唐人選， 梁 珀， 吳公益， 陳 菊， 梁 翠

（中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州 225300）

蘇北盆地復(fù)雜斷塊油藏的構(gòu)造復(fù)雜，地層非均質(zhì)性強，水敏嚴(yán)重，注水開發(fā)效果不理想，采出程度低。2005 年，在CN 斷塊泰州組油藏進(jìn)行了注CO2開發(fā)先導(dǎo)性試驗，取得了一定成效；2011 年，注CO2開發(fā)逐步推廣到其他“三低”（低滲透、低效開發(fā)、低采出程度）斷塊油藏；2015 年，又逐步推廣到“三高”（高滲、高含水、高采出程度）油藏及底水稠油油藏。截至2018 年12 月底，蘇北盆地復(fù)雜斷塊油藏已有9 個區(qū)塊規(guī)模化注CO2，共有69 口采油井，其中37 口井注CO2開發(fā)，有同步注CO2開發(fā)，也有注水轉(zhuǎn)注CO2開發(fā)，累計注入64×104t CO2，占注氣驅(qū)總注入量的97%，平均換油率0.312 5。注CO2區(qū)塊中部分低滲透油藏采用水平井開發(fā)，部分采油井進(jìn)行了壓裂改造。

統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，地質(zhì)特征類似的區(qū)塊注CO2開發(fā)效果差異較大，同一區(qū)塊不同開發(fā)單元的開發(fā)效果差異也較大。目前已有研究大多數(shù)針對特定的油藏，采用數(shù)值模擬方法，開展注氣參數(shù)優(yōu)化及注氣效果預(yù)測[1-5]，但沒有驗證實際開發(fā)效果和模擬預(yù)測結(jié)果吻合度，因此，這些文獻(xiàn)資料的借鑒意義不大。為了弄清引起CO2驅(qū)油效果差異的原因，筆者對蘇北盆地復(fù)雜斷塊油藏9 個注CO2區(qū)塊的相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計分析，明確了影響CO2驅(qū)油效果的主要因素，并對其影響規(guī)律有了基本認(rèn)識。

1 注CO2 區(qū)塊油藏概況

蘇北盆地先后有13 區(qū)塊進(jìn)行了注CO2開發(fā)，其中9 個區(qū)塊形成了規(guī)模，且均取得了較好的注氣效果。9 個區(qū)塊的油藏基本參數(shù)見表1。

表 1 蘇北盆地9 個注CO2 區(qū)塊油藏基本參數(shù)Table 1 Basic reservoir parameters of 9 CO2 flooding blocks in the Subei Basin

從表1 可以看出，低滲透油藏中深2 160.00～3 150.00 m，儲層孔隙度13.0%～20.1%，儲層滲透率4～47 mD，儲層壓力22.50～40.82 MPa，儲層溫度74.3～110.0 ℃，地層條件下原油黏度3.78～19.85 mPa·s，儲層有效厚度5.1～38.8 m，混相壓力22.11～29.34 MPa，儲量（49～212）×104t。對低滲透油藏，初期進(jìn)行注水開發(fā)或直接注CO2開發(fā)。中高滲及普通稠油油藏中深1 649.70～2 364.60 m，儲層孔隙度26.68%～28.40%，儲層滲透率93.7～1 394.0 mD，儲層溫度75.6～81.3 ℃，地層條件下原油黏度7.60～5 335.87 mPa·s，儲層平均有效厚度2.9～25.4 m，混相壓力17.2～18.5 MPa，儲量（124.5～167.0）×104t。對中高滲及普通稠油油藏，初期進(jìn)行注水開發(fā)或靠天然邊底水驅(qū)動。

總體而言，蘇北盆地注CO2開發(fā)區(qū)塊的儲層非均質(zhì)性較強，統(tǒng)計的9 個區(qū)塊滲透率突進(jìn)系數(shù)1.82～4.45，變異系數(shù)0.5～1.0，儲層中等偏強水敏。

2 C O2 驅(qū)油效果影響因素

基于蘇北注CO2區(qū)塊油藏基本參數(shù)，結(jié)合現(xiàn)場實踐，分析井型、壓裂情況、注氣前油井初產(chǎn)量、注采比和注氣方式等對CO2驅(qū)油效果的影響程度。

2.1 井型

蘇北9 個注CO2區(qū)塊的69 口采油井中，直井48 口，水平井21 口，其見氣見效情況分別見表2、表3。

表 2 注CO2 區(qū)塊直井見氣見效情況Table 2 Flooding effects and gas production in vertical wells in a CO2 flooding blocks

表 3 注CO2 區(qū)塊水平井見氣見效情況Table 3 Flooding effect and gas production in horizontal wells in CO2 flooding block

由表2 和表3 可知，直井CO2驅(qū)的見效率達(dá)到67%，明顯高于水平井。

注CO2開發(fā)不見效水平井日產(chǎn)油歸一化產(chǎn)量疊加曲線如圖1 所示，注CO2開發(fā)見效水平井日產(chǎn)油歸一化產(chǎn)量疊加曲線如圖2 所示。

圖 1 注CO2 開發(fā)不見效水平井日產(chǎn)油量疊加曲線Fig. 1 Normalized daily oil rate superposition curve of a non-affected horizontal well after CO2 injection

圖 2 注CO2 開發(fā)見效水平井日產(chǎn)油量疊加曲線Fig. 2 A normalized daily oil rate superposition curve of affected horizontal well after CO2 injection

由圖1 可知，注CO2開發(fā)后，不見效水平井產(chǎn)量遞減快，3 年后平均單井日產(chǎn)量不到1.7 t。由圖2可知，見效水平井產(chǎn)量穩(wěn)定或遞減慢，3 年后平均單井日產(chǎn)量達(dá)到4.1 t?？梢姡蛯O2驅(qū)油效果有較大影響。

2.2 壓裂情況

蘇北盆地9 個注CO2開發(fā)區(qū)塊中，21 口水平井進(jìn)行了注CO2開發(fā)，其中15 口井進(jìn)行了壓裂，6 口井未進(jìn)行壓裂，其見氣見效情況分別見表4 和表5。

表 4 注CO2 水平井壓裂后見氣見效情況Table 4 Flooding effect and gas production of CO2 flooding in fractured horizontal wells

表 5 注CO2 未壓裂水平井見氣見效情況Table 5 Flooding effect and gas production of CO2 flooding in non-fractured horizontal wells

由表4 和表5 可知：15 口進(jìn)行了壓裂的水平井中，見效井僅2 口，占13%；6 口未壓裂水平井中，見效井3 口，占50%。可見，是否進(jìn)行了壓裂，對水平井CO2驅(qū)油效果有較大影響。

2.3 注氣前油井產(chǎn)量

對蘇北盆地注CO2見效井的日產(chǎn)油量進(jìn)行了統(tǒng)計，結(jié)果見表6。

由表6 可知，見效井的增油量與其注氣前產(chǎn)油量密切相關(guān)。注氣前產(chǎn)油量高的，注氣見效后產(chǎn)油量增幅大；相反，注氣前產(chǎn)油量低的，注氣見效后產(chǎn)油量增幅小。

進(jìn)一步統(tǒng)計分析注CO2見效前后日產(chǎn)油量之間的關(guān)系，結(jié)果如圖3 所示。從圖3 可以看出，見效前后的日產(chǎn)油量幾乎呈線性關(guān)系。

表 6 蘇北盆地注CO2 見效井日產(chǎn)油量統(tǒng)計Table 6 Statistics on the oil production of wells with effective CO2 flooding in the Subei Basin

2.4 注采比

圖 3 注CO2 見效前后日產(chǎn)量之間關(guān)系Fig. 3 The relationship between daily oil rates before and after effective CO2 flooding

注CO2采油初期生產(chǎn)氣油比較低，為原始溶解氣油比。由于儲層的非均質(zhì)性及各井開采程度不同，油井見氣周期不同，部分井套管內(nèi)CO2體積分?jǐn)?shù)、生產(chǎn)氣油比逐漸增大，最后當(dāng)氣油比升高到一定程度時，油井發(fā)生嚴(yán)重氣竄，幾乎不產(chǎn)油。通過巖心注CO2驅(qū)油試驗可知，高氣油比驅(qū)替階段油井仍有一定產(chǎn)油量，仍然是注CO2開采的主要組成部分，但同時也意味著需要較高的注采比（注入CO2地下體積/采出原油地下體積）。室內(nèi)試驗對礦場開采有一定的借鑒和指導(dǎo)意義，實際開發(fā)中對經(jīng)濟(jì)效益有要求，注采比過大則開發(fā)成本較高，因此需要找出合理的注采比。

對蘇北CZ、TN 和ZJD 等3 個主力區(qū)塊日產(chǎn)油量與注采比的數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計，得到了兩者的擬合曲線，分別見圖4、圖5 和圖6。

圖 4 CZ 區(qū)塊注CO2 采油井日產(chǎn)油量與注采比的關(guān)系Fig. 4 The relationship curves of daily oil rate and injection-production ratio of CO2 flooding in wells in the CZ Block

由圖4—圖6 可知，注CO2采油井的日產(chǎn)油量隨注采比增大不斷遞減，但綜合分析3 個區(qū)塊日產(chǎn)油量與注采比的關(guān)系，穩(wěn)產(chǎn)期最佳注采比應(yīng)在2.5 左右。

2.5 注氣方式

注氣方式主要有注水后轉(zhuǎn)注氣、直接注氣、注氣后轉(zhuǎn)注水3 種。

圖 5 TN 區(qū)塊注CO2 采油井日產(chǎn)油量與注采比的關(guān)系Fig. 5 The relationship curves for the daily oil rate and the injection-production ratio of CO2 flooding well in the TN Block

圖 6 ZJD 區(qū)塊注CO2 采油井日產(chǎn)油量與注采比的關(guān)系Fig. 6 Relationship curves for the daily oil rate and injection-production ratio of CO2 flooding well in the ZJD Block

蘇北盆地復(fù)雜斷塊油藏中，CN 泰州組、TN 阜三段、JN 油田、ZC 垛一段等油藏為注水后轉(zhuǎn)注CO2開發(fā)；XB 區(qū)塊垛一段底水稠油油藏由天然能量驅(qū)轉(zhuǎn)注CO2吞吐；CN、TN、ZJD 和CZ 區(qū)塊注CO2后，由于氣油比增大，進(jìn)行了水氣交替注入；另有多個區(qū)塊進(jìn)行了同步注CO2開發(fā)。統(tǒng)計分析這些油藏的生產(chǎn)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，注CO2后的增油效果與注氣方式關(guān)系不大，與注氣前油藏含油飽和度有較強的相關(guān)性。

3 C O2 驅(qū)主要影響因素的影響機(jī)理

3.1 井型和壓裂

從表2—表5 可以看出，水平井注CO2后見效率很低，尤其是水平井壓裂開采見效率更低。分析認(rèn)為，應(yīng)該可以歸結(jié)于以下幾方面的原因：

1）地層天然微裂縫發(fā)育。由于低滲透油藏埋藏深，一般存在天然微裂縫，當(dāng)油藏埋深超過900.00 m后多會產(chǎn)生垂直裂縫，水平井可以穿過這些微裂縫，形成連通網(wǎng)絡(luò)[6]。水平井進(jìn)行壓裂改造，會導(dǎo)致地層天然微裂縫擴(kuò)張延伸，在注采井距幾百米情形下，這些縱橫交錯微裂縫很容易將注采井溝通，若人工裂縫方向平行于流線方向，更容易造成氣體突破。用天然能量開發(fā)低滲透油藏，水平井是一種理想的井型；但對于注氣開采，水平井恰恰是不好的選擇[6]。另外，水平井壓裂增加了地層裂縫，人為加大了地層的非均質(zhì)性，使水平井見氣周期更短，氣竄更嚴(yán)重，最終采收率更低[3,7]。

2）水平井流動阻力小[6]，氣體易突破。以一注一采為例，在注采井距相同、產(chǎn)量相同、注采壓差相同前提下，水平井為線性流，阻力小，而直井為徑向流，阻力大，水平井見氣周期短于直井。

3）水平井易氣竄。低滲透油藏儲層多而薄，水平井穿插各個小層，各小層縱向非均質(zhì)性導(dǎo)致其容易氣竄。特別是相對于直井而言，水平井控制面積較大，近井地帶為線性流，氣體流動阻力小，因而氣竄更嚴(yán)重。

4）油藏厚度較小。當(dāng)油藏厚度較小或原油黏度較高時，一般采用水平井開采[6]。但薄油層過流面積小，原油黏度高，相同注入壓差下氣體運動更快，水平井見氣周期更短。蘇北低滲透油藏埋藏深，儲層溫度相對較高，地層原油黏度低，低滲區(qū)塊橫向黏度變化不大。因此，低滲透油藏水平井氣竄與原油黏度相關(guān)性不大，但油藏厚度有一定影響。

另外，因蘇北低滲透油藏埋藏較深，壓實作用明顯，砂層泥巖含量高，層間泥巖隔層多，縱向滲透性較差，水平井初產(chǎn)及累計產(chǎn)油量均不如直井。

3.2 注采比

注采比一般高于1，但注采比應(yīng)該在合理的范圍內(nèi)。注采比太低，見效周期長，產(chǎn)量低；注采比太高，見氣周期短，容易引起氣竄。因此，注采比過高或過低，注氣效果均不理想。蘇北盆地復(fù)雜斷塊油藏選擇注采比時，一般要考慮以下因素：1）復(fù)雜低滲透斷塊油藏大多為半封閉斷塊，層間、平面不可避免地存在外溢；2）滯后注氣要考慮地層虧空，較高的注采比能很快提高地層壓力水平；3）為確保油藏處于混相，保證地層壓力略高于混相壓力；4）當(dāng)氣油比較高或采油井氣竄后，地層壓力下降，為維持一定的產(chǎn)量，就必須逐漸提高注采比，以保持地層壓力處于一定的水平。

蘇北盆地有的區(qū)塊注采比較高，但日產(chǎn)油量下降幅度小，這主要是油藏均質(zhì)性較好，采油井壓裂少，且未采用水平井開發(fā)，氣油比雖然不斷增大，但氣竄井較少。有的區(qū)塊日產(chǎn)油量隨著注采比增大急劇下降，分析認(rèn)為是對水平井進(jìn)行了壓裂，人為增強了油藏的非均質(zhì)性，氣竄嚴(yán)重，導(dǎo)致井底附近溫度降低[8]，原油黏度增大，原油流動阻力增大。因而，注采比越高，日產(chǎn)油下降越快。

3.3 油井產(chǎn)油量

無論是注水開發(fā)還是注氣開發(fā)，油藏必須得有一定的物質(zhì)基礎(chǔ)，即必須得有一定的儲量支撐。對于注水轉(zhuǎn)注氣開發(fā)井而言，最好的判斷參數(shù)就是油井注氣前的產(chǎn)油量和油藏的剩余儲量；對于同步注氣開發(fā)井，油藏要有一定的自然產(chǎn)能；對于注水轉(zhuǎn)注氣或彈性開發(fā)轉(zhuǎn)注氣開發(fā)，必須優(yōu)化注采井組，落實井組的采出程度，一般選初期產(chǎn)量較高、產(chǎn)量遞減快和采出程度低的注采井組。

蘇北盆地復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)數(shù)據(jù)驗證了上述說法：注水轉(zhuǎn)注CO2區(qū)塊見效井組，見效井主要分布在剩余油富集區(qū)，且有一定的產(chǎn)油量；同步注CO2開發(fā)的蘇北CZ 阜三段、SD 阜三段和HZ 阜三段，有較明顯效果的是自然產(chǎn)能較高的CZ 阜三段；對比注水轉(zhuǎn)注CO2區(qū)塊的井組，位于剩余油富集區(qū)的洲18 井組取得了明顯的增油效果。剩余油富集區(qū)一般分布在構(gòu)造高部位與斷層遮擋處、注水不見效的低滲地帶、被砂埋的注水井下部、注采流線較弱區(qū)域、正韻律地層上部、高含水稠油等區(qū)域。剩余油富集區(qū)均為注水未波及區(qū)，動用程度低，注水轉(zhuǎn)注氣開發(fā)效果較好，吸入剖面明顯改善[9]，注CO2后動用程度提高，單井產(chǎn)量大幅度增加。進(jìn)一步分析認(rèn)為，之所以注CO2效果好于注水，是因為氣體擴(kuò)散性好于水，另外CO2具有膨脹、降黏、降低界面張力等特性，CO2驅(qū)的波及系數(shù)和洗油效率均好于水驅(qū)[4]。

4 結(jié)論及認(rèn)識

1）注CO2開發(fā)低滲透油藏時，井型和壓裂對開發(fā)效果都有影響，直井的驅(qū)油效果好于水平井，未壓裂井的驅(qū)油效果好于壓裂井。

2）注CO2開發(fā)低滲透油藏時，過低的注采比和過高的注采比均得不到很好的驅(qū)油效果。蘇北盆地低滲透油藏注CO2開發(fā)時的最佳注采比為2.5左右。

3）油藏注氣前的產(chǎn)量越大，CO2驅(qū)油效果越好。對于高含水二次注CO2開發(fā)，油藏既要有一定的產(chǎn)量，也要有一定的剩余儲量，以保證注CO2高效、長效。

4）注氣方式對蘇北盆地復(fù)雜斷塊油藏注CO2開發(fā)效果影響不大。