彭松水（中石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東 博興 256504）

CO2混相驅(qū)采油是提高采收率技術(shù)的發(fā)展方向之一，具有較高的開發(fā)價值和廣闊的應用前景［1，2］。勝利正理莊油田屬于特低滲透油藏，儲層薄、物性差，平均孔隙度13.9%，滲透率0.43～7.2mD。依靠彈性能量開發(fā)則壓力下降快，產(chǎn)量遞減快，但采出液含水少，適合開展CO2混相驅(qū)采油［3，4］，2008年開展了CO2驅(qū)油試驗。該區(qū)塊采用五點法、注采井距230～350m的面積井網(wǎng)實施CO2驅(qū)開發(fā)，目前開采油井16口，日產(chǎn)液水平50.7t，日產(chǎn)油水平48.1t，綜合含水5.4%；開注氣井9口，日注水平146t，平均單井日注水平16.3t，已累計注氣8.28×104t，平均單井累積注氣0.92×104t，注采比1.8。按照指數(shù)遞減，區(qū)塊已累計增油2.2×104t，提高采收率1.25%，實際驅(qū)油效率達到每4tCO2可以驅(qū)出1t原油。實施CO2驅(qū)油以來效果明顯，但氣竄現(xiàn)象嚴重，氣竄已成為制約CO2驅(qū)增油的主要因素。通過采取波動注氣、間開間注、控制注入速度等多種方法有效地抑制了氣竄，提高了CO2驅(qū)油的開發(fā)效果，為特低滲透油藏CO2驅(qū)氣竄治理提供了較好的實踐經(jīng)驗。

1 特低滲透油藏CO2驅(qū)氣竄特征分析

從現(xiàn)場驅(qū)油試驗效果來看，周圍一線井全部見效，見效率為100%，其中有5口井氣竄，占60%。數(shù)值模擬研究表明油井是否氣竄主要從油井的生產(chǎn)規(guī)律、氣油比變化情況和采出氣組分來確定［5，6］。從油井的生產(chǎn)規(guī)律來看，氣竄油井產(chǎn)量呈突然性的線性遞增規(guī)律，油井無穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量上升后迅速下降；從氣油比變化規(guī)律來看，油井氣油比急劇上升，數(shù)值模擬計算當氣油比大于200m3／m3時，氣體首次突破地層原油；而后氣油比繼續(xù)上升突破井底，達到頂點時，氣油比與油井產(chǎn)量均上升至最高，后氣油比也開始下降，但下降幅度不大，氣竄的嚴重程度與氣油比的大小呈正比關(guān)系［7］；從采出氣組分來看，氣竄后CO2體積分數(shù)上升，一般穩(wěn)定在50%以上且無下降趨勢。如高891－7井氣竄前氣油比一直穩(wěn)定在80m3／m3左右，后氣油比在12個月內(nèi)上升至516m3／m3，產(chǎn)量在氣竄前呈遞減趨勢至10.6t，氣竄后5個月內(nèi)產(chǎn)量上升至峰值15.9t，后產(chǎn)量下降至6t趨于穩(wěn)定，采出氣組分中CO2體積分數(shù)由氣竄前的10%上升至氣竄后的85%，如圖1所示。

圖1 高891－7井氣竄特征變化規(guī)律圖

2 特低滲透油藏CO2驅(qū)氣竄影響因素分析

從高89－1塊氣竄井的平面分布位置來看，CO2驅(qū)氣竄主要受儲層非均質(zhì)性、注采井距、裂縫方向、采出程度狀況及注入井投產(chǎn)方式、注氣速度的影響。

1）儲層非均質(zhì)性影響 儲層的非均質(zhì)性使溶劑前緣以不穩(wěn)定的狀態(tài)、不規(guī)則的指進方式穿入原油，使氣體過早突破，降低驅(qū)油效率。從高89－1塊滲透率分布來看，平面非均質(zhì)性強，高89－11區(qū)域儲層物性較好，導致高89－11井在注氣見效4個月后就氣竄。

2）注采井距的影響 當注采井距過大時，油氣井建立不起有效的驅(qū)替壓差；注采井距過小，油井容易過早氣竄。通過數(shù)值模擬表明高89－1塊合理的注采井距為350m，因此當注采井距小于350m時易出現(xiàn)氣竄，見氣時間早晚跟注采井距呈正相關(guān)的關(guān)系。高89S1井組注采井距330m，見效后4個月開始見氣，見氣后產(chǎn)量下降但幅度較緩；高89S3井組注采井距280m，見效后30d開始見氣，隨后產(chǎn)量下降快。

3）裂縫方向的影響 從高89－1塊油井的見效特征來看，裂縫方向上的油井易與氣井形成優(yōu)勢通道，使油井見效快，見氣早，氣油比上升快，易產(chǎn)生氣竄。非裂縫方向上的油井見效慢，見氣晚，不易氣竄。

4）采出程度的影響 采出程度較高時累計虧空大，地層壓力保持水平降低。當?shù)貙訅毫Φ陀谧钚』煜鄩毫r，地層原油呈近混相或非混相狀態(tài)，氣體容易早期突破，產(chǎn)生氣竄。當?shù)貙訅毫Ω哂谧钚』煜鄩毫r，地層原油與CO2實現(xiàn)混相，氣體突破時間晚，氣竄時間晚。從高891－7井的氣竄規(guī)律來看，井區(qū)采出程度高，地層壓力低于最小混相壓力，屬非混相狀態(tài)。注氣見效后2個月見氣。

5）注入井投產(chǎn)方式的影響 從高89－1塊不同注入井投產(chǎn)方式對應的生產(chǎn)井氣竄情況統(tǒng)計結(jié)果來看，壓裂規(guī)模越大，油井見氣越早，氣油比越高，氣竄越嚴重；壓裂規(guī)模越小或不壓裂，油井見氣時間晚，氣油比較低。如高89－4井采用大型壓裂投注，對應的2口油井都早期氣竄，氣油比高；高89－17井未壓裂、高89－16井小型壓裂均能較好地滿足配注要求，對應的油井見氣時間晚，氣油比低。具體見表1。

表1 不同注入井投產(chǎn)方式對應油井氣竄情況統(tǒng)計表

3 特低滲透油藏CO2驅(qū)氣竄治理措施

國內(nèi)油田開展CO2驅(qū)的單元不多，在CO2驅(qū)氣竄治理方面的現(xiàn)場實踐較少。采用泡沫調(diào)堵體系治理氣竄是最有效的方式，但由于采出液還有少量水而使管線對防腐工藝要求高，實施難度大；因此探索采用動態(tài)調(diào)配的方式減緩氣竄。

1）波動注氣減緩氣竄 高891－7井及高89－1井由于采出程度高、裂縫方向的影響氣竄現(xiàn)象嚴重，為有效控制氣竄，對應的高89－4井、高89－16井采用波動注氣的方式，波動周期分別由10、15、20d進行調(diào)配，日配注量為20t。波動注氣后發(fā)現(xiàn)高891－7井與高89－1井主要來氣方向為高89－16井，同時波動周期為15d最優(yōu)，因此單獨對高89－16井采用波動注氣，3個周期后，發(fā)現(xiàn)高891－7井與高89－1井的氣油比降低，產(chǎn)量下降速度減緩，使氣竄現(xiàn)象得到了抑制。

2）間開間注增油效果明顯 通過波動注氣雖然能有效地減緩氣竄，但不能抑制產(chǎn)量遞減。為此現(xiàn)場又探索了間開間注的調(diào)配方式。在高89－11井區(qū)對應的油氣井采用間開間注的方式：開氣井停油井，開油井停氣井，停井周期為20d。2個周期以后，高89－11井產(chǎn)量開始緩慢回升，產(chǎn)量由停井前的1.3t上升到開井后的2.4t，地層能量得到恢復。

3）控制注入速度減緩氣竄 CO2注入速度過低，難以維持地層壓力，達不到混相驅(qū)的效果；太高將使氣竄加劇，影響開發(fā)效果。通過數(shù)值模擬計算高89－1塊合理的注氣速度為20t／d，初期以2.0的注采比恢復地層能量，當?shù)貙訅毫Υ笥谧钚』煜鄩毫?，?.5的注采比生產(chǎn)。通過上述3種動態(tài)調(diào)配方式的實踐，現(xiàn)場表現(xiàn)為可有效地控制氣竄，平均單井增油0.8t，效果明顯。在新區(qū)還可以通過放大注采井距、控制壓裂規(guī)模、氣水交替等方式減緩氣竄，提高油藏采收率。

4 結(jié)論與認識

1）高89－1塊現(xiàn)場試驗表明，CO2驅(qū)氣竄特征主要表現(xiàn)為氣油比急劇上升，油井產(chǎn)量上升，有較短或無穩(wěn)產(chǎn)期，采出氣組分中CO2體積分數(shù)大于50%。

2）CO2驅(qū)氣竄主要受儲層非均質(zhì)性、注采井距、裂縫方向、采出程度狀況及注入井投產(chǎn)方式的影響。

3）通過波動注氣、間開間注、控制注氣速度等動態(tài)調(diào)配的方式可以有效地控制氣竄，提高氣驅(qū)效果，平均單井增油0.8t。

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