臺興油田CO2驅細分開發(fā)提高采收率技術研究

趙梓平，張寧波，朱宏綬，汪金如

(中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇 泰州 225300)

臺興油田CO2驅細分開發(fā)提高采收率技術研究

趙梓平，張寧波，朱宏綬，汪金如

(中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇 泰州 225300)

臺興油田QK-111斷塊阜三段油藏為中-低滲復雜斷塊油藏，經(jīng)過15a水驅開發(fā)整體進入高含水遞減開發(fā)階段，注氣前油藏綜合含水74%，采出程度僅14.7%，處于低效開發(fā)狀態(tài)。為恢復斷塊產(chǎn)量、提高油藏原油采收率，實施CO2驅現(xiàn)場試驗，研究形成了高含水油藏剩余油微差異刻畫技術、CO2驅油機理認識、注采參數(shù)優(yōu)化方法以及CO2驅細分開發(fā)技術，已應用于4個注氣井組，累計注入CO2氣4.17×104t，油藏日產(chǎn)油水平由9t提高到28t，綜合含水由78%下降到44%，累積增油11 183t，預計方案全面實施后，原油采收率將提高9.6%，年增油量超過1.3×104t。

二氧化碳 混相-近混相驅 細分開發(fā) 高含水油藏 采收率 臺興油田

CO2驅提高采收率技術已廣泛應用于各類油藏，但目前國內外研究主要集中在低滲透油藏及少量水驅廢棄中-高滲油藏，復雜斷塊中-低滲透油藏CO2驅細分開發(fā)提高采收率技術的研究少見報道。臺興QK-111斷塊阜三段經(jīng)過15a的水驅開發(fā)，面臨著剩余油高度分散，挖潛難度大，水驅經(jīng)濟效益低等難題，注氣前油藏進入高含水開發(fā)階段，采油速度0.3%，采出程度14.7%，為“雙低”開發(fā)單元，但斷塊剩余油地質儲量大、水驅層地層壓力高、原油黏度低，有利于氣驅提高采收率。本文研究了剩余油微差異、CO2驅油機理、注采參數(shù)優(yōu)化方法、細分注氣開發(fā)方案，研究成果已經(jīng)應用于臺興QK-111斷塊阜三段油藏CO2驅細分開發(fā)實踐，取得了低滲透油層高含水期進一步提高采收率的重要突破，為蘇北阜三段低滲透油藏CO2驅擴大開發(fā)提供了重要依據(jù)。

1 試驗區(qū)簡況

臺興油田主力斷塊QK-111斷塊阜三段油藏位于溱潼凹陷東北斜坡帶臺興構造西南翼，為多油層巖性-構造油藏。

該油藏含油層系阜三段系湖控三角洲前緣沉積，油層埋深2 500～2 900 m，油水界面2 939 m；油藏含油面積1.15 km2，地質儲量147.16×104t?？v向上發(fā)育10套含油小層，其中主力層臺Ⅲ-3、4全區(qū)分布，砂體呈正韻律分布，儲層有效厚度2.7～4.2 m，平均孔隙度23.8%，滲透率83×10-3μm2，為中-高孔—中-低滲型儲層；已動用次產(chǎn)層臺Ⅳ1-5為火成巖接觸變質帶儲層，有效厚度1.8～3 m，平均孔隙度19.28%，滲透率26.7×10-3μm2，為中、低孔—低滲-特低滲儲層。其它儲層及流體物性資料見表1。

表1 油藏基礎數(shù)據(jù)

該油藏于1996年4月投入開發(fā)，1997年12月開始內部和邊緣相結合注水，1998年7月注水受效高峰時日產(chǎn)油水平達142 t，當年年產(chǎn)油達4.51×104t，采油速度為3.1%。由于高速生產(chǎn)后主力層含水上升快，產(chǎn)量不斷遞減，到2008年年產(chǎn)油為0.39×104t。2009年以次產(chǎn)層為對象進行細分加密調整，到2011年注氣前油藏年產(chǎn)油維持在0.62×104t，采油速度0.4%，采出程度14.7%，綜合含水74%，整體進入高含水低速開發(fā)階段。臺興QK-111斷塊阜三段在蘇北油田Ⅱ～Ⅲ類層中極具代表性。

2 CO2驅潛力及剩余油微差異研究

臺興QK-111斷塊阜三段進入高含水開發(fā)期剩余油分布復雜，調整挖潛難度大。通過對該斷塊開展精細化油藏描述，強化了薄夾層、流動單元、火成巖分布、水淹優(yōu)勢通道及剩余油分布控制因素的研究[1-2]，并重點開展了小層潛力評價及對主力層差異剩余油進行飽和度細分，明確了CO2驅細分開發(fā)潛力及主力層剩余油微差異分布，為該油藏CO2驅開發(fā)方案的制定提供了可靠地質依據(jù)。

2.1 CO2驅細分開發(fā)潛力

利用油藏歷年注水、采油、室內水驅油實驗資料，采用油藏工程方法，對該油藏注氣前10個小層儲量動用狀況進行了分類研究，其結果如表2所示。

表2 臺興QK-111斷塊阜三段油藏小層儲量動用狀況(到2011年12月底)

從表2可見，QK-111斷塊阜三段油藏合計地質儲量147.16×104t，注氣前采出程度為14.7%，剩余地質儲量125.53×104t.，其中臺Ⅲ-3、4與臺Ⅳ-1～5層剩余可采儲量為20.6×104t，故具有CO2驅整體細分開發(fā)的潛力。再從分層系儲量動用狀況來看，主力層臺Ⅲ-3、4儲量基數(shù)大(地質儲量79.59×104t)，雖采出程度達23.63%，但剩余地質儲量大(60.78×104t)，顯然，這部分儲量是CO2驅大幅度提高采收率的重點。下層系火成巖變質帶臺Ⅳ-1～5油藏整體動用程度低，采出程度5.09%，剩余地質儲量為43.67×104t，同樣也具有CO2驅提高采收率的儲量潛力。

2.2 剩余油微差異研究

首先，根據(jù)油藏精細描述成果，開展了流動單元剩余油分布及影響因素的研究，對主力層臺Ⅲ-3、4差異剩余油進行了飽和度細分，明確了剩余油微差異分布特點，如表3所示。從剩余油飽和度分級統(tǒng)計來看，剩余油主要分布在35%～45%，此部分剩余油是CO2驅提高采收率的重點。

表3 臺Ⅲ-3、4小層不同剩余油飽和度級別的剩余地質儲量

圖1 臺興QK-111斷塊阜三段臺Ⅲ-3、4剩余油分布

其次，根據(jù)相滲資料并結合動態(tài)資料，分別作出了臺Ⅲ-3、4小層剩余油分布圖(圖1)。從圖1-A可看出，臺Ⅲ-3剩余油呈島狀～土豆狀分布，主要集中在砂體頂部及腰部注采不完善區(qū)，零星分布在構造高點斷層夾角處。臺Ⅲ-4砂體剩余油飽和度較高，平面上呈帶狀、片狀分布(圖1-B)，主要富集在水淹通道側翼靠斷層附近及腰部—低部位注入水波及不到的區(qū)域。次產(chǎn)層臺Ⅳ1-5層剩余油主要分布在水淹通道兩側及低部位井網(wǎng)不完善區(qū)，在構造腰部—低部位剩余油連片分布。

3 高含水油藏CO2驅油機理

CO2驅提高采收率機理主要是降低原油黏度、膨脹原油體積、蒸發(fā)原油中間烴組分、利用混相效應降低油氣界面張力、溶解氣驅和增加注入率[3-5]；CO2驅油可分為CO2混相驅和CO2非混相驅。為研究臺興QK-111斷塊阜三段油藏CO2混相-近混相驅的可行性，進行了室內膨脹試驗、細管試驗和長巖心驅替試驗，不僅確定了QK-111斷塊阜三段油藏的混相壓力，明確了高含水開發(fā)階段CO2降黏、膨脹、萃取等驅油機理，而且為注入方式優(yōu)化提供了理論依據(jù)。

3.1 驅替機理(膨脹實驗)

(1)原油體積膨脹：阜三段原油中充分溶解CO2后可使原油體積膨脹1.41倍，且注入壓力越高，原油膨脹體積越大，越有利于提高原油的流動能力和驅油效率。

(2)降低原油黏度：當CO2在原油中的濃度達67mol%時，地層原油黏度由原始的5.36 mPa·s下降到1.28 mPa·s，降低了4.2倍，說明注入CO2對阜三段地層原油有很好的減黏效果，有利于提高驅油效率。

(3)原油組份變化：進行水驅時，輕烴-中間烴部分含量逐漸降低，當注入水達0.3 HCPV時，C5含量下降到0.084 mol%，C12含量下降到3.856 mol%；而完全水驅后再注入0.3HCPV CO2時，C5含量上升到0.094 mol%，C12含量保持在3.721 mol%；說明CO2驅使地層油的輕烴、中間組分不斷被CO2抽提，從而提高了驅油效率。

3.2 細管實驗

在地層溫度95 ℃條件下，臺興阜三段油藏CO2驅最小混相壓力為22.11 MPa。臺Ⅲ-3、4油藏原始地層壓力為26.4 MPa，注氣前地層壓力為29.7 MPa，注入CO2可以達到混相驅(圖2)，獲得很高的采收率。次產(chǎn)層臺Ⅳ1-5層原始地層壓力26.95 MPa，注氣前地層壓力19～20 MPa，注入CO2為近混相驅，通過降黏和使原油體積膨脹，也能獲得較高采收率。

圖2 CO2驅原油采收率與實驗壓力關系曲線

3.3 長巖心驅替實驗

采用完全水驅后持續(xù)CO2驅替，選取16 MPa、21.50 MPa、26 MPa三個壓力點進行CO2驅替實驗，分別對應為CO2非混相驅、近混相驅和混相驅。實驗結果表明：①在非混相驅條件下，CO2驅比水驅采收率提高18.53%。②近混相驅條件下，CO2驅比水驅采收率提高26.50%。③在混相驅條件下，完全水驅后26 MPa持續(xù)CO2驅替，完全水驅采收率為51.37%，氣驅采收率高達81.58%，比水驅采收率提高30.21%。不同驅油實驗結果表明：臺興阜三段CO2混相驅能大幅度提高采收率，近混相驅次之，而非混相驅油效率最低。

4 CO2驅注采參數(shù)優(yōu)化及試驗井組 設計

4.1 CO2驅注采參數(shù)、注氣方案優(yōu)化

利用數(shù)模方法，對臺興QK-111斷塊阜三段注采比、CO2注入量、注入速度等開展了優(yōu)化研究。注氣方案優(yōu)化結果見表4。

表4 CO2驅提高采收率推薦方案及參數(shù)

4.2 CO2驅細分開發(fā)試驗井組設計

(1)上層系臺Ⅲ-3、4注氣井組設計：動用剩余地質儲量60.78×104t，設計2個注氣井組，即臺14試驗井組和QK-116井組，注采井距350～400 m，形成2注7采井網(wǎng)(圖3)。

圖3 臺Ⅲ-3、4油藏(上層系)CO2驅井網(wǎng)部署

(2)下層系臺Ⅳ1-5注氣井組設計：動用剩余地質儲量43.67×104t，設計3個注氣井組，注采井距200～300 m，形成3注12采井網(wǎng)(圖4)。

圖4 臺Ⅳ1-5油藏(下層系)CO2驅井網(wǎng)部署

5 CO2驅試驗實施情況

臺興QK-111斷塊阜三段油藏分兩套層系實施CO2驅開發(fā)，目前臺Ⅲ-3、4層已建成臺14注氣井組，形成1注3采井網(wǎng)，實施CO2驅試驗開發(fā)。下層系臺Ⅳ1-5形成3個注氣井組，實施整體CO2驅開發(fā)。

5.1 上層系臺Ⅲ-3、4油藏CO2驅油試驗

5.1.1 前期注水開發(fā)

主力層臺Ⅲ-3、4油藏于1997年12月投入注水開發(fā)，先后有QK-111、蘇231等8口注水井投(轉)注，累計注水55.14×104m3(88%HCPV)，注氣前油藏高部位及腰部靜壓已恢復到29～31 MPa，超過最小混相壓力(22.11 MPa)6.89～8.89 MPa，能滿足CO2混相驅油條件。低部位-腰部注入水波及較差的地區(qū)地層壓力在21～22 MPa，接近最小混相壓力。注氣前油藏可采儲量采出程度63%，綜合含水96%，油井開井1口，日產(chǎn)油僅1t，處于特高含水期停采狀態(tài)。

5.1.2 CO2混相驅現(xiàn)場試驗情況及油井動態(tài)

臺14試驗井組于2013年10月15日轉入注氣開發(fā)，目前已累注氣1.371 6×104t(3.8%HCPV)，完成設計總注氣量的20%。QK-116井組正處于實施準備階段。

臺14試驗井組隨著CO2注入量增加，CO2波及區(qū)不斷擴大，高部位生產(chǎn)井初期均能自噴生產(chǎn)。一線井臺11、QK-104井注氣后見到明顯的增油效果，油藏日產(chǎn)油水平由注氣前1t提高到15 t，綜合含水由83%下降到55%，階段累增油1 865 t。關停13年的QK-104井于2015年9月16日開始自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)油8.4 t，含水率由100%降至35%，目前轉機抽生產(chǎn)，日產(chǎn)油達10 t，含水率45%，產(chǎn)出氣分析以烴類為主，CO2含量僅為5.1%，表明油藏實現(xiàn)了混相驅，注入的CO2波及到水驅剩(殘)余油及弱水驅低滲部位剩余油，并形成混相帶及油墻。長關井QK-103井目前自噴生產(chǎn)，含水率下降7%，說明CO2對殘余油具有一定的捕獲及驅動作用。

5.2 下層系臺Ⅳ1-5油藏CO2驅油試驗

5.2.1 前期注水開發(fā)

2010年4月至2012年11月，下層系臺Ⅳ1-5層3口注水井累注水4.445×104m3(10.25%HCPV)，階段末油藏靜壓為19～20 MPa，與CO2驅最小混相壓力(22.11 MPa)相差3.11～2.11 MPa，表明注氣初期為近混相驅。到2012年11月注氣前，油藏可采儲量采出程度20.3%，綜合含水70%，開井油井7口，日產(chǎn)油9t，處于高含水低效開發(fā)狀態(tài)。

5.2.2 CO2混相-近混相驅開發(fā)情況及油井動態(tài)

2012年11月—2013年10月，臺10、臺12、臺13等3個注氣井組相繼投入注氣開發(fā)。注氣后2014年5月側QK-108井測靜壓為20.82 MPa，2015年7月高部位臺7井測靜壓為26.58 MPa，表明注氣后地層能量得到有效補充，分析該油藏CO2驅為近混相-混相驅。目前已有5口油井注氣見效，平均單井日增油4 t，含水由75%下降到24%，階段累增油6 100 t；累注氣3.341 9×104t(13.3%HCPV)，完成設計注氣總量的31%。

臺Ⅳ1-5油藏CO2氣驅具明顯的方向性，注入氣體主要沿壓裂裂縫方向及前期注水虧空大的低壓區(qū)(層)流動，而側翼油井注氣見效后產(chǎn)油穩(wěn)定。目前該油藏CO2氣驅突破井主要集中在高部位臺6、臺8井，兩井套管產(chǎn)出CO2氣均在3 500 m3左右。產(chǎn)生氣竄原因是：對應臺13、臺12井臺Ⅳ1-5合注，主要吸氣層為臺Ⅳ-5，相對吸氣量分別達44.5%和43.9%，單層吸氣強度大，造成注氣見效井臺Ⅳ-5層過早見氣，產(chǎn)液、產(chǎn)油下降，氣油比上升，影響了井組產(chǎn)量及注氣開采效果[6]；而垂直裂縫方向且靠近主控斷層的油井地層壓力保持水平較高，至今未見到CO2氣或見少量CO2氣，反映了臺Ⅳ1-5受效及氣竄方向主要受裂縫展布、井組虧空程度及地層壓力保持水平等綜合因素的控制。

圖5 臺興QK-111斷塊CO2驅增產(chǎn)曲線

6 CO2驅細分開發(fā)效果

6.1 增油效果

臺興QK-111斷塊阜三段于2012年10月正式轉入CO2驅細分開發(fā)，形成4注15采井網(wǎng)，截至2015年10月已累積注入CO2氣4.173 5×104t(5.6%HCPV)，完成方案總注氣量的23.19%。油藏日產(chǎn)油由9.72 t上升到28 t(圖5)，綜合含水由78%下降至43.5%，階段累增油11 183 t，每增采1噸原油消耗CO2氣3.73 t。根據(jù)實際增油量及跟蹤數(shù)模預測，按實際的CO2注入和開發(fā)趨勢預測見效高峰期為2016年到2019年，預計最終提高采收率9.6%，CO2驅細分開發(fā)增油效果顯著。

6.2 混相-近混相驅開發(fā)特征

現(xiàn)場生產(chǎn)井取油樣觀察到明顯的混相-近混相特征，見效后原油顏色由黑色變成棕褐色：地面原油密度由0.877 0 g/cm3下降到0.862 9 g/cm3；地面原油黏度由注氣見效前49.21 mPa·s下降到目前22.81 mPa·s；產(chǎn)出物組份發(fā)生明顯變化，除去CO2后的伴生天然氣近似于原始原油溶解氣性質，原油組分中間烴含量上升，重烴含量明顯下降，說明注氣后愈來愈多的重組分原油被動用，CO2萃取了原油中間組分，原油黏度大幅度下降，達到了混相-近混相驅油的目的。

7 結論

(1)臺興QK-111斷塊阜三段油藏剩余油分布特征表現(xiàn)為“普遍富集、條帶水淹”，剩余油飽和度主要分布在35%～45%； 現(xiàn)場試驗表明：中-低滲透高含水油藏注CO2驅能夠大幅度提高采收率。

(2)臺興阜三段油藏最小混相壓力為22.11 MPa，低于原始地層壓力，在目前地層條件下注入CO2可以實現(xiàn)混相-近混相驅；CO2混相-近混相驅作用距離大，可以波及到水驅難以波及的剩余油及弱水驅低滲層剩余油。

(3)臺興QK-111斷塊阜三段CO2驅細分開發(fā)試驗是成功的，取得了主力油層特高含水期進一步提高采收率的重要突破，并實現(xiàn)了火成巖變質帶低滲難采儲量的有效動用，采收率已提高2%，累增油11 183 t，每增采1 t原油消耗CO2氣3.73 t，經(jīng)濟效益顯著。

(4)剩余油量、注氣井網(wǎng)完善程度及能否實現(xiàn)混相驅決定著CO2驅提高采收率的效果和效益，其中實現(xiàn)混相驅是確保開發(fā)試驗成功的關鍵。

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(編輯 王建年)

EORresearchofCO2floodingandlayeringtechnologyinTaixingOilfield

ZhaoZiping，ZhangNingbo，ZhuHongshou，WangJinru

(TaizhouOilProductionPlantofHuadongBranch，SINOPEC，Taizhou225300,China)

Fault block of QK-111 reservoir with medium-low permeability is located in Taixing Oilfield，whose oil-bearing formations are the third formation of Funing.It has been in the inefficient decreasing development state after 15 years of water flooding，with composite water cut 74% and recovery degree of only 14.7%.CO2flooding field tests were implemented in order to enhance reservoir oil recovery.Many technologies were applied to this project，which include the study the distribution of remaining oil in high water-cut reservoir，optimization methods of injection and production parameters，CO2flooding mechanism study and layering Technology of CO2flooding technology.The amount of CO2injection is 4.17 × 104tons in four gas injector group，oil production per day increased from 9 tons per day to 28 tons per day，composite water cut from 78% to 44%，cumulative oil production have increased by 11 183 tons.When the plan is carried out completely，oil recovery will increase by 9.6%,and the amount of oil production will increase more than 1.3 × 104tons every year.

CO2;miscible -near miscible flooding；layering gas injection；high water cut reservoir；recovery ratio；Taixing Oilfield

2015-11-20；改回日期：2016-01-07。

趙梓平(1984—)，工程師，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)技術研究及管理工作，電話：13815985998，E-mail：zzp089@163.com。

華東油氣分公司2014年科研項目蘇北油田提高采收率關鍵技術研究(HDF/KJ2013-08)資助。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.02.011

TE

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