淺薄層稠油油藏水平井CO2吞吐效果

張娟，周立發(fā)，張曉輝，張茂林，樊瑾，杜虹寶

（1.西北大學 地質(zhì)學系，西安 710000；2.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，西安 710016；3.西南石油大學 石油工程學院，成都 610500；4.中國石油 塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000）

CO2吞吐技術的研究始于20世紀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吞吐實驗研究，但這些研究大多局限于室內(nèi)實驗，包括影響因素、注采參數(shù)、增油機理等[5-7]，針對油田現(xiàn)場實際應用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)塊進行水平井CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場試驗，取得了一定成效。為了進一步評價水平井CO2吞吐的效果，本文對單井CO2吞吐前后的生產(chǎn)動態(tài)進行了分析，并利用數(shù)值模擬手段，深入剖析了水平井CO2吞吐的作用機理及影響因素。

1 區(qū)域概況

1.1 油藏儲集層流體特征

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集層，非均質(zhì)性強。儲集層具有弱—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，確定了一套250 m反九點井網(wǎng)滾動開發(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)強度的不斷增大，油井含水率快速上升，邊底水突進嚴重，水驅效果變差。

2000年，油田開始實施堵水調(diào)剖現(xiàn)場試驗，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)油藏已進入特高含水期，綜合含水率達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口水平井進行CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場試驗，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GP97井和GP115井進行了第二輪吞吐，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吞吐試驗井生產(chǎn)動態(tài) GP11井2011年3月23日開始CO2吞吐，整個開采階段為212 d，累計產(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吞吐措施后整個受效階段為225 d，累計產(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，整個開采階段為322 d，累計產(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，整個開采階段為303 d，累計產(chǎn)油量為626.06 t，CO2吞吐效果差。

（2）第二輪CO2吞吐試驗井生產(chǎn)動態(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，整個受效階段為56 d，累計產(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，整個開采階段為184 d，累計產(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)動態(tài) GP58井2007年11月投產(chǎn)，2010年11月10日開始CO2吞吐，整個開采階段為345 d，累計產(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，整個開采階段為113 d，累計產(chǎn)油量為40.72 t，屬無效井。

2.2 效果評價

為了更好地說明CO2吞吐的效果，定義CO2吞吐累計增油量和換油率如下：

式中 HOC——CO2吞吐的換油率；

NO——未實施CO2吞吐（水驅或衰竭）生產(chǎn)相同時間的累計產(chǎn)油量，t；

NOT——CO2吞吐累計產(chǎn)油量，t；

NOZ——CO2吞吐累計增油量，t；

ZCO2——累計CO2注入量，t.

2.2.1 現(xiàn)場試驗吞吐效果分析

利用（1）式和（2）式，可以計算出各井的累計增油量和換油率。從表1可以看出，相比自然能量開發(fā)，GP58井和GP65井累計產(chǎn)油量沒有增加，為CO2吞吐無效井；GP82井累計增油量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)場進行了第二輪CO2吞吐，經(jīng)計算換油率均小于0.30，第二輪CO2吞吐效果較差；GP11井累計增油量為642.96 t，鄰井GP25井為受效井，累計增油為1 224.84 t，2口井合計換油率為5.81，CO2吞吐效果最好。為了進一步研究水平井注CO2吞吐提高采收率的機理，對GP115井、GP101井、GP82井、GP11井和GP25井進行了單井數(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，進而達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，流動性越好，控水增油效果越好；從另一個角度來說，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。

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吞吐燜井結束時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度及穿過油層長度，水平井的水平段射開越長，穿過油層井段越長，注入氣橫向波及范圍越大，縱向波及范圍越小[10]。

結合冀東油田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）實際軌跡圖（圖5）可以看出，GP101井水平段射開長度為100.03 m，穿過油層長度為75.23 m，GP82井水平段射開長度為78.40 m，穿過油層長度為41.07 m；雖然GP58井和GP65井穿過油層長度也不小，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度（穿過油層長度）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上，進行第二輪CO2吞吐數(shù)值模擬預測，模擬參數(shù)及預測結果見表3.由分析計算可知，GP82井換油率為0.18，相比自然能量開發(fā)，累計增油量較小，CO2吞吐增油效果差；GP101井累計增油量為364.02 t，換油率為0.87，CO2吞吐基本見效；GP11井累計增油量為335.20 t，受效鄰井GP25井累計增油量為550.70 t，兩井合計累計增油量為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吞吐結束時含油飽和度分布圖（圖6）可以看出，隨著開采的進行，井底附近溶解CO2的原油不斷被采出，而距井底較遠的原油因流動性差，不能及時給予補充，致使井底附近的含油飽和度大幅度降低。GP101井在第一輪CO2吞吐結束后，在井底附近形成了一個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GP25井起到氣驅的作用，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井總的換油率遠遠大于GP101井。

從以上分析可知，由于每一輪CO2吞吐后會在井底附近形成一個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)進一步擴大，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，累計增油量為300.88 t，換油率為0.72，吞吐效果相對較好。

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吞吐燜井結束時的含氣飽和度分布

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，同時還可驅替井底附近的原油遠離井底，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井位于構造低部位，注入氣會在重力的作用下向構造高部位驅替原油，進一步增加了構造高部位GP25井井底附近的含油飽和度。因此，這種低構造吞吐、高構造受效，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吞吐效果評價

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；由于稠油流動性差，不能及時補充到井周圍，致使生產(chǎn)井周圍含油飽和度較低，且GP97井及GP115井穿過油層長度較短，因此這2口井在第二輪CO2吞吐時的效果較差，沒有進行第三輪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吞吐結束時的含油飽和度分布

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，水平段穿過油層長度較長，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，水平段穿過油層長度較短，第一輪和第二輪CO2吞吐效果都差，沒有進行第三輪CO2吞吐。

第一輪CO2吞吐前GP11井附近含油飽和度高、水平段穿過油層長度較長，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。這種低構造吞吐、高構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造低部位，因此第一輪CO2吞吐就未見效，沒有進行第二輪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CO2吞吐無效，水平井射開段越長，穿過油層長度越長，吞吐效果越好。

2.2.4 經(jīng)濟效益評價

隨著原油與CO2市場價格的變化，分別為原油價格和工業(yè)用CO2價格設定參數(shù)值：原油價格（Joil）設定為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價格（JCO2）設定為300元/t，350元/t，400元/t，450元/t和500元/t，忽略設備費用及拉運費用，當JoilNOZ=JCO2ZCO2時，投入產(chǎn)出比為1，因此經(jīng)濟極限換油率HOC極限=JCO2/Joil（表5）。

表5 不同原油價格和不同CO2價格時的經(jīng)濟極限換油率

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

3 結論

（1）冀東油田G區(qū)塊前期共優(yōu)選7口水平井進行注CO2吞吐提高采收率現(xiàn)場試驗，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度（穿過油層長度）越長，注入的CO2橫向波及范圍越大，注入CO2在底水層中的消耗越?。痪赘浇暮惋柡投仁荂O2吞吐提高采收率的基礎，含油飽和度越大，CO2可作用的原油越多，吞吐效果越好。

（3）隨著開采的進行，井底附近溶解CO2的原油不斷被采出，而距井底較遠的原油因流動性差，不能及時給予補充，致使井底附近的含油飽和度大幅度降低，進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，同時還可驅替井底附近的原油遠離井底，所以，采用低構造吞吐、高構造受效，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)濟極限換油率為0.14，由經(jīng)濟效益評價也可知最大吞吐輪次為3輪。