CO2驅(qū)提高采收率方法在深層低滲透油藏的應(yīng)用
——以中原油田胡96塊油藏為例

田 巍

（中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南濮陽 457001）

目前，國內(nèi)外對于CO2驅(qū)技術(shù)的研究已近百年，從最初的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)到逐漸應(yīng)用于礦場，取得了可喜的成績，技術(shù)研究逐漸趨于成熟，評價技術(shù)也日趨完善[1–3]。近年來，氣驅(qū)技術(shù)被廣泛應(yīng)用于低滲油氣田的開發(fā)中，并越來越受到科研工作者的重視，但在深層高壓低滲儲層應(yīng)用氣驅(qū)技術(shù)開采的研究還較少。深層高壓低滲油藏通常具有埋藏深、儲層物性差、壓力高的特點(diǎn)，注水開發(fā)困難，依靠天然能量開發(fā)采收率低，動用程度較低，中原油田深層高壓低滲透儲層儲量大，其中注水困難，依靠天然能量開發(fā)的儲量多達(dá)5 817.00×104t，深度大于3 000 m，溫度高于 100 ℃，滲透率大多小于 10×10-3μm2，采出程度較低，油藏初期采用衰竭式開采，并獲得較高產(chǎn)量，而后隨著井底壓力下降，產(chǎn)量快速遞減，衰竭開發(fā)后，油藏“注不進(jìn)、采不出”的矛盾非常突出[4–8]。中原油田自2007年開始開展CO2驅(qū)技術(shù)科技攻關(guān)，經(jīng)過多個油藏的先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)，取得了豐碩的研究成果，截至目前，研究趨于成熟，進(jìn)入CO2驅(qū)推廣擴(kuò)大階段，同時也推廣應(yīng)用到深層低滲油藏的開發(fā)中，并取得了較可觀的經(jīng)濟(jì)效益，在技術(shù)及配套設(shè)施研究方面突破多項技術(shù)瓶頸，這對其他同類油藏的開發(fā)具有一定的借鑒意義。

1 儲層特征及注CO2開采技術(shù)難點(diǎn)

1.1 儲層特征

中原油田深層低滲油藏儲量規(guī)模大，具有大幅度提高采收率的潛力。研究區(qū)位于東濮凹陷文留構(gòu)造東翼，儲層埋深3 200～4 300 m，為典型的深層高壓高溫低滲透油藏。儲層孔隙度平均為18%；空氣滲透率平均為10×10–3μm2；原始地層壓力55.00～68.00 MPa；壓力系數(shù)較高，平均為1.73；地層溫度110～150 ℃，地溫梯度達(dá) 4～5 ℃/100 m。黏土礦物絕對含量為5%～15%，伊利石相對含量為25%～60%，綠泥石相對含量為28%～50%，高嶺石相對含量小于11%，伊蒙混層相對含量為6%～34%。膠結(jié)物含量為18%以上，以鐵白云質(zhì)為主，其次為硬石膏，呈微細(xì)晶結(jié)構(gòu)，線接觸，凹凸接觸為主，其次為點(diǎn)接觸，顆粒分選系數(shù)中等，存在少量的微裂縫。

中原油田深層低滲儲層注水開發(fā)困難，采收率低，具有以下五方面特點(diǎn)：

（1）油藏具有埋藏深、高溫、高壓、高鹽的特點(diǎn)。埋深大于3 000 m的地質(zhì)儲量占2.54×108t；溫度110～150 ℃；原始地層壓力系數(shù)1.20～1.80；地層水礦化度大于20×104mg/L；平均滲透率低于10×10–3μm2。

（2）采收率低，產(chǎn)量遞減快。采出程度僅為16.64%，標(biāo)定采收率21.30%，區(qū)塊地層無能量補(bǔ)充，產(chǎn)油量遞減很快。

（3）地層能量補(bǔ)充困難。注水壓力高，工藝不能滿足開發(fā)要求，只能依靠地層能量開采或能量補(bǔ)充困難，注水壓力過高，套損嚴(yán)重，油水井壽命短[8]。

（4）有效注采井距下開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益差。中原油田深層低滲透油藏生產(chǎn)壓差為10.00～15.00 MPa，最大注采井距171 m，油藏開發(fā)沒有經(jīng)濟(jì)效益。

（5）深層低滲油藏?zé)o法有效動用，影響滾動勘探開發(fā)工作進(jìn)展。目前評價東濮凹陷洼陷帶預(yù)測圈閉資源量（油當(dāng)量）2.20×108t，但是深層低滲油藏難動用，影響下步勘探開發(fā)工作進(jìn)展。

1.2 注CO2開采技術(shù)難點(diǎn)

中原油田深層低滲油藏屬于揮發(fā)性油藏，衰竭開發(fā)過程中，開采壓力降低，原油中溶解氣體會揮發(fā)出來，原油的組分發(fā)生很大變化，注氣開采過程中提高采收率機(jī)理不同于黑油開采機(jī)理，揮發(fā)性油藏注 CO2提高采收率的機(jī)理更為復(fù)雜。由于之前開展深層低滲高揮發(fā)油藏方面的研究較少，對于這類油藏缺乏針對性參數(shù)優(yōu)化方法及效果評價手段。一方面高氣油比導(dǎo)致PVT擬合難度高，另一方面油藏衰竭開采后如何探索合理的壓力水平也是高效開發(fā)該類油藏的瓶頸；再者就是缺乏應(yīng)用效果評價手段。

2 深層低滲CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)

2.1 最小混相壓力及其影響因素

2.1.1 最小混相壓力

最小混相壓力（以下簡稱MMP）是影響CO2驅(qū)提高采收幅度的關(guān)鍵性因素之一[9–18]，目前國內(nèi)外最小混相壓力計算和測量都是基于油藏原始油。目標(biāo)儲層流體性質(zhì)接近揮發(fā)油，在衰竭開發(fā)后，溶解氣產(chǎn)出，原油組分發(fā)生較大變化，中間烴含量上升。為此應(yīng)用長細(xì)管室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測定最小混相壓力，研究原油混相壓力及不同衰竭壓力下最小混相壓力的變化。

采用細(xì)管法測量了5組原油在不同驅(qū)替壓力下的采收率，研究表明：隨驅(qū)替壓力的升高，CO2驅(qū)采出程度隨之提高。按照求取最小混相壓力的方法，即低壓段采收率與高壓段采收率的交點(diǎn)，或者不同壓力下采收率曲線的轉(zhuǎn)折點(diǎn)代表驅(qū)替機(jī)理發(fā)生質(zhì)變的零界點(diǎn)，壓力大于轉(zhuǎn)折點(diǎn)時，為混相驅(qū)。為此求得原油CO2驅(qū)最小混相壓力約為38.03 MPa，驅(qū)替壓力在最小混相壓力附近時，注入1.20 HPV的CO2采出程度為90.17%。

2.1.2 最小混相壓力影響因素

采用目前地層流體按照地層原始狀態(tài)配制實(shí)驗(yàn)用油，分別在原始地層壓力條件下壓力衰竭至不同階段，取得飽和壓力分別為 37.94，28.43，20.16，15.01，10.05，5.13 MPa的原油，分別測量其最小混相壓力。從表1中可以看出，飽和壓力越低，對應(yīng)的最小混相壓力越低。因此，在實(shí)際地層中，由于壓降漏斗的存在，最小混相壓力是動態(tài)的，這是形成的新認(rèn)識；同時，也說明在實(shí)際地層中，驅(qū)替機(jī)理并不是單一的，而是混相與非混相的結(jié)合。

同時開展了原油在不同烴組分下的最小混相壓力實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)在原始流體中分別添加單一的組分，然后測定添加前后最小混相壓力變化，進(jìn)而計算出增加一定量的該組分對混相壓力的影響。測定結(jié)果如表2所示，研究表明，原油中間烴組分降低MMP，而輕質(zhì)氣體和重?zé)N組分會提高M(jìn)MP，所形成的認(rèn)識對于有目的的注氣開采具有一定的借鑒作用。

表1 不同飽和壓力下的最小混相壓力

表2 不同烴組分變化對應(yīng)的最小混相壓力變化

2.2 深層高壓低滲油藏三維地質(zhì)建模

采用井震聯(lián)合，相控多點(diǎn)地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)方法，垂向上分韻律段、平面上分相帶差異化細(xì)分網(wǎng)格，建立非均質(zhì)性強(qiáng)的高精度三維儲層模型。基于地震屬性與儲層參數(shù)的相關(guān)性分析，闡明沉積演化規(guī)律，總結(jié)各類沉積微相砂體形態(tài)、大小，建立訓(xùn)練圖像，采用相控多點(diǎn)地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)方法，垂向上分韻律段、平面上分相帶區(qū)別化細(xì)分網(wǎng)格，基于序貫指示結(jié)合儲層反演體協(xié)同模擬完成建立非均質(zhì)性強(qiáng)的儲層精細(xì)三維儲層模型，與原始測井解釋的砂泥巖概率進(jìn)行比較，匹配擬合程度，優(yōu)選出油藏地質(zhì)建模的最終結(jié)果，同時采用抽稀、動態(tài)檢核，符合率達(dá)87%，模型精度較高。

2.3 深層低滲儲層CO2驅(qū)參數(shù)優(yōu)化

2.3.1 注氣量優(yōu)化

CO2驅(qū)時，采收率隨著CO2用量的增加而提高，但CO2用量達(dá)到一定程度后，采收率提高越來越小。因此，應(yīng)根據(jù)油藏特性和驅(qū)動類型，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)合理選擇 CO2用量。為此，利用長巖心室內(nèi)實(shí)驗(yàn)開展注氣量優(yōu)化研究，研究表明，隨著CO2注入HPV數(shù)的增加而采收率增加，換油率呈下降趨勢，繼續(xù)注入 CO2，隨 CO2用量的增加，換油率降幅逐漸減緩。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，研究區(qū)塊最佳注氣量為0.40 HPV，其平均換油率0.57 t/t，增量換油率0.25 t/t，接近經(jīng)濟(jì)界限。

2.3.2 注入方式優(yōu)化

利用長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬兩種方法探討了直接注CO2、地層壓力恢復(fù)到34.00 MPa后注CO2、地層壓力恢復(fù)到40.00 MPa后注CO2三種不同注入方式的開發(fā)效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)注入相同倍數(shù)的CO2，地層壓力恢復(fù)越高，驅(qū)油效率越高（表3）。因此，對已采用天然能量開發(fā)的低滲透油藏，應(yīng)先恢復(fù)地層能量再注氣開采方能獲得更高采收率。

上述研究表明：通過提前注氣可有效恢復(fù)地層壓力，增加原油采出程度，如表4所示。研究區(qū)塊注CO2后延遲半年、地層能量達(dá)35.00 MPa以上之后開采，可獲得32.3%的采收率，但隨著提前注氣時間繼續(xù)延長，采出程度變化率呈下降趨勢，油井生產(chǎn)時間減少。因此，已衰竭開采的區(qū)塊應(yīng)采用先注氣半年、油藏壓力保持大于35.00 MPa以后開采。

表3 注CO2恢復(fù)地層壓力開發(fā)方式實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比

表4 注CO2恢復(fù)壓力開發(fā)效果對比

2.3.3 注氣、采油速度優(yōu)化

CO2的注入速度應(yīng)根據(jù)油藏特性和驅(qū)動類型確定，合理的注氣速度應(yīng)當(dāng)考慮重力分異作用的影響，也要防止產(chǎn)生黏性指進(jìn)和氣竄。CO2注入速度與采油速度太高易加劇氣竄，導(dǎo)致開發(fā)效果變差；而注氣速度低則延長注氣時間，影響經(jīng)濟(jì)效益。

為此，分別進(jìn)行了不同采油速度與不同注氣速度的模擬優(yōu)化，研究表明采油速度為1.8%，注氣速度為30.00 t/d時，開發(fā)效果最優(yōu)；同時在綜合考慮相似油藏注入速度及研究區(qū)塊地質(zhì)特征及注入能力的基礎(chǔ)上，并結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果，確定最佳的CO2注入速度為30.00 t/d，最佳采油速度為1.8%。在最佳配注條件下，該區(qū)單井采油能力可達(dá)15.00 t/d。

2.4 注入CO2與儲層巖石作用分析

巖心滲透率在 CO2注入初期會有所降低；隨著時間的增加，巖心滲透率顯著升高。CO2與地層水在油藏條件下相互反應(yīng)，形成碳酸水，與巖石表面礦物發(fā)生作用[13，15]，導(dǎo)致潤濕接觸角降低。隨著浸泡時間的延長，潤濕接觸角呈現(xiàn)出先急劇降低后緩慢降低的變化趨勢。壓力較高時，潤濕接觸角下降幅度較大。

此外，中原油田在深層低滲儲層油藏精細(xì)化描述技術(shù)、巖心數(shù)字化描述技術(shù)、組分?jǐn)?shù)值模擬技術(shù)、氣竄判別與治理技術(shù)等方面都取得重大成果，在CO2驅(qū)機(jī)理方面形成了 CO2穿透水膜理論的認(rèn)識，搞清了盲端剩余油CO2氣驅(qū)機(jī)理，提出了 CO2能夠驅(qū)替納米級別孔隙中的剩余油的觀點(diǎn)，并建立了 CO2區(qū)塊適應(yīng)性評價及區(qū)塊篩選方法和驅(qū)替效果評價體系。

3 深層低滲儲層CO2驅(qū)技術(shù)特點(diǎn)

大量研究表明，CO2在原油中的溶解能力較強(qiáng)，能使石油黏度降低，表面張力也同時降低，體積膨脹，有利于采油。在高壓作用下，CO2氣驅(qū)油過程中對原油中的烴類組分有抽提作用，當(dāng)氣相中被抽提出來的輕烴組分達(dá)到一定濃度時也會出現(xiàn)多次接觸混相的現(xiàn)象，注 CO2提高采收率方法是目前國內(nèi)外常規(guī)開采較難動用的石油儲量行之有效的方法之一。

3.1 CO2使原油體積膨脹黏度降低

3.1.1 地層油飽和壓力的變化

隨著 CO2注入量的增加，溶解在原油中的 CO2也在增加，飽和壓力也隨著上升，注入CO2越多，飽和壓力越高。這說明地層原油對 CO2有較強(qiáng)的溶解能力，注氣量對注入氣與原油的混相條件將產(chǎn)生影響。注氣量增加，混相壓力趨于增高。

3.1.2 地層油體積膨脹系數(shù)的變化

注入 CO2后地層原油在飽和壓力和地層壓力下的膨脹系數(shù)隨 CO2注入量的變化而變化，隨著 CO2注入量的增加，溶解在原油中的 CO2也在增加，體積系數(shù)也隨著上升。這是因?yàn)樽⑷隒O2后，CO2能夠萃取和氣化原油中的輕質(zhì)組分，形成 CO2富氣相，使原油體積膨脹，隨著原油中溶解的 CO2增多，原油體積膨脹系數(shù)增大，從而促使充滿油的孔隙體積也增大，一方面為油在孔隙介質(zhì)中的儲存提供了條件，增大了儲集空間；另一方面 CO2具有較強(qiáng)膨脹地層原油的能力，從而增加地層彈性能量，使膨脹后的剩余油脫離或部分脫離地層水的束縛，小孔隙剩余油被擠出變成可動油。

3.1.3 原油氣油比變化

研究表明，隨著 CO2的注入，體系的原油溶解氣油比逐漸增加。這有利于降低原油的黏度，提高油的流度，從而有利于提高驅(qū)油劑的波及系數(shù)。

3.1.4 地層原油密度的變化

隨著 CO2的注入，原油密度相應(yīng)逐漸增加。溶解 CO2后地層原油密度受原始地層原油的密度、壓力、體積膨脹系數(shù)、CO2的溶解量等四個因素疊加影響。壓力和溶解的 CO2量的增加導(dǎo)致密度增加，體積膨脹導(dǎo)致密度降低。研究儲層原油密度的變化，說明隨著CO2的注入，壓力和溶解的 CO2量對地層原油密度的影響占據(jù)了主導(dǎo)地位。

3.2 補(bǔ)充地層能量，提高驅(qū)油效率

PVT實(shí)驗(yàn)顯示：研究區(qū)塊注入CO2后可膨脹地層原油，通過多次接觸萃取輕烴，提高氣油比，降低界面張力。注CO2滲流阻力小，可迅速補(bǔ)充能量，有效驅(qū)替開發(fā)此類油藏。室內(nèi)長巖心實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)衰竭式采收率僅為 19.4%，補(bǔ)充地層能量后開采與衰竭開采相比，油藏壓力得到補(bǔ)充，采出程度提高到40.0%以上，增油效果非常明顯。

3.3 最小混相壓力低，易于混相

研究區(qū)塊最小混相壓力為38.03 MPa，區(qū)塊平均地層壓力高于55.00 MPa，明顯高于最小混相壓力，CO2易于混相，這對于注氣開采是非常有利的，而有部分井已經(jīng)采用了衰竭式開采，可先注氣恢復(fù)壓力后繼續(xù)采用注CO2開采。

3.4 地層壓力變化影響混相特征

目標(biāo)油藏一直采用天然能量開發(fā)，地層壓力下降較多，設(shè)計了衰竭至不同壓力下的長巖心注 CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究不同地層壓力對 CO2驅(qū)油效率的影響。分別壓力衰竭至不同階段混相特征，研究表明了儲層注 CO2驅(qū)替機(jī)理的復(fù)雜性，同時也揭示混相壓力動態(tài)變化的特征[19–20]。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

中原油田胡 96塊油藏原油儲量 253.00×104t，由于埋藏深，滲透率低，無法注水開發(fā)，地層能量得不到補(bǔ)充，產(chǎn)量低且多口井停產(chǎn)，僅采出原油2.60×104t，在中原油田深層特低滲油藏中具有代表性。

2010年在該區(qū)塊一井組開展CO2驅(qū)先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)前，地層無能量補(bǔ)充，產(chǎn)油量遞減快，日產(chǎn)油0.40 t，油壓 0.60 MPa。設(shè)計日注入 CO2量為 30.00 t，截至2014年1月7日，累計注CO2量21 776.40 t，地層壓力由28.50 MPa恢復(fù)到48.50 MPa。見效后地層能量充足，日產(chǎn)油最高可達(dá)21.20 t，累計增油為4 772.46 t，增氣 267.87×104 m3；目前油壓穩(wěn)定在4.00 MPa，日產(chǎn)油6.50 t。注入CO2與原油發(fā)生萃取作用，產(chǎn)出物組分變化：CO2含量由2%逐漸上升至8%以上；CO2含量高時，中間烴含量上升，甲烷含量下降。

應(yīng)用本文研究成果，該區(qū)塊深層高壓低滲油藏得到了高效動用，截至目前，已連續(xù)自噴生產(chǎn)15個月，預(yù)測最終采收率為 35.00%，可提高采收率24.00%，這在特低滲透油藏、尤其是深層高壓特低滲透油藏中效果非常顯著。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究及現(xiàn)場實(shí)踐為中原油田深層高壓低滲透油藏難動用儲量有效開發(fā)指明了方向。

5 結(jié)論

（1）深層低滲油藏開展CO2驅(qū)，可實(shí)現(xiàn)氣體有效注入、補(bǔ)充地層能量，與衰竭開采相比采收率提高20%以上。

（2）目標(biāo)區(qū)塊原始流體最小混相壓力為 38.03 MPa，該數(shù)值受地層壓力和烴組分的影響是動態(tài)變化的， C2–C7含量的增加從而使最小混相壓力降低。

（3）目標(biāo)儲層最佳注氣量為0.4 HPV，最佳的注入速度為30.00 t/d，最佳采油速度為1.8%，對已采用天然能量開發(fā)的儲層，應(yīng)先恢復(fù)地層能量后再進(jìn)行氣驅(qū)開采。