陳祖華 ，吳公益，錢衛(wèi)明，王 軍，馬 濤，王海妹，鄭永旺，熊欣雅

（1.中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京 210011；2.中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州 225300；3.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

提高采收率是油田開發(fā)永恒的主題，注CO2提高采收率以其廣泛的適應性、顯著的增油效果、可回收循環(huán)利用、驅(qū)油的同時實現(xiàn)封存等特點，已成為國外三次采油提高采收率的主要手段。CO2驅(qū)油提高采收率在國外已是成熟技術(shù)，美國率先開展CO2驅(qū)油試驗研究，1952 年美國大西洋煉油公司首先申請了CO2驅(qū)油專利［1］，1958年Shell首先在Permian 盆地試驗注CO2驅(qū)油［2］，1972 年首個商業(yè)項目在美國德州Kelly-Snyder 油田實施［3］。1986 年后美國CO2驅(qū)項目和產(chǎn)量明顯增加，2012 年CO2驅(qū)油項目占三次采油項目總數(shù)的87%，2014 年美國CO2驅(qū)油年EOR 產(chǎn)量已達1 371×104t，約占世界總CO2驅(qū)油年EOR產(chǎn)量的93%［4］。此外，俄羅斯、加拿大、法國、英國等國家也先后開展了相關(guān)研究，并取得了顯著的成效［5］，CO2驅(qū)一般可提高采收率10%～30%，已形成機理研究、數(shù)模與油藏工程設(shè)計、注采工藝與地面工程設(shè)計、動態(tài)監(jiān)測與調(diào)整等一整套的技術(shù)方法。

中國CO2驅(qū)油始于20世紀60年代，大慶油田率先開展了注CO2小井距提高采收率先導試驗和輕質(zhì)油段塞提高采收率現(xiàn)場試驗，階段提高采收率8%～10%。此后，國內(nèi)CO2驅(qū)研究工作長期停滯不前，直到80年代相繼發(fā)現(xiàn)了蘇北黃橋、吉林萬金塔等天然CO2氣源，才開始重視CO2驅(qū)的研究。目前，在中國石油吉林、大慶、新疆、長慶等油田，中國石化華東、江蘇、勝利、中原、東北等油田以及延長油田都進行了廣泛的研究、先導試驗和推廣應用，已成為比較成熟的提高采收率技術(shù)［6-8］。據(jù)統(tǒng)計，中國該項技術(shù)的應用主要是在低滲透油藏開展，占CO2驅(qū)項目的90%，一般提高采收率6%～20%。蘇北盆地由于氣源優(yōu)勢，從20 世紀80 年代起開展CO2驅(qū)油/吞吐研究和礦場試驗。

1 油田地質(zhì)開發(fā)特點

蘇北盆地號稱地質(zhì)家的考場，老一輩地質(zhì)學家有一句話非常形象的話比喻了它的復雜性，叫做“一只盤子摔在地上，被踩了一腳，再踢了一下”，具有“碎、小、低、薄、深”的地質(zhì)特點。碎是指斷塊面積小于0.5 km2的復雜-極復雜斷塊油藏占80%以上；小是指儲量規(guī)模小于100×104t 的油藏占87%；低是指儲量豐度和資源品位低，阜寧組低滲透、特低滲透、致密油藏占總儲量的67.5%；薄是指油層厚度一般為0.5～5m，小于2 m 的油層占油層總厚度的50%以上；深是指埋藏深度大于2 700 m 的油藏占47%。這導致蘇北盆地小斷塊油藏開發(fā)難度大、開發(fā)效果差，集中表現(xiàn)為低滲透油藏具有“三低”的特點，即采收率低（15.6%），采油速度低（0.48%），平均單井日產(chǎn)油量低（1.4 t/d）；中高滲透復雜斷塊油藏則具有“三高”的特點，即采出程度高（31.3%），綜合含水率高（93%），剩余油高度分散。

上述地質(zhì)開發(fā)特點使注CO2提高采收率技術(shù)在蘇北盆地的應用有弊有利，不利之處在于復雜小斷塊難以形成規(guī)則和完整的CO2驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)、難以整體評價開發(fā)效果、難以大規(guī)模推廣應用。但也存在有利的一面，油藏斷塊的封閉性有利于CO2氣體的聚集；埋藏深能滿足地層壓力大于混相壓力，有利于CO2與原油的混相；阜寧組的低滲透、特低滲透、致密油藏水層不發(fā)育，有利于注CO2開發(fā)時降低含水減緩腐蝕；斷塊碎且小有利于靈活應用不同的驅(qū)替方式而互不干擾；多薄層有利于后期的接替和綜合調(diào)整等等。經(jīng)過35 a 的研究與實踐，華東油氣田因地制宜，探索了一條適合復雜小斷塊油藏的注CO2提高采收率之路。

2 注CO2提高采收率技術(shù)

華東油氣田注CO2提高采收率技術(shù)的發(fā)展經(jīng)歷單井吞吐提高采收率階段（1987—2000 年）、中高滲透油藏非混相驅(qū)試驗階段（2000—2004 年）、草舍泰州組油藏混相驅(qū)重大先導試驗階段（2005—2013年）和推廣應用階段（2012—2019 年）4 個階段。在注CO2提高采收率方面形成了CO2驅(qū)/吞吐室內(nèi)物理模擬實驗、CO2驅(qū)/吞吐適宜度評價、CO2驅(qū)方案設(shè)計與適時優(yōu)化調(diào)整、CO2驅(qū)混相判識和CO2驅(qū)開發(fā)效果綜合評價等5項開發(fā)技術(shù)，以及采集、凈化、集輸、注入、采油、回收等6 項配套工藝，為注CO2提高采收率技術(shù)的推廣應用提供了保障。

2.1 開發(fā)技術(shù)

2.1.1 CO2驅(qū)/吞吐室內(nèi)物理模擬實驗技術(shù)

在草舍泰州組油藏混相驅(qū)重大先導試驗階段，CO2驅(qū)室內(nèi)研究主要以機理為主，輔以相應的室內(nèi)試驗，形成了CO2-原油體系高溫高壓相態(tài)實驗、長巖心驅(qū)替和最小混相壓力測試3項常規(guī)實驗技術(shù)。

隨著注CO2提高采收率技術(shù)向致密、中高滲透、組合驅(qū)替、二次驅(qū)油等方向的推廣應用，針對不同油藏的地質(zhì)開發(fā)特點，建立新的實驗技術(shù)體系，開展改變驅(qū)替方式、豐富驅(qū)替介質(zhì)方面的探索與實踐，形成降低最小混相壓力研究、中高滲透高含水油藏2C（CO2+Chemical 的首字母縮寫）組合驅(qū)油機理研究、壓裂改造后致密砂巖油藏CO2驅(qū)/吞吐微觀機理及滲流特征研究、低滲透油藏一次驅(qū)替后微觀剩余油分布特征研究及二次注氣提高采收率機理研究等5項CO2驅(qū)室內(nèi)物模模擬實驗技術(shù)。

降低最小混相壓力研究 采用實驗與理論計算相結(jié)合的方法，系統(tǒng)研究溫度、壓力、原油組成、添加劑等對驅(qū)油效果的影響規(guī)律，分析原油組成分布、分子鏈長、添加劑結(jié)構(gòu)及配比等對降低最小混相壓力的作用機制，揭示CO2混相驅(qū)油的內(nèi)在機理，為降低最小混相壓力提供理論指導［9］。具體步驟包括：①以Gaussian09 軟件為計算中介，分別計算CO2分子間、烴類分子間、烴類分子與CO2分子之間的相互作用大小，找出影響CO2與烴類互溶的關(guān)鍵因素。②設(shè)計了一種以緩沖釜、具藍寶石視窗的三循環(huán)高壓相平衡釜和分離釜為主的連續(xù)循環(huán)式高溫高壓實驗裝置，測定不同實驗條件下，不同添加劑下，原油體系以及一系列相應單組分與CO2的相行為。③采用自行開發(fā)的四次狀態(tài)方程，建立能夠計算烷烴單組分和CO2體系溶解度的數(shù)學模型。④測定了CO2與原油的高壓相平衡數(shù)據(jù)，以及CO2+原油+添加劑高壓相平衡數(shù)據(jù)，并構(gòu)建多組分相平衡的數(shù)學模型。⑤測定不同添加劑體系相的平衡數(shù)據(jù)［10］。

圖1 高溫高壓微觀可視化裝置Fig.1 Diagram of high temperature and high pressure micro-visualization device

圖2 多孔介質(zhì)仿真模型Fig.2 Simulation model of porous medium

2C 組合驅(qū)油機理研究 采用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、物理模擬驅(qū)替裝置、高溫高壓可視釜、高溫高壓界面張力儀等實驗裝置以及多孔介質(zhì)仿真模型，開展2C 組合驅(qū)油機理研究（圖1，圖2）。高溫高壓微觀可視化裝置的核心為帶有藍寶石視窗的高壓巖心夾持器，其工作溫度為0～300 ℃，最高工作壓力為100 MPa。實驗中使用的數(shù)字高速攝像機能夠捕捉全分辨率為1 920×1 080 的圖像，1 320 幀/s，能夠捕捉油滴的微觀變化過程。觀測發(fā)現(xiàn)，2C 中的洗油劑溶液既可以通過降低界面張力將油膜拉絲、剝離巖石表面，也可以乳化小孔隙原油，將其分散、剝離，從而提高剩余油動用程度；而2C 中的CO2能夠剝離水膜，與原油直接接觸，在溶解抽提的作用下驅(qū)替微觀剩余油，降低細小喉道中的含油飽和度。

壓裂改造后致密砂巖油藏CO2驅(qū)微觀機理及滲流特征研究 傳統(tǒng)的常規(guī)刻蝕模型以及鑄體薄片模型通常具有光滑的邊界孔道（圖3a），為改進常規(guī)模型由于孔喉連通性、潤濕性以及分維度（二維）等因素與真實巖心存在的差異性，建立由高倍金相顯微鏡、臺式電腦、巖心薄片夾持器、微量驅(qū)替泵、恒溫調(diào)節(jié)系統(tǒng)等設(shè)備和相關(guān)數(shù)據(jù)采集軟件集成的實驗體系，采用反射式顯微放大測試方式觀測真實巖心薄片模型中水驅(qū)油微觀分布和滲流特征，用計算機自動采集CO2驅(qū)油過程的動態(tài)圖像。通過數(shù)值圖像重構(gòu)處理，對不同井深觀測面上的數(shù)值圖像進行疊加，形成擬三維薄片巖心模型和剩余油/水分布圖像（圖3b，3c），并在軟件上進行圖像數(shù)據(jù)處理和驅(qū)替效率計算。由于巖心模型具有一定的真實厚度，微觀流動從二維變?yōu)槿S，潤濕性對微觀剩余油賦存形態(tài)的影響得以有效體現(xiàn)。

圖3 刻蝕模型與真實模型微觀油水賦存狀態(tài)Fig.3 Microscopic oil and water state in etching and real core models

2.1.2 CO2驅(qū)/吞吐適宜度評價技術(shù)

為全面評價蘇北盆地注CO2提高采收率開發(fā)的可行性和潛力，借鑒中外評價體系經(jīng)驗，結(jié)合蘇北盆地礦場實踐，基于模糊數(shù)學法和層次分析法建立CO2驅(qū)/CO2吞吐適宜度評價方法、評價標準和評價體系［11］。

CO2驅(qū)適宜度評價體系 根據(jù)歐美各國已成功實施的CO2驅(qū)項目的地質(zhì)和工程參數(shù)出現(xiàn)的頻率來確定評價指標；再利用蘇北盆地已實施CO2驅(qū)油藏的室內(nèi)實驗數(shù)據(jù)來獲取評價指標的取值范圍，建立評價標準；然后通過查閱資料、理論分析以及現(xiàn)場經(jīng)驗進行修正。最終建立了包括流體物性、油藏特征、儲層特征和其他參數(shù)4 個方面的26 項評價指標（圖4）。在實際應用時26項評價指標往往既相互依賴，又相互矛盾，給決策和評價造成一定的難度。為此，采用模糊評價集合{好，較好，中等，較差，差}來描述目標油藏的CO2驅(qū)適宜度，采用模糊層次分析法求取每個指標的權(quán)重。

評價一個油藏是否適合CO2混相驅(qū)，除了參考上述評價體系，還需增加考慮達到混相原則、最佳流度比原則、避免嚴重非均質(zhì)性原則和最低含油飽和度4個原則進行綜合評價。

CO2吞吐適宜度評價體系 CO2吞吐投資少、見效快、適應范圍廣，特別適用不能建立完善注采對應關(guān)系的復雜斷塊油藏，但選井是決定吞吐效果的先決條件。借鑒國外（主要是美國）的CO2吞吐選井條件，結(jié)合室內(nèi)試驗成果，分析蘇北盆地已實施CO2吞吐的現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)，確定評價指標的取值范圍，得到含13 項參數(shù)的CO2吞吐適宜度選區(qū)評價指標，主要包括儲層物性、含油性、流體性質(zhì)的11 項油藏評價條件指標，以及含水率、初期產(chǎn)液量2項選井條件指標，并參考經(jīng)濟性將各項指標按“較差、中、較好、好”進行分級，為CO2吞吐選井提供參考。

2.1.3 CO2驅(qū)方案設(shè)計與適時優(yōu)化調(diào)整技術(shù)

CO2驅(qū)油藏工程方案優(yōu)化設(shè)計主要涉及地質(zhì)特征再認識、精細三維地質(zhì)建模、CO2驅(qū)井網(wǎng)優(yōu)化部署、高含水調(diào)控、能量補充方式、注采參數(shù)優(yōu)化、單井參數(shù)設(shè)計、換油率與開發(fā)指標預測、產(chǎn)出氣循環(huán)利用等方面。CO2驅(qū)油藏工程方案優(yōu)化設(shè)計和調(diào)整的關(guān)鍵在于提高波及系數(shù)，控制CO2黏性指進和CO2沿高滲透條帶的突破。

精細三維地質(zhì)建模 利用精細三維地質(zhì)建模和微細斷層刻畫技術(shù)，將地質(zhì)認識、地質(zhì)思維和數(shù)學算法有機融合，建立復雜斷塊油藏地下認識體系。重點刻畫3 個方面：①微細斷層。立體組合刻畫油藏邊界斷層、次級斷層以及5 m 以上斷距的微細斷層（圖5）。②斷層封閉性和儲層連通性。由于CO2具有比油和水更強的高滲透性，對開展CO2驅(qū)的油藏進行斷層性質(zhì)的研究更為重要。依據(jù)斷層的力學性質(zhì)、斷層面及兩側(cè)的巖性條件和排驅(qū)壓力、單井斷點的測井曲線特征、鉆井過程中的顯示、斷層兩盤的流體性質(zhì)及分布、生產(chǎn)動態(tài)資料等因素綜合判斷斷層的封閉性和儲層的連通性，在此基礎(chǔ)上利用三維地質(zhì)建模技術(shù)精準刻畫斷層的縱橫向斷距、斷層兩側(cè)砂巖接觸面積及其疊置關(guān)系。③非均質(zhì)性。通過研究非均質(zhì)形成機理、刻畫非均質(zhì)類型及其平面和縱向展布規(guī)律來表征非均質(zhì)性。CO2驅(qū)的開發(fā)必須充分考慮氣體的黏性指進和超覆現(xiàn)象，這就要求三維地質(zhì)模型平面和垂向網(wǎng)格單元盡量小，確保較精確保留隔夾層及優(yōu)勢滲流通道等極致條帶的信息，以便能夠反映超覆和指進現(xiàn)象。

圖4 CO2驅(qū)適宜度評價體系Fig.4 Suitability evaluation system for CO2flooding

圖5 微細斷層的三維建模Fig.5 3D modeling for fine fault

CO2驅(qū)開發(fā)方案設(shè)計 開發(fā)井網(wǎng)的部署主要以“擴波及、防氣竄”為目標，力爭較大的增油幅度、較長的見效時間和較高的采收率。復雜小斷塊CO2驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)的部署主要遵照以下原則：①層系劃分必須具有一定的物質(zhì)基礎(chǔ)。②以自然斷塊為單元，采用不規(guī)則方式部署CO2驅(qū)井網(wǎng)，最大限度地控制較多的儲量，且有利于保持地層壓力。③根據(jù)平面氣竄方向和縱向高滲透通道匹配CO2驅(qū)注采井網(wǎng)，有利于流度控制。④選擇具有較高面積波及系數(shù)的布井方式，有利于保持注采平衡。⑤考慮便于CO2驅(qū)開發(fā)后期的調(diào)整來部署井網(wǎng)。

CO2驅(qū)油藏工程參數(shù)設(shè)計主要利用組分數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合室內(nèi)實驗結(jié)果，以累積產(chǎn)油量、換油率、氣油比為主要評價指標，優(yōu)化CO2驅(qū)注入時機、注入方式、注入CO2純度，注入速度、注入量、生產(chǎn)井工作制度等。重點圍繞提高波及系數(shù)、控制CO2黏性指進和突破提出了“先期注入、大段塞、高部位注”的設(shè)計理念。先期注入有利于提高地層壓力，增加油相中CO2溶解量，降低油氣界面張力和油相黏度，提高混相程度；大段塞有利于增加CO2波及區(qū)域，提高油井見效率，增強驅(qū)替效果；高部位注氣有利于抑制CO2重力超覆，減少垂向竄流［12-13］。

2.1.4 CO2驅(qū)混相判識技術(shù)

建立考慮CO2混相驅(qū)前緣形成過程的超臨界早期滯后、混相帶形成時機及形成過程穩(wěn)定性的室內(nèi)物理模擬和理論模擬的評價技術(shù)。首先運用一維長巖心驅(qū)替和細管模擬判識混相特征；其次利用二維注采剖面模型跟蹤混相前緣，通過注采井壓降剖面，模擬油藏的混相狀態(tài)；同時，結(jié)合現(xiàn)場對原油性質(zhì)、地層壓力、見氣突破時間、注氣產(chǎn)液剖面等動態(tài)監(jiān)測資料，綜合判識混相驅(qū)傳質(zhì)過程相態(tài)的變化規(guī)律和油藏混相狀況。

一維長巖心驅(qū)替和細管模擬判識混相特征CO2驅(qū)開發(fā)過程中，通常先見效再突破，若達到混相驅(qū)替，氣體突破時間則會更遲。非混相驅(qū)（19 MPa）在注入0.55 HCPV 時CO2氣體突破，且氣油比快速上升，此時油氣界面存在；而混相驅(qū)（35 MPa）在注入0.81 HCPV 時CO2才開始突破（圖6），且油氣過渡帶界面消失。

圖6 注入烴類孔隙體積倍數(shù)與日產(chǎn)油量、氣油比關(guān)系曲線Fig.6 Relationship among pore volume of injected hydrocarbon and daily oil production/GOR

二維注采剖面模型跟蹤混相前緣 以三相CO2驅(qū)組分模擬技術(shù)，建立注氣混相狀態(tài)定量表征方法，明確注氣不同相帶的P-T 相圖、組成和性質(zhì)變化。結(jié)合地層壓力、氣油比等現(xiàn)場動態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)，連續(xù)模擬跟蹤從注入井到生產(chǎn)井CO2前緣的推進狀態(tài)。跟蹤分析數(shù)模中壓降剖面、油相中CO2摩爾含量剖面和地層油黏度剖面的變化（圖7），綜合判識CO2和原油混相帶的寬度、與注水井的距離以及氣竄后地層混相狀況。CS油田壓降剖面顯示，注氣井周圍100～120 m 網(wǎng)格內(nèi)地層壓力監(jiān)測均在混相壓力29.3 MPa 以上；原油中的CO2增加摩爾含量最高可達71%。

圖7 數(shù)模中壓降、油相中CO2摩爾含量和地層油黏度剖面的變化Fig.7 Numerical simulation profiles of pressure drop，CO2mole concentration in crude oil and crude oil viscosity

綜合判識混相狀況 運用精細網(wǎng)格尺寸的數(shù)值模擬模型，結(jié)合原油性質(zhì)（黏度、密度、組分）、地層壓力、見氣突破時間、注氣產(chǎn)液剖面等生產(chǎn)動態(tài)和示蹤劑監(jiān)測資料，綜合判識不同級別的注氣優(yōu)勢滲流通道及其對注氣效果的影響，以及混相驅(qū)傳質(zhì)過程中相態(tài)的變化規(guī)律和油藏混相狀況。

2.1.5 CO2驅(qū)開發(fā)效果綜合評價技術(shù)

CO2驅(qū)注采特征 從單井和井組動態(tài)分析入手，揭示CO2驅(qū)注采特征和開發(fā)規(guī)律。主要包括3個方面：①單井動態(tài)分析。根據(jù)CO2注入量、注入壓力、分層吸氣/水指數(shù)和吸入強度等變化情況開展注入井單井動態(tài)分析；根據(jù)產(chǎn)量、含水率、氣油比、地層壓力、井流物性質(zhì)（組分、黏度、密度）和混相程度等變化情況開展采油井單井動態(tài)分析。②井組動態(tài)分析。通過波及面積、產(chǎn)量劈分、CO2驅(qū)儲量控制程度、見效層位及方向、CO2突破方向等變化情況分析井組波及體積；通過井組油、氣、水產(chǎn)量、含水率、氣油比、壓力和注采比的變化分析注采狀況；通過氣水前緣監(jiān)測、原油黏度場/密度場、CO2黏度場/密度場/摩爾含量場和注采井間壓力等變化分析井組混相狀況。③CO2驅(qū)注采特征分析。根據(jù)地質(zhì)特征、典型井開發(fā)特征、調(diào)整措施和開發(fā)技術(shù)等對單井和井組注采特征進行分類；對CO2儲量動用狀況、油藏能量保持水平、含水率、氣油比、注CO2利用率、CO2驅(qū)遞減率和提高采收率幅度等深入分析，歸納總結(jié)CO2驅(qū)見氣、見效特征和開發(fā)規(guī)律；對CO2驅(qū)井網(wǎng)、驅(qū)替方式、注采井工作制度和調(diào)整措施的適應性以及階段采收率進行綜合評價［14］。

CO2驅(qū)開發(fā)效果綜合評價 統(tǒng)計國外已成功實施的CO2驅(qū)項目的開發(fā)效果，研究影響其開發(fā)效果的主要因素，類比水驅(qū)效果評價標準以及指標自身的變化特點，篩選并確定了2 大類20 項開發(fā)效果評價指標。一類是10 項工程技術(shù)指標，包括CO2驅(qū)儲量控制程度、CO2驅(qū)儲量動用程度、壓力保持水平、突破時間、見效時間、CO2驅(qū)最終增加采收率、增產(chǎn)倍比、累積換油率、累積存氣率、注入能力等；另一類是10 項人為控制因素指標，包括階段注采比、注采井綜合生產(chǎn)時效、老井措施有效率、開發(fā)層系劃分、合理注氣時機、井網(wǎng)密度、氣水體積、注采井數(shù)比、井網(wǎng)形式、噸油操作成本等。結(jié)合蘇北盆地CO2驅(qū)實際開發(fā)效果和專家意見，利用多指標模糊聚類評價方法將指標劃分為好、較好、中等、較差、差5個等級，用層次分析方法確定各評價指標的權(quán)重。利用該體系可綜合評價CO2驅(qū)階段的開發(fā)效果，為CO2驅(qū)油方案的調(diào)整提供依據(jù)。

2.2 配套工藝技術(shù)

2.2.1 采集工藝——井口選型、防腐配套及安全生產(chǎn)管理技術(shù)

根據(jù)井口裝置和采油樹的要求以及實際生產(chǎn)情況，井口選型采用210 型FF 級防腐采氣樹。采氣樹井口配備緊急切斷、數(shù)據(jù)自動采集、壓力和視頻監(jiān)控等控制系統(tǒng)，保證安全采氣。

通過不同材質(zhì)在不同條件下的腐蝕實驗評價，發(fā)現(xiàn)各種材質(zhì)抗腐蝕能力依次為：9Cr≥3Cr≥20#≥N80≥氮化D 級≥D 級（圖8），故選擇3Cr 及以上材質(zhì)的防腐油管做為采氣管柱，實驗是在飽和CO2、壓力為20 MPa、含水率為100%的狀態(tài)下進行的。

圖8 不同材質(zhì)腐蝕速率曲線Fig.8 Corrosion rate curves of different materials

同時，利用井口緊急切斷、數(shù)據(jù)自動采集、壓力和視頻監(jiān)控等技術(shù)保證安全管理。

2.2.2 凈化工藝——蒸餾提純一體化CO2處理工藝技術(shù)

天然CO2氣井采出氣中CO2純度高達98%～99%，但仍然含有少量雜質(zhì)，包括液態(tài)烴類、氣態(tài)烴類、不凝氣體及水等。為滿足油田CO2儲運的要求，通常首先將氣態(tài)CO2凈化成低溫低壓液態(tài)（-20 ℃，2.0 MPa），因此需要分離出以上雜質(zhì)。根據(jù)設(shè)備少和能耗低的技術(shù)設(shè)計要求，從溶劑吸收法、變壓吸附法、膜分離法和蒸餾法等CO2凈化處理工藝方法中，優(yōu)選蒸餾法CO2凈化工藝，包括凈化處理、制冷、油回收、DCS 控制、CO2儲存5 大系統(tǒng)。2005 年7 月建成紅莊CO2凈化處理站（圖9），處理后產(chǎn)品中的CO2含量為99.03%，C1—C5等輕烴組分和氮氣含量為0.09%，還有微量的輕質(zhì)原油，含水量小于等于200 mg/L，達到設(shè)計要求。

2.2.3 集輸工藝——液態(tài)CO2低溫安全運輸及壓注工藝技術(shù)

圖9 采出氣蒸餾提純凈化處理系統(tǒng)Fig.9 Process of distillation，purification and treatment system of produced gas

液態(tài)CO2壓注工藝的技術(shù)難點主要有3 個方面：①氣態(tài)CO2容易液化，液態(tài)CO2也極易汽化，汽化時由于吸收大量的熱量，含有微量水的液態(tài)CO2容易形成水合物，堵塞管道和設(shè)備。②液態(tài)CO2汽化后，嚴重影響泵效，從而影響壓注工藝過程。③隨著CO2儲罐壓力的下降，注入泵吸入壓力無法保證，影響注入泵正常工作；同時，受CO2含水影響，儲罐卸壓后易造成儲罐凍堵等問題。

基于CO2的物理特性，研究設(shè)計了壓注泵前喂液泵增壓、壓注過程變頻控制、壓注泵后加熱升溫、CO2儲罐自增壓的液態(tài)CO2泵注專有技術(shù)，保證了CO2平穩(wěn)高效注入。

鑒于江蘇地區(qū)公路、水系發(fā)達，根據(jù)注氣單元的地表特征，為降低輸氣成本，優(yōu)化設(shè)計了車拉船運和管線輸送。槽車和槽船的運輸壓力為2 MPa，溫度為-20 ℃；管線設(shè)計的運輸壓力為35 MPa，設(shè)計溫度為環(huán)境溫度。為滿足不同地質(zhì)條件、不同規(guī)模、不同壓力的注入需要，設(shè)計出“集中”和“單點”2種供氣模式：一是長流程泵注，采用屏蔽泵喂液、增壓泵增壓、換熱器加熱、管網(wǎng)輸送（圖10）；二是短流程撬裝注入，采用罐車或槽船輸送、撬裝泵注入。形成了集中建站多泵多井、集中建站單泵單井、單井撬裝注入小站3 種液態(tài)CO2儲存增壓注入流程及水氣交替注入的注入井井口流程。

圖10 長流程泵注高壓CO2注氣管網(wǎng)Fig.10 CO2injection network with long process pump at high pressure

2.2.4 注入工藝——機械錨定式注入管柱及安全密封控制工藝技術(shù)

研發(fā)了機械錨定式和自平衡式2 種注氣管柱，封隔器等核心工具承壓差大于35 MPa、耐溫110 ℃，所使用的封隔器膠筒等密封件采用防氣防腐的進口丁腈混煉膠，滿足CO2注氣密封的需要，同時考慮具有測吸氣剖面的功能，保證注入井管柱免修期2 a以上。草舍泰州組油藏有4口井使用機械錨定式注氣管柱，試驗期間油管和套管的環(huán)空套壓為0，1 口井使用自平衡式注氣管柱。注氣井免修期達24～87個月（設(shè)計免修期為24 個月）。近年來強制要求開展氣密性檢測，確保注氣管柱的密封性，防止套管腐蝕。同時為適應油藏開發(fā)需求，研發(fā)并應用了一級兩段分層注氣管柱。

由于現(xiàn)有注氣井多為常規(guī)油水井，井下油層套管為常規(guī)圓螺紋扣，沒有采用高壓注氣條件下氣密性扣套管。經(jīng)過一段時間高壓注氣后，井口表層套管會出現(xiàn)較高套壓，所以進一步完善了注氣井井口裝置，即在表層套管上安裝了套壓表，實時記錄表套壓力，并及時釋放，保證了注氣井的井口安全。

2.2.5 采油工藝——適應不同氣油比的舉升及防腐工藝技術(shù)

隨著注氣開發(fā)后期CO2氣油比的大幅增加，采油井地面輸油管線的生產(chǎn)壓力加大，增加了輸油管線的安全隱患，為此在出油管線上安裝了油嘴套和止回閥，以確保產(chǎn)出油氣能夠平穩(wěn)進入地面輸油管線（圖11）。此外，探索了高氣液比舉升工藝，先后開展了防腐防氣螺桿泵+多杯氣錨、防腐防氣過橋泵+螺旋油氣分離器、環(huán)形閥防氣泵+氣錨等多種有桿泵舉升工藝，雙柱塞串聯(lián)式強啟閉抽油泵在高氣液比舉升方面取得了良好的效果。

圖11 氣油比增加后采油井井口生產(chǎn)示意Fig.11 Schematic diagram of production well head after GOR increasing

針對腐蝕問題，開展了257 項動靜態(tài)防腐蝕和防結(jié)垢試驗，樹立了本體防腐的理念。自主研發(fā)了HD-1 號緩蝕阻垢劑，取得了較好的防腐效果。注氣井C23井埋深為2 700 m處的掛片腐蝕試驗表明，經(jīng)過289 d 的浸泡，其腐蝕速率為0.000 5 mm/a；采油井套管添加HD-1號高效CO2緩蝕劑后，監(jiān)測腐蝕速率為0.000 3～0.001 mm/a，均低于0.076 mm/a 行業(yè)標準（表1）。

采油井井口安全生產(chǎn)控制措施主要采用3種方法：①使用光桿21 MPa 防噴器，配合250 型采油樹，實現(xiàn)21 MPa 井控能力。②油套管均經(jīng)油嘴控制進流程生產(chǎn)，防止爆性氣竄沖擊流程。③需加藥的油井，采取密閉泵加藥，防止套管噴氣，保障加藥效果［15］。

2.2.6 回收工藝——蒸餾及低溫提餾耦合CO2產(chǎn)出氣回收分離工藝技術(shù)

利用精餾和低溫提餾耦合分離技術(shù)，2011 年底建成了中國第一座年處理2 萬噸的CO2驅(qū)油產(chǎn)出氣精餾與低溫提餾耦合分離回收裝置（圖12）。產(chǎn)出氣經(jīng)處理后主要包括3個產(chǎn)品：①液態(tài)CO2。純度為98.08%，回收率為92.83%，達到回注要求。②甲烷。含量為58.69%，噸產(chǎn)品回收量為82.49 Nm3，可直接用于燃燒，且實現(xiàn)了系統(tǒng)尾氣的零排放。③輕質(zhì)原油。噸產(chǎn)品回收量為0.497 m3/d。整套裝置運行經(jīng)濟效益好，甲烷和輕質(zhì)原油2 個副產(chǎn)品的產(chǎn)值折合人民幣為181.7 元，高于136.27 元/t 的氣處理成本（按電耗150～160 kW·h/t 折算），同時，也實現(xiàn)了系統(tǒng)零排放和無操作成本運行。

表1 C23井掛片檢測數(shù)據(jù)Table1 Test data for hanging piece of Well C23

圖12 精餾與低溫提餾耦合分離回收裝置Fig.12 Distillation and low temperature extractive distillation coupling separation and recovery device

CO2固定回收裝置雖然處理能力強，但裝置復雜，投資大。為此研發(fā)了撬裝式的CO2回收裝置，其采用吸附及低溫提餾相結(jié)合的工藝，日處理量為20 t/d，分離過程無污染，達到零排放，純度大于90%，達到回注要求，占地面積小、裝置簡單、投資小，特別適用于小井組CO2驅(qū)試驗。

3 注CO2提高采收率技術(shù)的推廣應用

3.1 推廣技術(shù)發(fā)展及應用實例

針對華東油氣田中高滲透復雜斷塊、低-特低滲透、稠油等不同油藏類型，在不同的開發(fā)階段，采用不同的驅(qū)替方式進行了大量的礦場實踐，低油價以來，通過工藝進步和技術(shù)攻關(guān)，逐步擴大CO2驅(qū)/吞吐的應用范圍，不斷提升開發(fā)效果，使注CO2提高采收率技術(shù)成為蘇北老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)的主打技術(shù)。

3.2 存在的問題

華東油氣田經(jīng)過長期的注CO2提高采收率研究及礦場實踐，取得了豐碩的成果，但也存在一些問題，尤其是在2014 年國際油價下跌之后，對CO2驅(qū)技術(shù)的推廣應用提出了更高的要求。主要問題有3個方面：一是高油價時實施的項目多數(shù)為低滲透油藏CO2驅(qū)油項目，缺乏良好的經(jīng)濟效益。二是中高滲透油藏混相難、易氣竄、注CO2驅(qū)成本高、提高采收率幅度低。三是如何降低成本，實現(xiàn)效益開發(fā)。

從增量成本及費用構(gòu)成看，老區(qū)CO2驅(qū)油項目占比最大的是注氣原料、壓注、運輸費用（占32%），其次是其他操作成本（占22%）和折舊折耗費用（占18%）。也就是說，對老區(qū)注氣項目而言氣價是最敏感的因素。分析在不同油價和氣價下項目極限換油率認為，當油價為100美元/bbl時，380元/t的氣價與280 元/t 的氣價極限換油率的差值為0.04 toil/t CO2，而當油價為40 美元/bbl 時，380 元/t 的氣價與280 元/t 的氣價極限換油率的差值為0.16 toil/tCO2，表明在低油價形勢下對降低成本的要求更加迫切。

3.2.1 推廣技術(shù)發(fā)展

3.2.1.1 從低滲透油藏向中高滲透油藏推廣

根據(jù)美國2008—2014年EOR 統(tǒng)計數(shù)據(jù)［16-19］，美國三分之二的CO2驅(qū)項目在低-特低滲透油藏實施，三分之一項目在中高滲透油藏實施。中國CO2驅(qū)油技術(shù)的應用主要從低滲透油藏開始，90%以上的CO2驅(qū)項目在低-特低滲透油藏實施，CO2驅(qū)作為一項提高低-特低滲透油藏采收率的技術(shù)方法，其主要原因一是由于大部分中高滲透油藏依靠水驅(qū)就可以得到較高的采收率；二是中高滲透油藏大多為非混相驅(qū)，CO2容易氣竄難以治理，且提高采收率幅度有限；三是在現(xiàn)有技術(shù)條件下相當規(guī)模的低品位儲量缺乏其他更有效的開發(fā)動用技術(shù)。

蘇北盆地大部分儲量以阜寧組低滲透、特低滲透、致密油藏為主，由于物性差、水敏性強等因素大多需要壓裂投產(chǎn)，投產(chǎn)后產(chǎn)量下降快，采用人工注水補充地層能量開發(fā)的難度大且效果差，而注CO2即可以解決注入難的問題。也可以利用CO2在超臨界狀態(tài)下與原油混相后溶解、膨脹、降黏、萃取輕質(zhì)組分等特性進一步提高采收率，改善開發(fā)效果［20］。

草舍泰州組低滲透油藏CO2混相驅(qū)重大先導試驗成功之后，華東油氣田在草中、臺南及張家垛阜三段和金南阜二段等12 個低滲透、特低滲透、致密油藏進行了推廣應用。針對各油藏的地質(zhì)開發(fā)特點，分別開展了低滲透混相驅(qū)、低滲透大井距同步注氣混相驅(qū)、低滲透高含水轉(zhuǎn)氣驅(qū)、致密水平井異步吞吐、特低滲透大傾角衰竭開發(fā)后頂部驅(qū)、低滲透整體關(guān)井先期注氣等多種開發(fā)方式的礦場實踐。

油價大幅度下跌后，由于低滲透油藏實施CO2驅(qū)油普遍成本較高，將應用范圍擴大到洲城和溪南莊垛一段、草中戴一段等中高滲透油藏和興北、華港、紅莊垛一段等稠油油藏。目前正實施的CO2驅(qū)油項目中中高滲透油藏項目占比為39%。

3.2.1.2 從單一驅(qū)/吞吐向組合驅(qū)/吞吐發(fā)展

在向中高滲透油藏擴大應用的過程中，考慮提高非混相驅(qū)的增油效果、抑制CO2氣竄影響波及系數(shù)和降低驅(qū)油成本等開發(fā)因素，開展了CO2組合驅(qū)室內(nèi)實驗和開發(fā)方案優(yōu)化研究［21］。針對中高滲透油藏難混相、易氣竄的特點，采用中高滲透高含水水氣交替驅(qū)非混相驅(qū)、中高滲透高含水2C 驅(qū)、中高滲透廢棄油藏頂部驅(qū)、稠油2C水平井吞吐等多種開發(fā)模式。目前正實施的CO2驅(qū)油項目中CO2組合驅(qū)/吞吐方式的項目占比為33%。

3.2.2 應用實例

以中高滲透洲城油田2C 驅(qū)油為例，主要通過4種方法降低成本：①優(yōu)化開發(fā)井網(wǎng)減少新井投資。無新井部署工作量，利用老井轉(zhuǎn)注和關(guān)停井扶躺恢復井網(wǎng)。②優(yōu)化注入方式減少注氣用量。采用多段塞、不同濃度的洗油劑與CO2交替注入的2C 驅(qū)油方式，減少CO2的用量。③盤活閑置資產(chǎn)采用預定制模式，形成撬裝注入體系，優(yōu)化簡化地面系統(tǒng)，并聯(lián)接入注水流程。④制定單井及系統(tǒng)2 套回收系統(tǒng)，對試驗區(qū)內(nèi)受效井產(chǎn)出水中的洗油劑進行循環(huán)再利用，節(jié)約藥劑費用投入［22-28］。優(yōu)化后主要成本為注水成本，其次為洗油劑和注氣成本，2C 驅(qū)油的平衡油價控制在50 美元/bbl，實現(xiàn)了經(jīng)濟有效開發(fā)。目前蘇北盆地正實施的CO2驅(qū)油項目中58%的CO2組合驅(qū)/吞吐項目平衡油價均控制在60 美元/bbl 以下。

4 結(jié)論

蘇北盆地復雜小斷塊油藏具有“碎、小、低、薄、深”的地質(zhì)特點和“三低、三高”的開發(fā)特點。經(jīng)長期的探索與實踐，華東油氣田在注CO2提高采收率方面形成了CO2驅(qū)室內(nèi)物模實驗、CO2驅(qū)適宜度評價、CO2驅(qū)方案設(shè)計與適時優(yōu)化調(diào)整、CO2驅(qū)混相判識和CO2驅(qū)開發(fā)效果評價等5 項開發(fā)技術(shù)以及采集、凈化、集輸、注入、采油、回收等6項配套工藝，為注CO2提高采收率技術(shù)的推廣應用提供了保障。在低油價形勢下，圍繞成本和效益2個關(guān)鍵問題，通過研究攻關(guān)和工藝進步，注CO2提高采收率技術(shù)的應用從低滲透油藏推廣到中高滲透油藏，從單一驅(qū)/吞吐向組合驅(qū)/吞吐發(fā)展，實現(xiàn)了蘇北老區(qū)效益開發(fā)。