張本艷,黨文斌,王少朋,何學(xué)文

(中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

?

鄂爾多斯盆地紅河油田長8儲層致密砂巖油藏注CO2提高采收率

張本艷,黨文斌,王少朋,何學(xué)文

(中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

鄂爾多斯盆地紅河油田地層壓力系數(shù)低，天然能量開發(fā)遞減較快、采收率低，難以實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)。而長8儲層裂縫較發(fā)育，注水補(bǔ)充能量開發(fā)存在油井水竄嚴(yán)重、見效低等問題。為了解決補(bǔ)充能量的問題，進(jìn)行紅河油田長8儲層注CO2提高采收率的可行性實(shí)驗(yàn)研究，室內(nèi)開展了PVT實(shí)驗(yàn)、最小混相壓力實(shí)驗(yàn)和裂縫巖心CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，并評價(jià)了CO2吞吐的開發(fā)效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：紅河油田原油注入CO2后體積增大，具有較強(qiáng)的膨脹能力。而且隨著混合體系壓力逐漸增大，原油與CO2能產(chǎn)生明顯的相互擴(kuò)散傳質(zhì)作用。長細(xì)管混相儀法測得紅河油田原油與CO2的混相壓力為17.34 MPa，低于紅河油田原始地層壓力，注CO2驅(qū)油能達(dá)到混相條件。通過多輪次CO2吞吐實(shí)驗(yàn)，在彈性開發(fā)采收率4.04%的基礎(chǔ)上可提高采收率3.14%。綜合室內(nèi)可行性評價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果看,紅河油田長8儲層注CO2補(bǔ)充能量開發(fā)具有可行性。

CO2吞吐；補(bǔ)充能量；提高采收率；致密砂巖；延長組；鄂爾多斯盆地

紅河油田處于鄂爾多斯盆地天環(huán)向斜南端，受多期構(gòu)造運(yùn)動的改造，區(qū)內(nèi)斷裂發(fā)育。區(qū)內(nèi)主要含油層系為三疊系延長組長8油層，為典型的低孔、超低滲裂縫性砂巖儲層[1]。目前，大部分致密油藏都是在壓裂的基礎(chǔ)上依靠天然能量衰竭開采。然而，由于嚴(yán)重的毛細(xì)管效應(yīng)，一次采收率仍然很低。紅河油田2012年進(jìn)入水平井分段壓裂大規(guī)模開發(fā)階段，但是由于油藏物性差，含油性差，產(chǎn)量遞減快，天然能量開發(fā)效果不理想。截止到2015年底，紅河油田長8油層采收率僅1.81%。已經(jīng)開展的注水先導(dǎo)試驗(yàn)井組沿裂縫水竄、水淹現(xiàn)象十分嚴(yán)重，油井見效率低。

CO2具有降低原油粘度、膨脹原油體積、降低界面張力、溶解氣驅(qū)等特點(diǎn)，成為日趨成熟驅(qū)油技術(shù)，在常規(guī)油藏取得不少成功先例。國外早在1920年就有文獻(xiàn)記載，可通過注入CO2氣體的方法來采出原油[2]，2014年，美國注CO2驅(qū)油項(xiàng)目達(dá)到137個，其中混相驅(qū)項(xiàng)目128個，獲得成功的項(xiàng)目104個，成功率達(dá)81.25%[3]。滲透率為(1.3～123)×10-3μm2，儲層物性明顯優(yōu)于紅河油田致密砂巖油藏。我國從20世紀(jì)60年代初開始注CO2提高采收率技術(shù)研究，1965年首先在大慶油田開展了注CO2小規(guī)模的先導(dǎo)性試驗(yàn)，提高采收率7.8%，后來陸續(xù)在低滲透油藏、高含水油田、復(fù)雜斷塊、稠油油藏、碳酸鹽巖油藏及煤層氣等儲集層開展注CO2項(xiàng)目[4]?，F(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果顯示，提高采收率幅度為1.07%～6.00%，換油率為0.98～2.49 t/t。但用于提高致密油藏采收率的研究仍停留在室內(nèi)[5-9]，礦場實(shí)施鮮見報(bào)道[10-11]。本文開展了針對紅河油田長8致密油注CO2提高采收率機(jī)理研究，對CO2驅(qū)油過程中的相態(tài)特征、混相特征做了深入研究，并對注CO2驅(qū)油效果展開了評價(jià)，探索了紅河油田長8油藏注CO2補(bǔ)充能量開發(fā)的可行性。

1　區(qū)域概況

1.1油藏地質(zhì)特征

紅河油田長8油藏呈東高西低的單斜，油藏埋深為1 860～2 200 m。地層傾角小于1°，構(gòu)造對油藏?zé)o明顯控制作用，區(qū)內(nèi)發(fā)育北西向、北東向兩組大斷裂，并伴生大量裂縫。辮狀河三角洲前緣沉積是主要的沉積特征，水下分流河道、分流間灣微相，水下天然堤、水下決口扇為有利沉積微相。平均孔隙度為9.6%，平均滲透率為0.28×10-3μm2，原始地層壓力為21.4～22.8 MPa，壓力系數(shù)為0.69，地層溫度為71.73 ℃。儲層物性差，屬低孔隙度、特低滲透率油層[12]。

1.2油藏開發(fā)特征

壓裂投產(chǎn)后試油產(chǎn)量較高，初期平均單井日產(chǎn)油8 t以上，但投產(chǎn)后產(chǎn)量下降較快，生產(chǎn)1年后平均單井日產(chǎn)油4.8 t，生產(chǎn)2年后平均單井日產(chǎn)油1.36 t。油層束縛水飽和度高，不存在無水采油期和低含水期，投產(chǎn)初期平均綜合含水已達(dá)69.2%。油藏具有低滲透率與裂縫高滲透率存在的雙重性，目前已開展的注水補(bǔ)充能量試驗(yàn)井組水竄嚴(yán)重，油井水淹達(dá)60%以上，見效油井裂縫型見效特征明顯，長8油藏注水補(bǔ)充能量開發(fā)難度很大，因此需要探索新的補(bǔ)充能量方式[13]。

2　CO2驅(qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

在對注CO2驅(qū)油機(jī)理實(shí)驗(yàn)方法調(diào)研的基礎(chǔ)上[14]，開展了注CO2過程中流體相態(tài)變化規(guī)律、CO2與油水界面性質(zhì)、CO2與原油混相壓力測定及裂縫巖心CO2吞吐實(shí)驗(yàn)。初步獲得了紅河油田長8油層原油和CO2的作用機(jī)理，評價(jià)了CO2吞吐提高原油采收率效果，為明確紅河油田長8油藏注CO2開采機(jī)理、編制注氣先導(dǎo)試驗(yàn)方案提供了支持。

2.1注CO2過程中流體相態(tài)變化規(guī)律

相態(tài)變化規(guī)律研究是研究氣驅(qū)驅(qū)替方式、驅(qū)替機(jī)理的重要依據(jù)，在注CO2研究過程中非常重要。常規(guī)流體的相態(tài)測試通過PVT儀進(jìn)行，主要包括溶脹實(shí)驗(yàn)、多次接觸實(shí)驗(yàn)、多級脫氣實(shí)驗(yàn)和CO2注入量對油藏原油粘度的影響實(shí)驗(yàn)。

本次研究利用PVT實(shí)驗(yàn)裝置，采用紅河37井區(qū)原油，開展了注CO2前后原油相態(tài)變化實(shí)驗(yàn)，包括原油組成分析、單次脫氣實(shí)驗(yàn)，結(jié)果顯示，紅河油田原油屬于典型的黑油，C7+比例較高，達(dá)到63.75%。PV實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示，從中可以看出注氣前后原油相對體積隨壓力變化關(guān)系可以看出，隨著CO2的注入，流體泡點(diǎn)壓力升高，體積系數(shù)或者相對體積增大。在高于泡點(diǎn)壓力時，隨著壓力的升高，相對體積變化不大。在低于泡點(diǎn)壓力時，隨著壓力的升高，相對體積降低。在實(shí)驗(yàn)油樣體積下，在共計(jì)注入34.62 mL的CO2時，原油體積增大34%，說明紅河油田原油注入CO2后具有較強(qiáng)的膨脹能力。

2.2CO2與原油界面性質(zhì)

當(dāng)?shù)貙恿黧w在多孔隙介質(zhì)中流動時，除了巖石本身的屬性和潤濕性之外，界面張力、粘度和流速決定其滲流特性。降低界面張力可以減小殘余油飽和度，提高最終采收率。決定相對滲透率曲線形狀的一個重要因素是界面張力，當(dāng)界面張力為零時，殘余油飽和度為零，并且相對滲透率曲線變?yōu)橹本€。紅河原油與CO2接觸之后，需要一定的時間才可以達(dá)到穩(wěn)定的界面張力值，試驗(yàn)測得20 MPa下的界面張力值從最初的12 mN/m降到2 mN/m以下。為了分析體系壓力對原油在CO2中的擴(kuò)散作用的影響，進(jìn)行了不同壓力下原油與CO2接觸的試驗(yàn)(圖2)。

圖1　紅河油田原油注氣前、后PV關(guān)系實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.1　Pressure vs. volume of crude oil from Honghe oilfield before and after gas injection

圖2　紅河油田不同壓力下原油在二氧化碳中的擴(kuò)散作用Fig.2　Diffusion of Honghe oilfield crude oil in CO2 under different pressure

壓力為9 MPa時，圖2a看不出明顯的擴(kuò)散傳質(zhì)作用。壓力升高到12 MPa時，圖2b可以觀察到輕微的輕組分抽提溶解作用，但并不強(qiáng)烈。隨著壓力的進(jìn)一步升高，這種相互作用逐漸增強(qiáng)。壓力達(dá)到18 MPa時，圖2c中相互擴(kuò)散傳質(zhì)作用變得非常強(qiáng)烈，以上現(xiàn)象表明：壓力的升高，原油在CO2中的擴(kuò)散作用逐漸增強(qiáng)，這主要是因?yàn)榈蛪合翪O2可以萃取低分子量輕質(zhì)組分，隨著壓力升高，CO2能夠萃取的組分分子量逐漸增大。在CO2驅(qū)油過程中，隨注入壓力升高，更多的輕質(zhì)組分被CO2萃取抽提，即原油中更多組分與CO2實(shí)現(xiàn)混相，殘余的不能混相重質(zhì)組分會相應(yīng)減少，與CO2實(shí)現(xiàn)混相的組分很容易被從油藏孔隙中驅(qū)替出來，提高了原油的采收率。

2.3CO2與紅河原油混相壓力(MMP)測定

CO2與原油混相后，不僅能萃取和汽化原油中的輕質(zhì)烴，而且還能形成CO2和輕質(zhì)烴混合的油帶。油帶移動是最有效的驅(qū)油過程，能大幅度提高原油采收率[15]。因此，測定原油與CO2的混相特征對制定CO2提高采收率方案具有至關(guān)重要的作用。

為了更好的研究紅河油田原油與CO2的混相性質(zhì)，本次分別采用經(jīng)驗(yàn)公式法[16]、數(shù)值模擬法、界面張力法和長細(xì)管混相法評價(jià)紅河油田原油與CO2的最小混相壓力(表1)。從表中可以看出，采用經(jīng)驗(yàn)公式法預(yù)測的最小混相壓力結(jié)果偏差較大，采用數(shù)模方法和長細(xì)管混相儀法結(jié)果相差不大。其中界面張力消失法原理是CO2與原油一次接觸過程，其最小混相壓力為20 MPa左右；而長細(xì)管混相儀法原理是CO2與原油屬于多次接觸過程，其最小混相壓力為17.34 MPa左右。而相鄰西峰油田的MMP測定結(jié)果為19.14 MPa，與實(shí)驗(yàn)測定結(jié)果相近。紅河油田長8油層原始地層壓力為21.4～22.8 MPa，理論上，地層壓力達(dá)到原油與CO2的最小混相壓力，即此壓力下原油與CO2可以實(shí)現(xiàn)完全混相，可以大幅度提高采收率。

表1　不同方法預(yù)測的紅河原油與CO2的最小混相壓力結(jié)果Table 1　The minimum miscible pressure of Honghe oilfield crude oil and CO2 predicted by using different methods

2.4CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)采用長巖心驅(qū)替系統(tǒng)開展了裂縫性致密砂巖CO2驅(qū)油提高采收率機(jī)理研究。所用原油為HH37P62井復(fù)配油，氣油比40 ∶1，選擇滲透率相近的紅河油田巖心共18塊，其中9塊巖心進(jìn)行人工造縫，并加入陶粒支撐劑，樣品總長度為1 m，分別將含裂縫巖心和基質(zhì)巖心按照調(diào)和平均的方法拼接起來，裂縫巖心靠近注入端，巖心端面墊上濾紙，制成長巖心模型開展CO2吞吐試驗(yàn)。獲得了裂縫性致密砂巖巖心彈性開采和CO2吞吐驅(qū)油的原油采收率。

天然能量開發(fā)實(shí)驗(yàn)以原始地層壓力18 MPa為起點(diǎn)，逐級降壓，每級壓力降低2 MPa，最終壓力為10 MPa，模擬現(xiàn)場彈性開采過程。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3，隨著壓力的不斷下降，累積采收率不斷升高，最終彈性開采采收率為4.04%。CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)以地層壓力10 MPa為起點(diǎn)，共吞吐4輪次。每輪次注入CO2補(bǔ)充地層能量1.2倍，即12 MPa，燜井1 h，分兩級降壓開采至8 MPa，每級降壓2 MPa。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著吞吐輪次的增加，采出程度增幅逐漸降低，氣油比不斷升高，換油率逐漸降低，說明吞吐效果逐漸變差，4輪次吞吐在衰竭實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上累積采收率提高3.14%(圖4)，因此注CO2吞吐補(bǔ)充能量開發(fā)在紅河油田長8致密砂巖油藏是可行的。

為評價(jià)CO2驅(qū)油效果及在紅河油田補(bǔ)充能量的適應(yīng)性，在紅河油田12井區(qū)HH156井組開展了注CO2小井組試驗(yàn)。生產(chǎn)井HH12P71井日產(chǎn)油略有上升，含水率大幅下降，從63.2%降至25%。

圖3　紅河油田天然能量開發(fā)累積采收率與壓力關(guān)系Fig.3　Pressure vs. cumulative oil recovery of natural depletion in Honghe oilfield

圖4　紅河油田各吞吐周期累積采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.4　Cumulative oil recovery of all CO2 huff-an-puff cycles in Honghe oilfield

3　結(jié)論

針對紅河油田長8致密低滲儲層難以有效開發(fā)的實(shí)際情況，探索通過注CO2改善開發(fā)效果的可能性。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，紅河油田原油注入CO2后具有較強(qiáng)的膨脹能力，能降低紅河油田原油和CO2之間的界面張力，使紅河原油與CO2之間達(dá)到混相。細(xì)管法測得混相壓力為17.34 MPa。紅河油田長8致密砂巖油藏天然能量采收率低，采用CO2吞吐可提高3.14%的采收率，是有效的開發(fā)方式。

[1]尹偉,鄭和榮,胡宗全等.鄂南鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組油氣富集主控因素及勘探方向[J].石油與天然氣地質(zhì),2012,33(2):159-165.

Yin Wei,Zheng Herong,Hu Zongquan.et al.Main factors controlling hydrocarbon accumulation and favorable exploration targets for the Yanchang Formation in Zhenjing area,south Ordos Basin[J].Oil & Gas Geology,2012,33(2):159-165.

[2]高慧梅,何應(yīng)付,周錫生.注二氧化碳提高原油采收率技術(shù)研究進(jìn)展[J].特種油氣藏,2009,16 (1):6-12.

Gao Huimei,He Yingfu,Zhou Xisheng.Research progress on CO2EOR technology[J].Special Oil and Gas Reservoirs,2009,16(1):6-12.

[3]秦積舜,韓海水,劉曉蕾.美國CO2驅(qū)油技術(shù)應(yīng)用及啟示[J].石油勘探與開發(fā),2015,42 (2):209-216.

Qin Jishun,Han Haishui,Liu Xiaolei.Application and enlightenment of carbon dioxide flooding in the United States of America[J].Petroleum Exploration and Development,2015,42(2):209-216.

[4]羅二輝,胡永樂,李保柱等.中國油氣田注CO2提高采收率實(shí)踐[J].特種油氣藏,2013,20 (2):1-7.

Luo Erhui,Hu Yongle,Li Baozhu,et al.Practices of CO2EOR in China[J].Special Oil and Gas Reservoirs,2013,20(2):1-7.

[5]沈平平,陳興隆,秦積舜.CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)壓力變化特性[J].石油勘探與開發(fā),2010,37 (2):211-215。

Shen Pingping,Chen Xinglong,Qin Jishun.Pressure characteristics in CO2flooding experiments[J].Petroleum Exploration and Development,2010,37(2):211-215.

[6]樊建明,張慶洲,霍明會等.超低滲透油藏注CO2開發(fā)方式優(yōu)選及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2015,30 (5):37-42.

Fan Jianming,Zhang Qingzhou,Huo Minghui et al.Laboratory study on optimization of CO2injection development ways of ultra-low permeability reservoirs[J]Journal of Xi’an Shiyou University(Natural Science Edition),2015,30(5):37-42.

[7]尚寶兵,廖新維,盧寧，等．CO2驅(qū)水氣交替注采參數(shù)優(yōu)化—以安塞油田王窯區(qū)塊長6油藏為例[J].油氣地質(zhì)與采收率,2014,21 (3):70-72.

Shang Baobing,Liao Xinwei,Lu Ning et al.Optimization design of Injection and production parameters for water-alternating CO2flooding:A case study of Chang 6 Reservoir of Wangyao Block in Ansai Oilfield[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2014,21(3):70-72.

[8]祝春生,程林松.低滲透油藏CO2驅(qū)提高原油采收率評價(jià)研究[J].鉆采工藝,2007,30 (6):55-57.

Zhu Chunsheng,Cheng Linsong.Research on CO2flooding in low permeability resercvoir[J].Drilling & Production Technology,2007,30 (6):55-57.

[9]Yu Wei,Lashgari H R,Wu Kan,et al.CO2injection for enhanced oil recovery in Bakken tight oil reservoirs[J].Fuel,2015,159,354-363.

[10]劉淑霞.特低滲透油藏CO2驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2011，33(2):133-136.

LiuShuxia.Research on laboratory experimengts of CO2drive in ultra-low permeability reservoirs[J] Journal of Southwest Petroleum University:Natural Science Edition,2011,33(2): 133-136.

[11]劉炳官,朱平,雍志強(qiáng).江蘇油田CO2混相驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)研究[J].石油學(xué)報(bào),2002，23(4):56-60.

Liu Bingguan,Zhu Ping,Yong Zhiqiang.Pilot test on miscible CO2flooding in Jiangsu Oil field[J].Acta Petrolei Sinica,2002,23(4):56-60.

[12]徐夢龍,何治亮,尹偉,等.鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組8段致密砂巖儲層特征及主控因素[J].石油與天然氣地質(zhì),2015,36(2):240-247.

Xu Menglong,He Zhiliang,Yin Wei et al.Characteristics and main controlling factors of tight sandstone reservoirs in the 8thMember of the Yanchang Formation in Zhenjing area,Ordos Basin[J].Oil & Gas Geology,2015,36(2):240-247.

[13]李道品.低滲透油田開發(fā)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999:182-184.

Li Daopin.The development of the low permeability sabdstone Oil Field[M].Beijing:Petroleum Industry Press,1999:182-184.

[14]李蒙.吉林油田黑79區(qū)塊注CO2驅(qū)油效果評價(jià)[D].成都：西南石油大學(xué),2015.

Li Meng.Evaluation of CO2injection in Hei79 block of Jilin Oilfield[D].Chengdu:Southwest Petroleum University,2015.

[15]繆云.通過成藏過程與開發(fā)過程油水置換模式的對比研究探索提高采收率的新途徑[D].武漢：長江大學(xué),2012.

Miao Yun.Through the accumulation and development process of the oil and water comparison displacement mode to explore new ways of enhancing oil recovery[D].Wuhan:Yangtze University,2012.

[16]劉燁.華慶長6油藏CO2驅(qū)泡沫體系評價(jià)研究[D].西安：西安石油大學(xué),2012.

Liu Ye.Evaluation of Huaqing Oiefield C6 CO2flooding Foam System[D].Xi’an：Xi’an Shiyou University,2012,

(編輯張亞雄)

CO2-EOR in Chang 8 tight sandstone reservoir of Honghe oilfield in Ordos Basin

Zhang Benyan,Dang Wenbin,Wang Shaopeng,He Xuewen

(ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450006,China)

The Honghe oilfield in Ordos Basin has difficulty achieving effective development due to low formation pressure,quick production decline and low recovery efficiency during natural depletion.In addition,natural fractures are well developed in Chang 8 tight sandstone reservoir,making it difficult to carry out waterflooding due to serious water channeling and low efficiency.Various CO2-EOR experiments including PVT,minimum miscible pressure and CO2flooding in fractured cores were performed to determine the feasibility of maintaining reservoir pressure via CO2injection.The performance of CO2puff-huff was also eveluated.The results show that the crude oil of Honghe oilfield swells significantly after CO2injection.The diffusion between crude oil and CO2gradually increased as the pressure grows.The measured miscible pressure of crude oil and CO2is 17.34 MPa, lower than the initial formation pressure of Honghe oilfield,indicating that miscible flooding of CO2is feasible.Multi-cycle CO2huff-puff experiments show that an additional oil recovery factor of 3.14% can be achieved on the basis of 4.04% of natural depletion.A comprehensive evaluation of the experiment results indicates that CO2injection is feasible in Chang 8 reservoir of Honghe oilfield.

CO2huff-puff,complement producing energy,enhance oil recovery,tight sandstone,Yanchang Formation,Ordos Basin

2015-12-20;

2016-02-24。

張本艷(1976—)，女,高級工程師，油田開發(fā)。E-mail:649498525@qq.com。

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05002)。

0253-9985(2016)02-0272-04

10.11743/ogg20160217

TE357

A