注入压力高，注水量仅10 m3/d，且没有见到明显注水效果。2 口新井投产后产量就逐步下降，没有有效的能量补充方式。为此，采用2 口注4 口采的井网实施CO2气水双向驱（图9）。2020年12月实施双向驱，杨X53 井注气，注气速度25 t/d，杨53-3井注水，注水速度30 m3/d。截至目前，累计注气量0.52×104t、注水量1.6×104m3，共有4 口油井生产，4 口井先后见到驱替效果，日产油量由注气前3.5 t/d 上升至11.7 t/d，阶段增油量1 768 t，目前试验仍在实施过程当中。同时，储层压力在双向驱作用下有效提升，原油组分的跟踪取样结果表明，原油中轻到中质组分在双向驱初期即发生明显抽提作用，且相比双向驱前原油组分明显变轻。数模跟踪评价表明：由于采取了水气协同与注水段塞控窜，该块油气、油水前缘均匀推进，2个界面形成协同驱油作用，且4口油井均未发生气体突破，证明了双向驱的提高采收率及延缓气窜能力，预计提升最终采收率11.3%。

图9 苏北盆地杨53断块CO2气顶边水双向驱井网Fig.9 Bi-directional drive well network of CO2 gas top and edge water in Yang-53 fault block,Subei Basin

4 下步攻关方向

通过江苏油田多种类型复杂断块油藏的CO2驱油技术探索与实践，技术应用同步实现了提高采收率及碳封存作用。典型单元的增产幅度显著，但仍存在原油混相压力高、实现混相难，少数单元见效方向性强、气窜速度快，井筒、地面工艺配套，CO2气源成本高等瓶颈，一定程度制约了技术的应用规模。在“双碳”背景下，下一步将以驱油埋存相协同，以近混相驱、混相驱为主要方向，以水气协同控窜为技术手段，深化基础理论研究，攻关提升驱油封存模式，完善提升配套工艺，降低项目成本，实现CO2驱的规模化、效益化推广，助力绿色低碳发展。

下一步在复杂小断块CO2驱油藏工程方面需要系统完善，持续推进复杂断块油藏CO2驱油模式研究，深化驱吐协同模式的技术政策优化方法研究，开展多井排条件逐排下返重力稳定驱模式及不规则井网压裂油藏重力驱模式研究。实验揭示中高含水油藏气油接触动用机理及三相运移规律，开展气水组合作用油藏提压方法及技术参数优化，为复杂断块油藏的CO2技术推广提供理论指导。攻关页岩油注CO2接触动用机理，研究“断块型”页岩油CO2吞吐、驱替模式，尽快形成页岩油能量及产量接替技术。基于驱油封存情景，开展驱油封存多指标综合评价方法，配套形成驱油封存最优模式。前瞻性开展盐水层碳封存潜力评价方法、大规模封存模式等研究，提前开展技术先导试验，为未来百万吨级以上的示范工程建设形成技术储备。