張娟，周立發(fā)，張曉輝，張茂林，樊瑾，杜虹寶

（1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，西安 710000；2.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，西安 710016；3.西南石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，成都 610500；4.中國(guó)石油 塔里木油田分公司，新疆 庫(kù)爾勒 841000）

CO2吞吐技術(shù)的研究始于20世紀(jì)60年代[1]，由于CO2具有溶解于原油、使原油膨脹和降黏的作用[2-3]，因此在稠油油藏開發(fā)中得到廣泛的應(yīng)用。三塘湖盆地馬46井區(qū)稠油油藏，采用CO2吞吐取得較好的增產(chǎn)效果[4]，但是該區(qū)采用的是直井開發(fā)方式。新疆油田、江蘇油田、大慶油田等也開展了稠油油藏CO2吞吐實(shí)驗(yàn)研究，但這些研究大多局限于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，包括影響因素、注采參數(shù)、增油機(jī)理等[5-7]，針對(duì)油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用CO2吞吐效果的分析研究較少。

冀東油田G區(qū)塊油藏屬于典型的邊底水稠油油藏（圖1），水油流度比大，常規(guī)開采含水率上升快，采收率低。2010年開始在G區(qū)塊進(jìn)行水平井CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得了一定成效。為了進(jìn)一步評(píng)價(jià)水平井CO2吞吐的效果，本文對(duì)單井CO2吞吐前后的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行了分析，并利用數(shù)值模擬手段，深入剖析了水平井CO2吞吐的作用機(jī)理及影響因素。

1 區(qū)域概況

1.1 油藏儲(chǔ)集層流體特征

圖1 冀東油田G區(qū)塊邊底水稠油油藏剖面

G區(qū)塊油藏位于冀東油田北部的高柳斷層上升盤，地層厚度穩(wěn)定，含油層位為新近系館陶組，巖性以含礫砂巖和砂礫巖為主。平均油層深度為1 924 m，地層壓力為14.8 MPa，油層厚度為6.3 m.館陶組自上而下分為4段（館陶組Ⅰ段、館陶組Ⅱ段、館陶組Ⅲ段和館陶組Ⅳ段），共13個(gè)小層，主力油層為館陶組Ⅳ段的Ng6—Ng13小層，各小層之間無統(tǒng)一的油水界面。各小層的平均孔隙度均在30%以上，滲透率為602～1 622 mD，總體上為高孔高滲儲(chǔ)集層，非均質(zhì)性強(qiáng)。儲(chǔ)集層具有弱—中等水敏、弱酸敏、弱—中等速敏等特性。地面脫氣原油密度為0.95～0.96 g/cm3，原油黏度為415 mPa·s，屬于未飽和的常規(guī)稠油油藏。

1.2 油藏開發(fā)特征

冀東油田G區(qū)塊油藏于1990年開始開發(fā)，初期以地震和鉆井資料為基礎(chǔ)，確定了一套250 m反九點(diǎn)井網(wǎng)滾動(dòng)開發(fā)模式，開發(fā)初期平均日產(chǎn)油為30 t，開發(fā)效果較好。但是，隨著開發(fā)強(qiáng)度的不斷增大，油井含水率快速上升，邊底水突進(jìn)嚴(yán)重，水驅(qū)效果變差。

2000年，油田開始實(shí)施堵水調(diào)剖現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，增油效果明顯。但經(jīng)多輪次堵水調(diào)剖后，堵水增油效果逐步降低；截至2007年底，研究區(qū)油藏已進(jìn)入特高含水期，綜合含水率達(dá)94.33%，油藏整體采出程度不到15.12%，剩余油飽和度較高，仍有較大的挖潛空間。因此，2010年在G區(qū)塊優(yōu)選了7口水平井進(jìn)行CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，其中5口井措施見效，2口井措施無效。

2 CO2吞吐效果分析

2.1 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

從冀東油田G區(qū)塊優(yōu)選的7口水平井CO2吞吐前后的生產(chǎn)參數(shù)（表1）可以看出，GP11井、GP97井、GP101井和GP115井第一輪吞吐效果較好，GP82井效果較差，GP58井和GP65井吞吐無效。在第一輪吞吐效果較好的4口井中，又對(duì)GP97井和GP115井進(jìn)行了第二輪吞吐，但提高采收率效果不理想。

表1 冀東油田G區(qū)塊CO2吞吐措施井生產(chǎn)數(shù)據(jù)

（1）第一輪CO2吞吐試驗(yàn)井生產(chǎn)動(dòng)態(tài) GP11井2011年3月23日開始CO2吞吐，整個(gè)開采階段為212 d，累計(jì)產(chǎn)油量為1 103.00 t.GP25井為GP11井CO2吞吐提高采收率措施的鄰井受效井，2004年12月投產(chǎn)，GP11井CO2吞吐措施后整個(gè)受效階段為225 d，累計(jì)產(chǎn)油量為1 245.09 t，CO2吞吐見效。

GP101井2010年11月11日開始CO2吞吐，整個(gè)開采階段為322 d，累計(jì)產(chǎn)油量為1 934.22 t，吞吐見效。GP82井2009年12月投產(chǎn)，2010年11月14日開始CO2吞吐，整個(gè)開采階段為303 d，累計(jì)產(chǎn)油量為626.06 t，CO2吞吐效果差。

（2）第二輪CO2吞吐試驗(yàn)井生產(chǎn)動(dòng)態(tài) GP97井2010年12月1日開始CO2吞吐，開采受效階段為114 d，累計(jì)產(chǎn)油量為513.94 t，吞吐見效；2011年4月18日開始第二輪注CO2吞吐，開采階段為177 d，累計(jì)產(chǎn)油量為208.41 t，相比第一輪吞吐，第二輪增產(chǎn)幅度低，CO2吞吐效果差。

GP115井2011年1月19日開始CO2吞吐，整個(gè)受效階段為56 d，累計(jì)產(chǎn)油量為577.76 t，吞吐見效。2011年4月16日開始第二輪CO2吞吐，整個(gè)開采階段為184 d，累計(jì)產(chǎn)油量為228.62 t，相比第一輪吞吐，第二輪增產(chǎn)幅度低，CO2吞吐效果差。

（3）CO2吞吐無效井生產(chǎn)動(dòng)態(tài) GP58井2007年11月投產(chǎn)，2010年11月10日開始CO2吞吐，整個(gè)開采階段為345 d，累計(jì)產(chǎn)油量為498.48 t，屬無效井；GP65井2006年11月投產(chǎn)，2010年12月2日開始CO2吞吐，整個(gè)開采階段為113 d，累計(jì)產(chǎn)油量為40.72 t，屬無效井。

2.2 效果評(píng)價(jià)

為了更好地說明CO2吞吐的效果，定義CO2吞吐累計(jì)增油量和換油率如下：

式中 HOC——CO2吞吐的換油率；

NO——未實(shí)施CO2吞吐（水驅(qū)或衰竭）生產(chǎn)相同時(shí)間的累計(jì)產(chǎn)油量，t；

NOT——CO2吞吐累計(jì)產(chǎn)油量，t；

NOZ——CO2吞吐累計(jì)增油量，t；

ZCO2——累計(jì)CO2注入量，t.

2.2.1 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)吞吐效果分析

利用（1）式和（2）式，可以計(jì)算出各井的累計(jì)增油量和換油率。從表1可以看出，相比自然能量開發(fā)，GP58井和GP65井累計(jì)產(chǎn)油量沒有增加，為CO2吞吐無效井；GP82井累計(jì)增油量135.20 t，換油率為0.38，CO2吞吐效果較差；GP97井、GP101井和GP115井換油率均大于1.50，CO2吞吐增油效果較好；GP97井和GP115井現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行了第二輪CO2吞吐，經(jīng)計(jì)算換油率均小于0.30，第二輪CO2吞吐效果較差；GP11井累計(jì)增油量為642.96 t，鄰井GP25井為受效井，累計(jì)增油為1 224.84 t，2口井合計(jì)換油率為5.81，CO2吞吐效果最好。為了進(jìn)一步研究水平井注CO2吞吐提高采收率的機(jī)理，對(duì)GP115井、GP101井、GP82井、GP11井和GP25井進(jìn)行了單井?dāng)?shù)值模擬研究，單井歷史擬合曲線見圖2.

從CO2與原油的作用機(jī)理[8]和稠油油藏的特征[9]可知，CO2吞吐提高采收率的主要原因是CO2在原油中溶解，致使原油黏度大幅度降低，油水黏度比降低，進(jìn)而達(dá)到提高采收率的目的。因此，CO2注入量越大，原油中充分溶解的CO2越多，原油黏度越低，流動(dòng)性越好，控水增油效果越好；從另一個(gè)角度來說，含油飽和度越高，與CO2作用的原油越多，參與滲流的原油越多，CO2吞吐的提高采收率見效期越長(zhǎng)。

從GP101井和GP82井注CO2吞吐措施前的含油飽和度分布圖（圖3）可以看出，GP101井水平段穿過油層的含油飽和度相對(duì)較高，井底附近的含油飽和度為32%～42%，平均含油飽和度為38%，CO2注入后能與更多的原油發(fā)生作用，CO2吞吐效果較好；而GP82井水平段穿過油層的含油飽和度相對(duì)較低，井底附近的含油飽和度為28%～40%，平均含油飽和度僅為35%.

從GP101井和GP82井注CO2吞吐燜井結(jié)束時(shí)的含氣飽和度分布圖（圖4）可以看出，GP101井注入氣橫向波及范圍大，縱向波及范圍小，GP82井注入氣橫向波及范圍小，縱向波及范圍大，有大量的CO2消耗在底水層中，進(jìn)一步降低了吞吐效果。造成2口井注氣波及范圍差異的主要原因是水平井水平段射開長(zhǎng)度及穿過油層長(zhǎng)度，水平井的水平段射開越長(zhǎng)，穿過油層井段越長(zhǎng)，注入氣橫向波及范圍越大，縱向波及范圍越小[10]。

結(jié)合冀東油田G區(qū)塊CO2吞吐典型井地質(zhì)及井況基本參數(shù)（表2），從邊水井（GP65井）及底水井（GP115井）實(shí)際軌跡圖（圖5）可以看出，GP101井水平段射開長(zhǎng)度為100.03 m，穿過油層長(zhǎng)度為75.23 m，GP82井水平段射開長(zhǎng)度為78.40 m，穿過油層長(zhǎng)度為41.07 m；雖然GP58井和GP65井穿過油層長(zhǎng)度也不小，但是這2口井CO2吞吐前含油飽和度低，且處于邊水供給的構(gòu)造低部位，所以第一輪CO2吞吐就無效。因此，剩余油飽和度和水平井段射開長(zhǎng)度（穿過油層長(zhǎng)度）是影響CO2吞吐的重要參數(shù)。

2.2.2 數(shù)值模擬CO2吞吐效果分析

GP11井、GP82井和GP101井在第一輪歷史擬合的基礎(chǔ)上，進(jìn)行第二輪CO2吞吐數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，模擬參數(shù)及預(yù)測(cè)結(jié)果見表3.由分析計(jì)算可知，GP82井換油率為0.18，相比自然能量開發(fā)，累計(jì)增油量較小，CO2吞吐增油效果差；GP101井累計(jì)增油量為364.02 t，換油率為0.87，CO2吞吐基本見效；GP11井累計(jì)增油量為335.20 t，受效鄰井GP25井累計(jì)增油量為550.70 t，兩井合計(jì)累計(jì)增油量為885.90 t，兩口井總換油率為2.11，CO2吞吐效果較好。

圖2 冀東油田G區(qū)塊CO2吞吐典型井單井歷史擬合曲線

從GP11井和GP101井第一輪CO2吞吐結(jié)束時(shí)含油飽和度分布圖（圖6）可以看出，隨著開采的進(jìn)行，井底附近溶解CO2的原油不斷被采出，而距井底較遠(yuǎn)的原油因流動(dòng)性差，不能及時(shí)給予補(bǔ)充，致使井底附近的含油飽和度大幅度降低。GP101井在第一輪CO2吞吐結(jié)束后，在井底附近形成了一個(gè)含油飽和度的低值區(qū)，影響了第二輪CO2吞吐的效果；GP11井因處于斷層根部，且邊水能量充足，在第一輪CO2吞吐結(jié)束后，井底附近并未形成含油飽和度的“空腔”，因此，在相同注氣量下GP11井第二輪CO2吞吐效果較好。但由于GP11井高部位鄰井GP25井的開發(fā)，使得注入的CO2一部分在生產(chǎn)壓差的作用下，對(duì)GP25井起到氣驅(qū)的作用，因此，直接作用于GP11井的CO2量小于作用于GP101井的量，致使這2口井最終換油率相差不大，但GP11井和GP25井總的換油率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于GP101井。

從以上分析可知，由于每一輪CO2吞吐后會(huì)在井底附近形成一個(gè)含油飽和度的低值區(qū)；隨著CO2吞吐輪次的增加，井底附近的含油飽和度低值區(qū)進(jìn)一步擴(kuò)大，吞吐效果越來越差，一般CO2吞吐的見效輪次不超過3輪[11-13]。從表4可以看出，GP101井和GP11井第三輪CO2吞吐均無效。但GP11井的鄰井GP25井受效，累計(jì)增油量為300.88 t，換油率為0.72，吞吐效果相對(duì)較好。

圖3 GP101井（a）和GP82井（b）CO2吞吐措施前的含油飽和度分布

圖4 GP101井（a）和GP82井（b）CO2吞吐燜井結(jié)束時(shí)的含氣飽和度分布

表2 冀東油田G區(qū)塊CO2吞吐典型井地質(zhì)及井況基本參數(shù)

圖5 GP65井（a）和GP115井（b）井身軌跡示意

隨著CO2注入量增加，CO2不斷溶解于原油中從而降低了原油黏度，同時(shí)還可驅(qū)替井底附近的原油遠(yuǎn)離井底，這也是影響注CO2吞吐效果的重要因素之一[12]。從GP11井組CO2吞吐前后的含油飽和度分布（圖7）可以看出，隨著CO2的注入，CO2不斷向GP25井方向驅(qū)替原油，致使GP11井井底附近的含油飽和度不斷降低，GP25井井底附近的含油飽和度不斷升高，進(jìn)而形成了1口井注氣2口井受效的CO2吞吐組合方式。另外，GP11井位于構(gòu)造低部位，注入氣會(huì)在重力的作用下向構(gòu)造高部位驅(qū)替原油，進(jìn)一步增加了構(gòu)造高部位GP25井井底附近的含油飽和度。因此，這種低構(gòu)造吞吐、高構(gòu)造受效，且井距較短的組合方式，是一種最為有效的注CO2吞吐方式。

2.2.3 CO2吞吐效果評(píng)價(jià)

通過前面的分析發(fā)現(xiàn)，GP97井及GP115井第一輪CO2吞吐前井附近含油飽和度高，吞吐效果均較好；由于稠油流動(dòng)性差，不能及時(shí)補(bǔ)充到井周圍，致使生產(chǎn)井周圍含油飽和度較低，且GP97井及GP115井穿過油層長(zhǎng)度較短，因此這2口井在第二輪CO2吞吐時(shí)的效果較差，沒有進(jìn)行第三輪CO2吞吐。

表3 GP101井、GP82井、GP11井和GP25井第二輪CO2吞吐數(shù)值模擬生產(chǎn)數(shù)據(jù)

圖6 GP101井（a）和GP11井（b）第一輪CO2吞吐結(jié)束時(shí)的含油飽和度分布

表4 G104井區(qū)典型井第三輪CO2吞吐增油量與換油率對(duì)比

圖7 GP11井組CO2吞吐前（a）后（b）的含油飽和度分布

第一輪CO2吞吐前GP101井附近含油飽和度較高，水平段穿過油層長(zhǎng)度較長(zhǎng)，因此吞吐效果很好；第二輪CO2吞吐前GP101井周圍，含油飽和度大幅降低，第二輪CO2吞吐基本見效；第三輪CO2吞吐無效。

GP82井周圍含油飽和度較低，水平段穿過油層長(zhǎng)度較短，第一輪和第二輪CO2吞吐效果都差，沒有進(jìn)行第三輪CO2吞吐。

第一輪CO2吞吐前GP11井附近含油飽和度高、水平段穿過油層長(zhǎng)度較長(zhǎng)，吞吐效果好，GP11井的鄰井GP25井為受效井，增油效果更好；GP11井位于斷層根部，邊底水充足，第一輪CO2吞吐見效，第二輪CO2吞吐基本見效，鄰井GP25井受效效果較好；第三輪CO2吞吐GP11井基本無效，但鄰井GP25井依然吞吐見效。這種低構(gòu)造吞吐、高構(gòu)造開采的組合模式三輪CO2吞吐均見效。

GP58井及GP65井第一輪CO2吞吐前含油飽和度較低，且位于邊水供給的構(gòu)造低部位，因此第一輪CO2吞吐就未見效，沒有進(jìn)行第二輪CO2吞吐。

綜上可知，冀東油田G區(qū)塊井周圍含油飽和度小于35%時(shí)CO2吞吐無效，水平井射開段越長(zhǎng)，穿過油層長(zhǎng)度越長(zhǎng)，吞吐效果越好。

2.2.4 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

隨著原油與CO2市場(chǎng)價(jià)格的變化，分別為原油價(jià)格和工業(yè)用CO2價(jià)格設(shè)定參數(shù)值：原油價(jià)格（Joil）設(shè)定為2 859元/t，3 335元/t，3 812元/t，4 288元/t，4 765元/t，5 2 41元/t，5 718元/t和6 194元/t；工業(yè)CO2價(jià)格（JCO2）設(shè)定為300元/t，350元/t，400元/t，450元/t和500元/t，忽略設(shè)備費(fèi)用及拉運(yùn)費(fèi)用，當(dāng)JoilNOZ=JCO2ZCO2時(shí)，投入產(chǎn)出比為1，因此經(jīng)濟(jì)極限換油率HOC極限=JCO2/Joil（表5）。

表5 不同原油價(jià)格和不同CO2價(jià)格時(shí)的經(jīng)濟(jì)極限換油率

根據(jù)目前原油價(jià)格2 858.82元/t，工業(yè)用CO2價(jià)格400元/t，則研究區(qū)經(jīng)濟(jì)極限換油率為0.14，換油率小于該值則不再獲得經(jīng)濟(jì)效益。GP97井第一輪CO2吞吐?lián)Q油率2.00，經(jīng)濟(jì)效益顯著；第二輪CO2吞吐?lián)Q油率0.102，經(jīng)濟(jì)效益為負(fù)，不適合進(jìn)行第三輪CO2吞吐。GP101井第一輪CO2吞吐?lián)Q油率2.90，經(jīng)濟(jì)效益顯著；第二輪CO2吞吐?lián)Q油率0.87，經(jīng)濟(jì)效益一般，第三輪CO2吞吐，經(jīng)濟(jì)效益為負(fù)。GP115井第一輪CO2吞吐?lián)Q油率1.80，經(jīng)濟(jì)效益顯著；第二輪CO2吞吐?lián)Q油率0.12，經(jīng)濟(jì)效益為負(fù)，不適合進(jìn)行第三輪CO2吞吐。GP11井和GP25井組第一輪CO2吞吐?lián)Q油率5.80，經(jīng)濟(jì)效益顯著；第二輪CO2吞吐?lián)Q油率2.10，經(jīng)濟(jì)效益依然顯著，第三輪CO2吞吐?lián)Q油率0.77，經(jīng)濟(jì)效益一般。GP82井第一輪CO2吞吐?lián)Q油率0.38，經(jīng)濟(jì)效益較差；第二輪CO2吞吐?lián)Q油率0.18，見效差，不適合進(jìn)行第三輪CO2吞吐。GP58井和GP65井第一輪CO2吞吐?lián)Q油率為負(fù)數(shù)，不適合進(jìn)行第二輪CO2吞吐。該區(qū)水平井CO2吞吐開采不宜超過3輪。

3 結(jié)論

（1）冀東油田G區(qū)塊前期共優(yōu)選7口水平井進(jìn)行注CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，其中4口井CO2吞吐提高采收率效果較好，1口井效果較差，2口井措施無效；總的來說，水平井CO2吞吐提高采收率具有可行性，且效果較好。

（2）水平井水平段射開長(zhǎng)度（穿過油層長(zhǎng)度）越長(zhǎng)，注入的CO2橫向波及范圍越大，注入CO2在底水層中的消耗越??；井底附近的含油飽和度是CO2吞吐提高采收率的基礎(chǔ)，含油飽和度越大，CO2可作用的原油越多，吞吐效果越好。

（3）隨著開采的進(jìn)行，井底附近溶解CO2的原油不斷被采出，而距井底較遠(yuǎn)的原油因流動(dòng)性差，不能及時(shí)給予補(bǔ)充，致使井底附近的含油飽和度大幅度降低，進(jìn)而影響下一輪吞吐效果和吞吐輪次；G區(qū)塊水平井的CO2吞吐輪次不宜超過3輪。

（4）由于在CO2吞吐的過程中，CO2不斷溶解于原油不僅使原油黏度降低，同時(shí)還可驅(qū)替井底附近的原油遠(yuǎn)離井底，所以，采用低構(gòu)造吞吐、高構(gòu)造受效，且井距較短的多井組合方式，是一種最為有效的注CO2吞吐方式。

（5）研究區(qū)經(jīng)濟(jì)極限換油率為0.14，由經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)也可知最大吞吐輪次為3輪。