低滲透油藏CO2吞吐選井條件探討

王軍

（中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京210011）

1 CO2吞吐發(fā)展歷史及機理

CO2吞吐提高采收率于上世紀70年代由西方國家率先提出，最初是為了提高重質(zhì)油的采收率，并在美國、加拿大等國應(yīng)用甚廣。1984年美國首次將CO2吞吐應(yīng)用于提高輕質(zhì)油采收率，至1992年底共進行輕質(zhì)油CO2吞吐483 井次，成功率在90 %以上。Appalachian 盆地油田自1985年11月首次進行吞吐實驗，3/4 的井效果好。1987年大范圍展開實驗，設(shè)計井400口，實施203井次。截至2005年，油區(qū)范圍內(nèi)23%的產(chǎn)量來自CO2吞吐措施，累積增油1.622×104m3，單井增油25～602 m3。

國內(nèi)外CO2吞吐的發(fā)展趨勢是：從重質(zhì)油、稠油應(yīng)用領(lǐng)域向普通黑油發(fā)展，從普通低滲油藏向致密油藏、高含水中高滲油藏發(fā)展，從單井CO2吞吐向井組聯(lián)合吞吐、油藏整體吞吐發(fā)展。

國內(nèi)相關(guān)技術(shù)研究開展較晚，除中國石化華東油氣分公司外還有江蘇、勝利、大慶等油田。江蘇油田從1992年開始CO2吞吐研究，在稀油油藏展開了共計20余口井CO2吞吐實驗，成功率大于50%，其中從1996年初到1998年9月，針對不同類型的油藏和工藝條件共實施CO2吞吐10井次，累積增油超過3 200 t。石油院校也采用實驗室模擬和油藏數(shù)值模擬技術(shù)對部分影響CO2吞吐效果的因素進行了研究，近年西南石油大學采用高倍金相顯微鏡對致密壓裂油藏CO2吞吐微觀驅(qū)替規(guī)律進行了研究，取得了一系列成果。

CO2吞吐驅(qū)油的機理要比注水驅(qū)油的機理復雜得多。CO2吞吐時，在地下會出現(xiàn)三相或更多相同時流動，并且伴隨著相間組分的轉(zhuǎn)移、相變及其他復雜相行為的發(fā)生。概括起來CO2吞吐提高采收率的機理包括以下幾個方面[1]：

1）降黏：當原油中的CO2溶解氣飽和后，能夠大大降低原油的黏度，改善原油在地層中流動性，例如蘇北盆地JN油田，原油注CO2飽和后黏度由8 mPa·s下降至2 mPa·s左右，減少了75%。

2）使原油體積膨脹：CO2溶于原油體積膨脹，如蘇北盆地CS油田泰州組油藏注CO2飽和后原油體積可膨脹1.5倍，同時增加了地層的能量。

3）改變潤濕性，降低界面張力：CO2在油中溶解度比在水中的溶解度大3～9 倍，注入油藏后可以使油藏的潤濕性發(fā)生變化，油氣相間的界面張力降低，積聚的殘余油滴在孔隙通道內(nèi)自由移動，從而提高油相的滲透率，也進一步擴大了波及面積。

4）萃取輕質(zhì)烴機理：輕質(zhì)烴與CO2間具有較好的互溶性，當壓力超過一定的值（此值與原油性質(zhì)及溫度有關(guān)）時，CO2能使原油中的輕質(zhì)烴萃取氣化，提高產(chǎn)能。

5）形成一定范圍內(nèi)溶解氣驅(qū)，且CO2溶解后有一定的酸化解堵作用，增大原油流動性，改善滲流條件。

CO2吞吐增油效果是以上各項機理的共同作用，在不同類型油藏中起主導作用的機理不同，因此對增油效果的影響也不同。

根據(jù)室內(nèi)研究及現(xiàn)場實施效果可將影響CO2吞吐效果的因素分為靜態(tài)和動態(tài)兩大類。靜態(tài)因素即地質(zhì)因素，包括油藏地質(zhì)特征和儲層流體特征兩個方面[2]。動態(tài)因素包括開發(fā)狀況（即剩余油飽和度、油藏的含水、壓力水平、井筒狀況）和CO2吞吐工藝參數(shù)設(shè)計兩個方面，因此，選擇適合實施CO2吞吐的油藏及井位是決定吞吐效果的先決條件，合理的工藝參數(shù)設(shè)計是吞吐效果的保障條件。

基于以上機理，之前已提出諸多CO2吞吐選井原則（主要由美國學者提出），其中經(jīng)華東分公司20 余年礦場應(yīng)用，具有相同認識的條件有如下三類：

第一類，油藏適宜條件：1）油密封性好，注入氣不易逸散；層數(shù)較少，層間干擾少；2）油藏剩余油飽和度不低于35%；3）滲透率不宜過高，且層間差異較小，無滲透率異常高層。

第二類，流體適宜條件：1）原油密度、黏度越小越好，重質(zhì)組分含量少（尤其膠質(zhì)、瀝青含量少）；2）H2S含量越低越好；3）地層水礦化度大于5 g/L，水中易引起沉淀的Ca2+，Mg2+，Al3+含量低。

第三類，單井條件：1）井筒完整，無竄漏；2）水驅(qū)效果差或難以建立注采對應(yīng)的井較適宜；3）酸化壓裂等措施無效且原因不明的井不適宜。

文獻資料調(diào)研發(fā)現(xiàn)不同文獻中對部分選井原則存在爭議，主要集中在地層壓力是否達到混相更有利和裂縫的存在對吞吐效果是正影響還是負影響這兩個方面[3，4]。

部分觀點認為混相更有利于降黏，更能抽提中間組分，增強原油流動性，效果更好，裂縫的存在增大了CO2的波及體積使其能深入地層與更多原油接觸。反對意見認為CO2與原油混相后將井筒附近原油推向遠處，大大降低井筒附近含油飽和度，裂縫的存在將會加劇氣竄，并導致油藏難以憋壓，對吞吐非常不利。主要針對以上兩種觀點，結(jié)合礦場實驗及室內(nèi)物理模擬實驗對混相及裂縫影響進行探討，并對構(gòu)造位置、吞吐前生產(chǎn)狀況等因素進行對比分析。

2 CO2吞吐選井條件研究

2.1 現(xiàn)場試驗

從1989年11月至2002年8月,華東油氣分公司分別在高含水、低滲低效和稠油三類油藏，進行12口井13 井次CO2吞吐試驗[5，6]。2013年末至2017年，針對低滲透油藏又進行了5口井CO2吞吐試驗，剔除工程影響選取16井次試驗成果作為研究對比數(shù)據(jù)。

在可對比的16口試驗井次中，有15井次工程參數(shù)較為完整，其中11 口井增油量大于100 t，占比73.3 %。通過計算不同深度措施井的作業(yè)費用及CO2氣原料費+運輸費+注入費用，在50 美元油價下有9 井次達經(jīng)濟標準。低滲透油藏實施CO2吞吐有效井次為5次，其中4次為水平井吞吐。

2.2 CO2吞吐室內(nèi)實驗

2.2.1 注CO2地層原油體系膨脹實驗

PVT 實驗結(jié)果顯示JN 油田原油注入CO2后黏度下降幅度較大（表1），隨著CO2注入量的增加，原油黏度不斷變小，最終原油黏度大約降低了3.9 倍，說明注CO2有比較明顯的降黏效果，地層原油流動性得到了顯著改善。隨CO2注入量的增大，原油膨脹系數(shù)的增加幅度也不斷變大，當注入CO2摩爾含量達到62.6%時，原油體積膨脹了1.177倍，說明該油藏地層原油注CO2的膨脹驅(qū)油效果不顯著，膨脹不是該區(qū)塊CO2吞吐增油的最主要因素。

表1 地層原油注CO2后物性變化統(tǒng)計Table 1 Statistics of physical properties of surface oil after CO2 injection

2.2.2 人工造縫致密巖心薄片CO2驅(qū)替實驗

實驗采用JN油田油藏真實巖心薄片模型進行微觀氣驅(qū)特征研究，總共制備巖心模型15塊，驅(qū)替成功3塊（由于巖心物性差，滲透率極低，為了解決驅(qū)替不動的情況并且結(jié)合實際，JN油田油井均為壓裂投產(chǎn)，故對巖心進行人工造縫，但驅(qū)替成功率仍很低）。表2為CO2驅(qū)替實驗結(jié)果。

從實驗結(jié)果可以看出一條主裂縫的驅(qū)替效率優(yōu)于兩條垂直裂縫，但混相與非混相條件下驅(qū)替效率并無明顯差異，均能達到98%左右。

2.3 CO2吞吐影響因素探討

2.3.1 裂縫對CO2吞吐的影響

油藏的封閉性越高，越能保證CO2不外泄，注入氣利用率越高，如果裂縫發(fā)育，CO2容易沿裂縫突破，造成壓力漏失，影響吞吐效果。JN油田JN-I 號區(qū)塊在天然能量開發(fā)近兩年后，先后選擇兩個井組開展CO2吞吐試驗。

2014年6月對J2-2HF 井實施CO2單井吞吐，效果顯著，注氣兩天后，高部位采油井J2-1HF 套壓上升，8天后氣竄，表明兩口井儲層壓裂縫是連通的；本次吞吐累計增油846 t，單次換油率達到0.97 %。2014年底對鄰近區(qū)塊的J1-1HF井實施吞吐，日產(chǎn)油從吞吐前的2.4 t/d恢復到7 t/d，到第一輪次吞吐結(jié)束共增油2 258 t。該油藏實現(xiàn)了“兩井吞吐，五井見效”，效果較以往有了很大提升。分析認為該油藏取得良好增油效果的一個重要因素是存在連通的壓裂縫，在一定范圍內(nèi)形成了“驅(qū)”的效果，一井吞吐，多井受效。2015年繼續(xù)擴大應(yīng)用效果，對高部位水平井J2-1HF井實施CO2吞吐，與J2-2HF井形成交替吞吐、相互受效的效果，累計注入CO2量1 500 t，最終增油1 681 t。

從原理上分析：在封閉的小斷塊油藏，較高的地層有效滲透率可以增大CO2的傳導率，提高CO2吞吐的效果，一般要求地層滲透率至少大于5×10-3μm2。因此對于封閉性油藏，壓裂可改善滲流條件，提高CO2的波及體積，對吞吐是有利的；但對于面積大，厚度大的開放式油藏，天然裂縫發(fā)育或人工壓裂縫的存在則會導致不能憋壓，降低吞吐效果，如2013年對ZJD 油田Z3-3HF 井實施CO2吞吐，由于其封閉性不如J2-2 塊，吞吐后Z3-3HF 井的有效期也明顯較短，鄰近井也未有見氣或協(xié)同受效作用。

2.3.2 地層壓力對吞吐效果的影響

從有效井次的地層壓力與吞吐效果關(guān)系對比來看，存在一個較適宜的壓力區(qū)間，并不是越高越好（圖1）。CO2之所以能有效的使原油流動，主要因素如前述：一是溶解后降黏提高流度比；二是萃取原油中的輕質(zhì)組分；三是膨脹增加原油動能。對于一定溫度下的油藏，壓力越大CO2溶解度越大，且越能接近混相?；煜嗫梢栽鰪姷貙釉偷牧鲃有裕瑫r使CO2深入油藏，擴大波及體積，但由于吞吐總注入量相對地層原油總量是很有限的，波及體積過大會削弱膨脹能，起到不利影響[7]。對于存在裂縫溝通的油藏，地層壓力越大，所需要的注入壓力也越大，越可能將近井地帶的原油驅(qū)離井筒附近，反而會降低吞吐效果。從人工裂縫巖心薄片驅(qū)替實驗結(jié)果可以看出，對于巖心薄片，混相與非混相狀態(tài)下，驅(qū)替效率都可以達到98%左右。驅(qū)替效率與裂縫的數(shù)量和分布方式有較大關(guān)系，與是否混相并無明顯關(guān)系。

表2 JN油田巖心CO2驅(qū)實驗結(jié)果數(shù)據(jù)Table 2 Experimental data of CO2 flooding for core of JN oilfield

圖1 油層壓力與增油效果關(guān)系Fig.1 Relation between reservoir pressure and oil increasing effects

根據(jù)JN 油田原油物性分析結(jié)果（表3），吞吐后原油初餾點下降，200 ℃、270 ℃、300 ℃時餾分明顯上升，說明本次吞吐采出了油藏中部分流動性較差的高黏度原油，J2-1HF 在吞吐后密度及運動黏度均變大，說明吞吐萃取抽提出了原油中的輕質(zhì)組分，地層原油中重質(zhì)組分比例升高，J2-2HF 井作為吞吐井變化更明顯，組分監(jiān)測也發(fā)現(xiàn)J1-1HF井吞吐后地層原油中C20+組分摩爾含量由吞吐前的29.53%上升至37.91 %。因此，可以確定“萃取輕組分”是JN 油田CO2吞吐見效的因素之一。

對于不同類型油藏，由于起主導作用的增油機理不同，地層壓力對吞吐效果的影響大小也不同。對于輕質(zhì)原油，在沒有邊底水或者邊底水作用較弱的情況下，增油主要是靠膨脹和氣驅(qū)增能，混相將會削弱膨脹能，對吞吐不利，對于開放性油藏，這種不利影響大于封閉性油藏。如果是封閉性裂縫油藏，油井間可形成溝通，多井協(xié)同作用，形成“吞吐+驅(qū)”共同作用，此時增油主要機理為降黏增強原油流動性和氣驅(qū)推動，混相非常有利，但CO2注入量需要按整個井組而不是單井考慮，否則注入量不足，增油效果反而降低。

綜上所述油層埋藏深度在1 600～4 000 m 均可實施CO2吞吐，但在2 200～3 000 m效果更佳。油藏埋深過淺，地層破裂壓力常常低于注入壓力而不能保證CO2與原油溶解。根據(jù)經(jīng)驗，蘇北盆地小斷塊油藏一般地層壓力達到25～28 MPa時可達到混相或近混相，現(xiàn)場實施結(jié)果顯示CO2吞吐增油效果與是否混相并無明顯關(guān)系，可以認為單井吞吐增油主要機理以降黏、膨脹增能及“萃取輕組分”為主，在進行選井時無需要求油藏壓力達到混相，但在注入?yún)?shù)設(shè)計時需要考慮混相后形成“驅(qū)替”是對整個井組起作用，需要增加CO2用量。

2.3.3 構(gòu)造位置對吞吐效果的影響

JN油田阜二段區(qū)塊中J1-1HF井與J2-2HF井均為大斜度擬水平井，在構(gòu)造所處位置相近，J2-1HF井射孔井段高近20 m。J2-2HF井實施吞吐時，對應(yīng)J2-1HF井8 d后見氣；J2-1HF井吞吐時，對應(yīng)J2-2HF井12 d 后見氣。說明CO2氣從J2-1HF 井向J2-2HF井擴散速度小于從J2-2HF 井向J2-1HF 井擴散速度。即由于密度差異，CO2由低部位向高部位擴散速度更快。

之前實施的QK16 井、S115 井、C3 井、QK12 井四口高含水井油層物性、注入量、燜井時間均相近，但處于高部位的QK16 井和S115 井返出氣比例明顯高于其他井（表4），以上實驗數(shù)據(jù)證明構(gòu)造高部位的井注CO2擴散速度小，氣量損失較大，因此，對于吞吐來說，在相同條件下選擇處于構(gòu)造低部位的井優(yōu)于高部位井。

2.3.4 井型選擇

對于低滲透油藏，試驗8 井次，有增油效果的為7井次，但有經(jīng)濟效益的僅5井次，其中4井次為壓裂投產(chǎn)的水平井，所以在井型選擇上，水平井明顯具有優(yōu)勢。主要原理是CO2吞吐波及范圍為近井地帶，水平井注入CO2的掃油面積遠大于垂直井，波及范圍與驅(qū)油效率更高[8]。從數(shù)值模擬結(jié)果來看，水平井CO2吞吐后日增油絕對值較大，穩(wěn)產(chǎn)時間也較長，增油量絕對值大于直井，更能攤薄施工成本。

表3 JN油田吞吐前后原油性質(zhì)Table 3 Comparison of crude properties before and after huff and puff in JN oilfield

表4 不同構(gòu)造部位油井返排CO2氣量統(tǒng)計Table 4 Statistics of CO2 discharge from oil wells in different structural locations

2.3.5 生產(chǎn)狀況對吞吐效果的影響

分析實施CO2吞吐的油井生產(chǎn)情況可知：初期產(chǎn)量高的井，吞吐后恢復的產(chǎn)量也較高，穩(wěn)產(chǎn)時間與有效期均較長，換油率也較高。從生產(chǎn)曲線上可以看出，J1-1HF 井初期日產(chǎn)油25 t，吞吐前日產(chǎn)油2.3 t，吞吐后恢復到7 t 左右，J2-2HF 井初期日產(chǎn)量6 t 左右，吞吐前日產(chǎn)油0.72 t，吞吐后恢復到3.4 t，但穩(wěn)產(chǎn)時間明顯低于J1-1HF井（圖2）。

吞吐前含水越低，說明含油飽和度越高，從常理推斷吞吐效果應(yīng)該越好，但從以上8 井次數(shù)據(jù)可看出，吞吐能明顯降低含水，在有效井次中，含水30%～90%條件下，吞吐前含水越高，增油效果越明顯。究其原因，在構(gòu)造位置相近的情況下，低滲透油藏中，井含水高低與供液能力成正比。在此范圍內(nèi)，吞吐前含水越高的井增油量越大，但含水大于70%以后換油率將會下降，因此，認為含水30%～70%油井較宜實施CO2吞吐。

圖2 CO2吞吐后水平井產(chǎn)量變化曲線Fig.2 Variation curve of oil production of horizontal wells after CO2 huff and puff

3 結(jié)論

1）對于面積較小的封閉性小斷塊油藏，在無強邊底水的情況下，天然裂縫及人工裂縫的存在均可明顯提高CO2單井吞吐效果。但對于開放性油藏，裂縫的存在會增大CO2用量，降低換油率。

2）CO2單井吞吐存在一合理壓力區(qū)間，蘇北盆地小斷塊油藏埋深在1 600～4 000 m 可實施CO2吞吐，但在2 200～3 000 m效果更佳。是否混相對吞吐效果并無直接關(guān)聯(lián)，在選井時無需追求一定要達到混相，但對于不同類型油藏，進行注入?yún)?shù)設(shè)計時需考慮混相的影響。

3）水平井實施CO2單井吞吐具有波及面積大的優(yōu)勢，吞吐效果明顯好于直井。

4）初期產(chǎn)量高的井，一般供液能力也較強，實施CO2單井吞吐后恢復的產(chǎn)量也較高，穩(wěn)產(chǎn)時間與有效期均較長，換油率相應(yīng)較高。在含水30%～90%，吞吐前含水越高，增油效果越明顯。但含水過高，換油率將會下降，因此，選擇含水30%～70%油井實施CO2吞吐能取得效益最大化。