程杰成，姜洪福，雷友忠，龐志慶，汪艷勇，安　平

（1.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶163453；2.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司海拉爾石油勘探開(kāi)發(fā)指揮部，黑龍江大慶163453）

蘇德?tīng)柼赜吞飶?qiáng)水敏儲(chǔ)集層CO2混相驅(qū)試驗(yàn)

程杰成1，姜洪福2，雷友忠1，龐志慶1，汪艷勇1，安平2

（1.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶163453；2.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司海拉爾石油勘探開(kāi)發(fā)指揮部，黑龍江大慶163453）

針對(duì)蘇德?tīng)柼赜吞锵沦_統(tǒng)興安嶺組油層水敏性強(qiáng)、注水開(kāi)發(fā)效果差的實(shí)際情況，2011年優(yōu)選B14區(qū)塊開(kāi)展了CO2混相驅(qū)試驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)室細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)試原油與CO2的最小混相壓力為16.6 MPa，比原始地層壓力低1.0 MPa，可實(shí)現(xiàn)CO2混相驅(qū)。礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，實(shí)施CO2混相驅(qū)后，注入能力明顯提高，油井產(chǎn)量大幅上升，儲(chǔ)集層動(dòng)用程度增大，構(gòu)造高部位和人工裂縫方向是受效的優(yōu)勢(shì)方向；CO2混相驅(qū)能夠?yàn)閺?qiáng)水敏儲(chǔ)集層有效補(bǔ)充能量，不失為改善開(kāi)發(fā)效果和提高采收率的一種新方法。

海拉爾盆地；蘇德?tīng)柼赜吞铮籆O2驅(qū)；CO2混相驅(qū)；試驗(yàn)研究；特低滲透油藏；強(qiáng)水敏儲(chǔ)集層

海拉爾盆地蘇德?tīng)柼赜吞镏饕l(fā)育下侏羅統(tǒng)興安嶺組油層，油藏巖性復(fù)雜，蒙脫石和凝灰質(zhì)含量高，總體上表現(xiàn)為強(qiáng)水敏性，注水開(kāi)發(fā)中易引起儲(chǔ)集層傷害[1]，盡管采取全過(guò)程加防膨劑的注水方式，仍表現(xiàn)出注水困難、油井受效差和開(kāi)發(fā)成本高等問(wèn)題。研究表明，CO2驅(qū)具有提高采收率和實(shí)現(xiàn)溫室氣體減排的雙重作用，在美國(guó)已實(shí)現(xiàn)了商業(yè)化應(yīng)用。中國(guó)江蘇、吉林等油田在低滲透油藏也開(kāi)展了CO2混相驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果，但是對(duì)強(qiáng)水敏油藏尚未見(jiàn)有試驗(yàn)研究的報(bào)道[2-5]。從國(guó)內(nèi)外提高采收率技術(shù)應(yīng)用來(lái)看，CO2混相驅(qū)在提高低滲透和強(qiáng)水敏油藏采收率方面具有廣闊的應(yīng)用前景[6-10]。對(duì)蘇德?tīng)柼赜吞顱14試驗(yàn)區(qū)CO2混相驅(qū)試驗(yàn)效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)，認(rèn)為CO2混相驅(qū)對(duì)改善強(qiáng)水敏油藏開(kāi)發(fā)效果和提高采收率具有重要意義。

1　試驗(yàn)區(qū)概況

B14試驗(yàn)區(qū)為蘇德?tīng)柼赜吞镏胁恳粩啾菢?gòu)造，開(kāi)發(fā)層為興安嶺組油層，油層集中發(fā)育在Ⅰ油組和Ⅱ油組中，其中Ⅰ油組從上至下劃分為10個(gè)小層（1—10小層），Ⅱ油組從上至下劃分16個(gè)小層（11—26小層）。試驗(yàn)區(qū)含油面積0.65 km2，平均單井鉆遇有效厚度34.9 m（Ⅰ油組14.5 m，Ⅱ油組20.4 m），主力油層為5小層、6小層、9小層、12小層和14小層，單井鉆遇有效厚度11.9 m，占全井有效厚度的45.1%.試驗(yàn)區(qū)目的層埋深1 776 m，平均有效孔隙度13.49%，平均滲透率1.12 mD，屬中孔特低滲儲(chǔ)集層。

試驗(yàn)區(qū)地層原油密度0.769 g/cm3，原油黏度4.70 mPa·s，體積系數(shù)1.07，原始飽和壓力3.5 MPa，原始?xì)庥捅?7.9 m3/t.地面脫氣原油密度0.838 9 g/cm3，屬于常規(guī)輕質(zhì)油。原始地層壓力17.6 MPa，壓力系數(shù)0.99，地層溫度71.0℃，地溫梯度4.2℃/hm，屬較高地溫梯度油藏。興安嶺組油層Ⅰ油組和Ⅱ油組7塊巖樣水敏評(píng)價(jià)結(jié)果表明，水敏指數(shù)為0.60～0.86，平均為0.77，總體表現(xiàn)為強(qiáng)水敏特征。

2005年12月，B14試驗(yàn)區(qū)采用200 m井距反九點(diǎn)面積井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)，投產(chǎn)油井15口、注水井4口（圖1）。由于儲(chǔ)集層滲透率低、水敏性強(qiáng)，注水井吸水狀況差，油井產(chǎn)量持續(xù)遞減。4口注水井，投注初期平均注水壓力9.0 MPa，單井日注水22.0 m3，砂巖吸水強(qiáng)度0.48 m3/（d·m）；注水6 mon后，平均注水壓力上升至12.5 MPa，單井日注水量下降到13.5 m3，砂巖吸水強(qiáng)度下降至0.29 m3/（d·m）；注水6 a后，注水壓力進(jìn)一步上升到14.0 MPa，單井日注水量?jī)H6.0 m3，平均砂巖吸水強(qiáng)度下降到0.13 m3/（d·m），僅為投注初期的27.1%.

圖1　蘇德?tīng)柼赜吞顱14試驗(yàn)區(qū)井位分布

試驗(yàn)區(qū)油井均采用壓裂投產(chǎn)。投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油4.0 t，到2006年12月平均單井日產(chǎn)油下降到1.9 t，到轉(zhuǎn)CO2驅(qū)前（注水開(kāi)發(fā)6 a），一直未見(jiàn)到明顯注水效果。地層壓力由原始?jí)毫?7.6 MPa逐年下降到2011年12月（轉(zhuǎn)CO2驅(qū)前）的5.3 MPa，地層壓力保持水平僅為30%.在這種情況下，采用了CO2混相驅(qū)試驗(yàn)，以改善油田開(kāi)發(fā)效果。

為此，在實(shí)驗(yàn)室開(kāi)展了CO2和地層油體系相態(tài)實(shí)驗(yàn)和CO2驅(qū)最小混相壓力實(shí)驗(yàn)。應(yīng)用井口油樣及套管天然氣，根據(jù)原始高壓物性數(shù)據(jù)，進(jìn)行地層原油復(fù)配。

（1）CO2和地層油體系相態(tài)實(shí)驗(yàn)采用高壓PVT分析儀對(duì)復(fù)配地層原油進(jìn)行分析，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，蘇德?tīng)柼赜吞锱d安嶺組油層地層原油對(duì)CO2有很強(qiáng)的溶解能力，注入壓力越高，CO2在原油中的溶解度越大。隨著CO2注入量的增加，飽和壓力、氣油比上升，原油體積膨脹系數(shù)最高可達(dá)1.67，飽和壓力下原油黏度可由2.99 mPa·s降低到1.81 mPa·s.

（2）CO2驅(qū)最小混相壓力實(shí)驗(yàn)采用通用的細(xì)管實(shí)驗(yàn)方法，研究了試驗(yàn)區(qū)油層CO2驅(qū)最小混相壓力，確定CO2與地層原油發(fā)生多次接觸混相的最小混相壓力為16.6 MPa，試驗(yàn)區(qū)原始地層壓力為17.6 MPa，比最小混相壓力高1.0 MPa.因此確認(rèn)，蘇德?tīng)柼赜吞锱d安嶺組油層采用CO2混相驅(qū)是適宜的。

2　CO2驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)效果

2011年10月，試驗(yàn)區(qū)注氣井4口，油井15口。截至2015年12月，累計(jì)注入液態(tài)CO26.18×104t，CO2驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油3.08×104t，采油速度0.75%，采出程度2.08%.

（1）CO2驅(qū)注入能力較強(qiáng)轉(zhuǎn)注氣前，試驗(yàn)區(qū)4口注水井平均單井日注水6 m3，注水壓力14.9 MPa，單位厚度視吸水指數(shù)0.04 m3/（d·MPa·m）.注氣初期，由于氣源不足，平均單井日注氣16 t，注氣壓力12.9 MPa，單位厚度視吸氣指數(shù)為0.08 m3/（d·MPa·m），目前平均單井日注氣30 t，注氣壓力16.8 MPa，單位厚度視吸氣指數(shù)提高至0.16 m3/（d·MPa·m），轉(zhuǎn)注氣以來(lái)，一直保持了較強(qiáng)的吸氣能力。

（2）CO2驅(qū)產(chǎn)量大幅提升，地層壓力明顯升高

2013年6月注入CO2約0.04 PV時(shí)，試驗(yàn)區(qū)陸續(xù)見(jiàn)到注氣效果，油井產(chǎn)量大幅增加，全區(qū)日產(chǎn)油由見(jiàn)效前的16.8 t，逐步上升到受效高峰時(shí)的34.1 t，單井日產(chǎn)油由1.4 t上升至2.5 t（圖2）。對(duì)比水驅(qū)，試驗(yàn)區(qū)日增油19.6 t，增油幅度達(dá)135%.之后受液化站氨壓縮機(jī)影響，試驗(yàn)區(qū)注氣時(shí)率較低，但全區(qū)日產(chǎn)油量一直穩(wěn)定在30.0 t左右，單井日產(chǎn)油穩(wěn)定在2.0 t左右，保持了較好效果。截至2015年12月，試驗(yàn)區(qū)累計(jì)增油1.37×104t.油井地層壓力由2011年的5.3 MPa回升到6.6 MPa.與地質(zhì)條件相近的水驅(qū)區(qū)塊相比，CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)地層壓力高3.6 MPa.

圖2　蘇德?tīng)柼赜吞顱14試驗(yàn)區(qū)單井日產(chǎn)油和采油強(qiáng)度曲線

3　CO2混相驅(qū)生產(chǎn)特征

3.1注入剖面變化

CO2驅(qū)吸氣量明顯增加，儲(chǔ)集層動(dòng)用程度增大，層間差異較大。CO2驅(qū)吸氣層位和吸氣量明顯大于水驅(qū)，CO2驅(qū)吸氣層數(shù)是水驅(qū)的2倍，吸氣量是水驅(qū)的4倍。以注氣井B14-X58-58井為例，水驅(qū)時(shí)吸水層數(shù)比例和吸水厚度比例僅為25.0%和14.2%，而CO2驅(qū)初期吸氣層數(shù)比例和吸氣厚度比例則達(dá)到58.3%和71.2%，穩(wěn)定CO2驅(qū)吸氣層數(shù)比例和吸氣厚度比例為41.7%和47.2%，儲(chǔ)集層動(dòng)用厚度提高了33%.CO2驅(qū)層間差異也較大，吸氣較好的為Ⅰ油組6—9小層、Ⅱ油組13—14小層，小層吸氣比例占66.7%，且Ⅰ油組6—9小層吸氣量逐漸增加。

3.2油井受效特征

構(gòu)造高部位和人工裂縫發(fā)育方向是受效的優(yōu)勢(shì)方向。9口受效井，主要集中在注入狀況較好的2個(gè)井組，可以分為3類：第一類為構(gòu)造高部位受效，油井見(jiàn)效快，注入CO2約0.02 PV時(shí)開(kāi)始見(jiàn)效，增油效果穩(wěn)定，3口井日產(chǎn)油由6.2 t上升至14.1 t，日增油7.9 t；第二類為人工裂縫方向受效，油井受效幅度大，受效程度取決于能量補(bǔ)充，2口井日產(chǎn)油從0.4 t上升至8.6 t，日增油8.2 t；第三類為構(gòu)造同部位受效，隨著注氣量增加逐步受效，注入CO2約0.04 PV時(shí)開(kāi)始見(jiàn)效，4口井日產(chǎn)油由4.8 t上升至12.6 t，日增油7.8 t.9口受效井中有4口井可實(shí)現(xiàn)自噴采油。未受效井集中分布在構(gòu)造低部位及儲(chǔ)集層發(fā)育差區(qū)域，由于儲(chǔ)集層發(fā)育較差，其平均射開(kāi)有效厚度27.9 m，而受效井射開(kāi)有效厚度為39.1 m；未受效井中油藏平均深度1 196 m，而受效井中油藏平均深度1 153 m，相差43 m.

3.3原油物性變化

注氣后地面原油黏度略有下降，輕質(zhì)組分增加。CO2與地層原油在油藏條件下混相后，原油體積膨脹，黏度降低，流動(dòng)性變好。對(duì)比統(tǒng)計(jì)4口受效井井口油樣全分析資料，平均原油黏度由水驅(qū)時(shí)的7.28 mPa·s下降到氣驅(qū)時(shí)的6.22 mPa·s，下降了1.06 mPa·s，下降幅度14.8%；地層原油中C2—C10輕質(zhì)組分含量由22.0%上升到26.9%，增加了4.9%.

4　結(jié)論

（1）蘇德?tīng)柼赜吞锱d安嶺組油層屬于特低滲透、強(qiáng)水敏儲(chǔ)集層，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果差，細(xì)管實(shí)驗(yàn)最小混相壓力低于原始地層壓力，理論研究及礦場(chǎng)試驗(yàn)均表明，CO2混相驅(qū)能夠取得較好的效果。

（2）與水驅(qū)開(kāi)發(fā)相比，試驗(yàn)區(qū)CO2驅(qū)注入能力明顯提高，產(chǎn)量大幅提升，地層壓力明顯提高。

（3）CO2驅(qū)儲(chǔ)集層動(dòng)用程度增大，層間差異較大，表明CO2驅(qū)應(yīng)優(yōu)化層系組合，盡量避免層間干擾。構(gòu)造高部位和人工裂縫方向是CO2驅(qū)受效的優(yōu)勢(shì)方向，高部位油井見(jiàn)效快，人工裂縫方向油井受效幅度大，CO2驅(qū)開(kāi)發(fā)調(diào)整要充分考慮構(gòu)造部位和裂縫方向。

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（編輯葉良）

StudyonMiscibleCO2FloodingTestinStrongWater?SensitiveReservoirsinSudertOilfield

CHENG Jiecheng1,JIANG Hongfu2,LEI Youzhong1,PANG Zhiqing1,WANG Yanyong1,AN Ping2
(1.Daqing Oilfield Company Limited,PetroChina,Daqing,Heilongjiang 163453,China;2.Hailar Exploration and Development Administration,Daqing Oilfield Company Limited,PetroChina,Daqing,Heilongjiang 163453,China)

In view of the actual situations such as strong water sensitivity and poor water injection effect of the Lower Jurassic Hinggan res?ervoir in Sudert oil field,the Block B14 was selected for miscible CO2flooding test in 2011.The obtained minimum miscible pressure of crude oil and CO2is 16.6 MPa from slim tube test in laboratory,1.0 MPa lower than the original formation pressure,which indicates that miscible CO2flooding could be realized.The field test result shows after the implementation of miscible CO2flooding,the injectivity and the oil production are significantly improved,the reservoir producing degree are increased and the structural high and artificial fracture strikes are the predominant directions;miscible CO2flooding can replenish energy for strong water?sensitive reservoirs effectively,so it could be a new method to improve development effect and enhance oil recovery.

Hailar basin;Sudert oilfield;CO2flooding;miscible CO2flooding;experimental study;ultra?low permeability reservoir;strong water?sensitive reservoir

TE357.42

A

1001-3873（2016）06-0694-03

10.7657/XJPG20160611

2016-05-19

2016-07-26

中國(guó)石油科技重大專項(xiàng)（2011E-1216）

程杰成（1962-），男，黑龍江大慶人，教授級(jí)高級(jí)工程師，博士，油氣田開(kāi)發(fā)，（Tel）0459-5998800（E-mail）chengjiecheng@ petrochina.com.cn