王海妹

（中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京 210011）

華東油氣區(qū)不僅具有豐富的天然 CO2資源，而且具有開展 CO2驅(qū)油的技術(shù)條件。華東油氣分公司1982年開展了CO2吞吐和CO2混相驅(qū)礦場試驗(yàn)，取得了較好的效果，積累了豐富的經(jīng)驗(yàn)，形成了CO2驅(qū)油的配套技術(shù)系列。

華東油氣分公司累計(jì)探明油田21個(gè)，探明石油地質(zhì)儲量5 781.98×104t，其中低滲透石油地質(zhì)儲量4 004.38×104t，占 69.26%。低滲油藏埋藏深（2 700～3 300 m），單層厚度薄（3～5 m）、物性差，孔隙度12%～17%、滲透性（10～30）×10–3μm2，采油速度低、儲層“五敏”現(xiàn)象嚴(yán)重，不適合水驅(qū)開發(fā)。

CO2驅(qū)油技術(shù)推廣后，預(yù)計(jì)可盤活石油地質(zhì)儲量4 208×104t，CO2驅(qū)的油井總數(shù)可達(dá)到200口，注氣井可達(dá)76口，按單井日注30 t計(jì)算，年注CO2量可達(dá)75.24×104t, CO2年埋存量為67.7×104t（按草舍油田泰州組油藏存碳率90%類比）。

1 CO2驅(qū)油技術(shù)適應(yīng)性分析

經(jīng)過對大量國內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研，發(fā)現(xiàn) CO2驅(qū)適用條件可以概括為流體物性、油藏特征和開發(fā)參數(shù) 3個(gè)方面。

1.1 流體性質(zhì)

統(tǒng)計(jì)國外80個(gè)注CO2項(xiàng)目發(fā)現(xiàn)原油密度高、重質(zhì)烴類較多、黏度大的油藏，注氣易形成黏性指進(jìn)，有效實(shí)施注CO2的原油密度范圍為0.80～0.91 g/cm3。從礦場試驗(yàn)看，原油黏度在0.3～1 000 mPa·s的原油都可進(jìn)行混相和非混相驅(qū)。

華東油區(qū)原油密度0.803～0.950 g/cm3，原油黏度1.38～18.5 mPa·s，氣油體積比4.4～208.6，地層水類型為碳酸氫鈉型，從流體性質(zhì)角度分析大部分原油符合CO2驅(qū)油條件。

1.2 油藏特征

（1）地層壓力。CO2之所以能有效地使原油流動，最根本的原因是 CO2能與原油中的輕質(zhì)組分混相，因此，地層壓力必須高于最小混相壓力，才能實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)。從美國實(shí)施注 CO2的應(yīng)用來看，適應(yīng)的油藏壓力范圍分布廣，有效實(shí)施注 CO2的油藏地層壓力范圍為5～60 MPa[1]。

（2）埋藏深度。CO2驅(qū)油藏埋深范圍是600～4 000 m，埋深不足600 m油藏的破裂壓力常常低于注入壓力而不能確保 CO2與原油互溶。美國較多實(shí)施注CO2驅(qū)油藏深度為1 200～2 500 m[2]。

（3）地層溫度。溫度對混相有一定影響，最小混相壓力隨溫度的增加而升高。油藏溫度不能太高，有效實(shí)施注CO2的油藏地層溫度為70～121℃[3]。

（4）地層傾角。一般認(rèn)為，傾斜油藏注氣效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于非傾斜油藏。把 CO2注到構(gòu)造上傾部位，并以低速驅(qū)替，利用重力維持 CO2與原油混合，抑制指進(jìn)，從而提高波及效率。統(tǒng)計(jì)表明，實(shí)施注CO2的油藏地層傾角為0～36°[4]。

（5）地層厚度。礦場試驗(yàn)表明，對油層厚度2.5～180.0 m采用CO2驅(qū)均有效。為防止重力分離的影響，在厚度大的地層中可采用水氣交替、加密井網(wǎng)、向油層頂部注氣等方法。有效實(shí)施注 CO2的油藏地層厚度（驅(qū)替）為5～60 m[5]。

（6）地層孔隙度。地層孔隙度為非關(guān)鍵因素，但油層應(yīng)有足夠大的孔隙體積與 CO2接觸，有效實(shí)施注CO2的油藏地層孔隙度為5%～35%。

（7）地層滲透率。低滲透地層可提供充分的混相條件，減少重力分離；高滲透地層易導(dǎo)致早期氣竄，降低驅(qū)油效率。傾斜油藏垂向滲透率應(yīng)大于0.2 μm2，水平油藏滲透率應(yīng)高于 0.005 μm2。大量應(yīng)用表明，CO2混相驅(qū)在不同的滲透率油藏都取得了較好的效果。統(tǒng)計(jì)的有效實(shí)施注 CO2的油藏地層滲透率范圍為（5～2 000）×10–3μm2[6]。

華東油區(qū)油藏埋深 1 537～3 500 m，地層壓力16.62～28.64 MPa，油藏溫度59.77～113.6 ℃，地層傾角 2～40°，油層厚度 5.2～30 m，有效孔隙度10.07%～20.62%，滲透率（1.42～86.87）×10–3μm2。從油藏特征角度分析符合CO2驅(qū)油條件[7]。

1.3 開發(fā)參數(shù)

（1）注氣時(shí)機(jī)。由于流度比及非均質(zhì)的影響，在最好的情況下，混相驅(qū)體積波及系數(shù)也只能達(dá)到55%～60%。有效實(shí)施注 CO2的油藏注氣前含油飽和度為35%～65%。

（2）井網(wǎng)。井網(wǎng)部署的目的是讓注入的流體能驅(qū)掃到油藏的絕大部分區(qū)域，并能采出更多的可動性原油。國外多采用反九點(diǎn)、反七點(diǎn)和五點(diǎn)法面積布井方式，可使較多的 CO2向采油井方向推進(jìn)，并易于在開發(fā)過程中及時(shí)調(diào)整。有效實(shí)施注 CO2的油藏注采井?dāng)?shù)比為1∶2。

（3）井距。注CO2驅(qū)油在確定井距時(shí)，為防止過早氣竄，要考慮注采井的連通狀況、井網(wǎng)對砂體控制程度以及滲流能力，可適當(dāng)?shù)丶哟缶啵瑫r(shí)應(yīng)綜合考慮技術(shù)效益和經(jīng)濟(jì)效益。對國外 CO2驅(qū)礦場應(yīng)用資料統(tǒng)計(jì)表明，井網(wǎng)密度從0.1～0.7 km2/口均有較好的技術(shù)效果。先導(dǎo)試驗(yàn)階段，通常采用0.1～0.15 km2/口的井網(wǎng)密度；工業(yè)化應(yīng)用階段，大多采用0.3～0.4 km2/口的井網(wǎng)密度，即200～350 m的井距。

（4）注入方式。氣、水交替注入是為了降低CO2流度，最終減少油藏水平竄流和垂向竄流的程度。國外研究表明，在層狀傾斜油藏中，對下傾油藏采用氣水交替驅(qū)比對上傾油藏采用氣驅(qū)更有效；對互相連通的層狀油藏，采用氣水交替注入更具優(yōu)越性。注氣水交替在CO2驅(qū)項(xiàng)目上占80%以上，氣水質(zhì)量比為1∶1。

華東油區(qū)原油飽和度43%～65%，油藏?cái)鄩K小、斷裂系統(tǒng)復(fù)雜多為不規(guī)則三角形井網(wǎng)，井距 150～350 m，在地層傾角大于15°的油藏中可采用水氣交替的注入方式。從開發(fā)參數(shù)角度分析，華東油區(qū)可以進(jìn)行CO2驅(qū)油。

2 CO2驅(qū)油技術(shù)在各油藏中的應(yīng)用

2.1 底塊砂巖油藏

草舍區(qū)塊泰州組油藏構(gòu)造南北側(cè)為Ⅰ、Ⅱ號斷層夾持，北東向的f1、f2斷層將斷塊分割成南南、南中、南北斷塊，南中斷塊內(nèi)部9個(gè)斷塊，地層呈區(qū)域性西北傾，傾角9°～14°，面積0.7 km2，探明儲量142×104t，為復(fù)雜小斷塊油藏。儲層以細(xì)砂巖為主，平均孔隙度14.08%，平均滲透率24×10–3μ m2。油層厚度37 m ，油藏埋深3 020 m，地層壓力35.9 MPa，地層溫度119℃。以上油藏特征適合CO2驅(qū)油。

該區(qū)塊采出程度低（16.4%），日產(chǎn)油下降快，從2001年的113 t/d降到2004年底的56 t/d；含水率上升快，從28%上升至45%。以上開發(fā)參數(shù)說明該區(qū)塊水驅(qū)開發(fā)效果差，需要更換技術(shù)提高油田采收率。

2005年開始邊部注CO2（2注4采），2008年開始5注15采，穩(wěn)定連續(xù)注氣5年，到2017年6月累計(jì)注入CO2氣體20.5×104t，累計(jì)增油10.7×104t，提高采收率12.6%。

2.2 深層低滲油藏

草舍區(qū)塊阜三段油藏面積1.8 km2，探明儲量134×104t，油層厚度17.5 m；儲層以細(xì)砂巖為主，平均孔隙度13.5%，平均滲透率10.6 ×10–3μm2，強(qiáng)水敏，油藏埋深3 000 m，地層壓力29.89 MPa（混相壓力26.6 MPa），地層溫度104.45℃。以上油藏特征參數(shù)分析，該區(qū)塊適合注氣。

2012年部署6注13采CO2驅(qū)井網(wǎng)，采用大井距同步注氣，井距200～500 m。到2017年6月累注氣12.3×104t，累計(jì)增油3.0×104t，階段提高采收率2.4%。

2.3 高含水油藏轉(zhuǎn)氣驅(qū)

臺興區(qū)塊阜三段油藏含油面積1.6 km2，地質(zhì)儲量151.91×104t。注氣前共有油水井29口（6注23采），開井?dāng)?shù)13口（5注8采），累積產(chǎn)油21.48×104t，采出程度14.14%，采油速度0.3%，綜合含水66%。該區(qū)塊為高含水老油藏，開發(fā)特征適合注氣開發(fā)。

該區(qū)塊2012年轉(zhuǎn)注氣開發(fā)，共設(shè)計(jì)25口井（全部為老井，包括兩口側(cè)鉆井），形成5注20采的注采井網(wǎng)，共分為5個(gè)注采井組，先實(shí)施臺14井組（1注3采），見效見2口。到2017年6月累計(jì)注氣6.1×104t，累增油1.3×104t，階段提高采收率0.8%。

2.4 大傾角油藏衰竭開采后CO2驅(qū)（吞吐）

張家垛區(qū)塊含油面積2.74 km2，地質(zhì)儲量215.25×104t，油藏埋深3 150 m，孔隙度17.8%，滲透率5.6 ×10–3μm2，為特低滲油藏，存在天然能量開發(fā)效果差、注水注不進(jìn)的問題，地面原油密度 0.8956 g/cm3，地面原油黏度117.78 mPa·s，適合注氣開發(fā)。

該區(qū)塊地層傾角45°，采用頂部CO2驅(qū)、低部位注水開發(fā)模式，以保持地層能量有效動用深層致密油藏。到2017年6月，累計(jì)注氣3.9×104t，累計(jì)增油1.5×104t，階段提高采收率0.8%。

2.5 特低滲油藏分段壓裂水平井異步吞吐

金南區(qū)塊阜二段含油面積 0.82 km2，地質(zhì)儲量38×104t，儲層以細(xì)砂巖為主，平均孔隙度10.5%，平均滲透率3.69×10–3μm2，為特低滲油藏；地面原油密度0.876 g/cm3，地面原油黏度44 mPa·s。吞吐前采出程度24.5%，含水68%。油藏條件適合注氣。

2014年5月在金南阜二段致密油藏開展水平井井組吞吐試驗(yàn)。到2017年6月，累計(jì)注入CO20.4 t，累增油0.5 t，階段提高采收率0.7%。

2.6 稠油底水油藏水平井“HDC”技術(shù)

興北區(qū)塊三垛組油藏含油面積0.66 km2，地質(zhì)儲量124.53×104t，油藏埋深1 948 m，孔隙度28.4%，原油密度0.953 g/cm3，黏度為3 000 mPa·s，屬于重質(zhì)稠油。2012年部署水平井開發(fā)，投產(chǎn)效果差，投產(chǎn)后日產(chǎn)油2.5～10.7 t，且很快高含水，后因特高含水關(guān)停。根據(jù) CO2注氣適用條件分析，該區(qū)塊適合注氣。

HDC采油技術(shù)是采用高效油溶性復(fù)合降黏劑輔助水平井 CO2吞吐技術(shù)，利用其滾動接替降黏、增能助排的作用，降低注氣壓力、擴(kuò)大波及面積，是實(shí)現(xiàn)中深層稠油油藏有效開發(fā)的一種技術(shù)。

2016年在興北三垛組的4口水平井實(shí)施“HDC”技術(shù)后，均見效，其中興北1平1效果最為顯著，含水99%降至6%，日增油9 t，2017年6月累計(jì)注氣 0.8×104t，累增油 0.3×104t，階段提高采收率0.2%。

目前華東分公司CO2驅(qū)油規(guī)?；瘧?yīng)用達(dá)13個(gè)單元，43注117采的注采井網(wǎng)，包括2個(gè)吞吐井組、1個(gè)“c+c”單元，覆蓋儲量1591.7×104t，見效10個(gè)開發(fā)單元、54口井，累計(jì)增油17.6×104t，累計(jì)注氣52.1×104t。

3 結(jié)論與建議

（1）華東油氣分公司CO2驅(qū)油技術(shù)推廣后預(yù)計(jì)可盤活石油地質(zhì)儲量4 208×104t，預(yù)計(jì)年CO2注入量達(dá)到75.24×104t，CO2年埋存量達(dá)67.7×104t。

（2）在編制CO2驅(qū)開發(fā)方案前，應(yīng)該從流體物性、油藏特征和開發(fā)參數(shù)等3個(gè)方面對油藏的CO2驅(qū)油適應(yīng)性進(jìn)行評價(jià)。

（3）在CO2驅(qū)油技術(shù)推廣應(yīng)用的過程中，為了更好地提高采收率，應(yīng)該針對不同的油藏類型，在不同的開發(fā)階段使用不同的驅(qū)替方式。