中原油田CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐

聶法健，毛洪超，王 慶，丁 妍

（1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100；2.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450046；3.中國石油大學(xué)國家大學(xué)科技園管委會(huì)辦公室，山東東營 257000）

20 世紀(jì)50 年代至今，CO2驅(qū)油技術(shù)不斷發(fā)展，商業(yè)化推廣范圍也不斷擴(kuò)大，逐步成為一項(xiàng)僅次于熱力采油的提高采收率手段［1］。得益于起步早、技術(shù)完備和廉價(jià)氣源，美國CO2驅(qū)油項(xiàng)目數(shù)占全球總數(shù)的90%以上，提高原油采收率7%～15%。中國開展CO2驅(qū)油技術(shù)研究和應(yīng)用較晚，90 年代后，大慶、勝利和中原等油田陸續(xù)開展了先導(dǎo)試驗(yàn)。

20世紀(jì)90年代以來，中原油田一直在探索水驅(qū)后提高采收率技術(shù)，包括各類聚合物、表面活性劑等，這些以化學(xué)驅(qū)為主的提高采收率技術(shù)，在部分區(qū)塊提高采收率取得了一定效果，但受制于油藏“地層溫度高，地層水礦化度和鈣鎂離子含量高”等特點(diǎn)，普遍面臨普適性不強(qiáng)和推廣效果差異性很大等問題，無法進(jìn)入工業(yè)化應(yīng)用階段，一直沒有找到可以規(guī)?；瘧?yīng)用的三次采油技術(shù)。

從2007 年開始，中原油田根據(jù)自身實(shí)際，針對(duì)CO2室內(nèi)實(shí)驗(yàn)機(jī)理、適宜性篩選評(píng)價(jià)技術(shù)、防腐等配套工藝技術(shù)開展系列攻關(guān)，在特高含水油藏、深層低滲透油藏、稠油油藏均開展了CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，并逐步擴(kuò)大規(guī)模，對(duì)應(yīng)油井均見到明顯增油效果，試驗(yàn)開展時(shí)間較長的油井采出程度提高10%以上［2-5］。為此，筆者系統(tǒng)總結(jié)近年來中原油田CO2驅(qū)油技術(shù)的最新進(jìn)展，分析3 個(gè)CO2驅(qū)油礦場(chǎng)試驗(yàn)區(qū)的應(yīng)用效果。與中外其他油田相比，中原油田CO2驅(qū)實(shí)踐應(yīng)用油藏類型多，具有較強(qiáng)的代表性，其取得的經(jīng)驗(yàn)和啟示可對(duì)中國油田進(jìn)一步發(fā)展完善CO2驅(qū)油技術(shù)并加快規(guī)?；茝V提供借鑒。

1 CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)

1.1 驅(qū)油機(jī)理

不同類型油藏實(shí)施CO2驅(qū)提高采收率的主要驅(qū)油機(jī)理差異較大［6-7］。對(duì)于特高含水油藏，貢獻(xiàn)主要來自CO2溶解、擴(kuò)散，CO2溶于油斑和油膜后，由于強(qiáng)力洗油效應(yīng)，從巖石表面剝離水驅(qū)殘余油；而對(duì)于深層低滲透油藏，主要機(jī)理是可以進(jìn)入更小孔喉，保持地層能量。核磁共振顯示，超臨界CO2流動(dòng)性好，與原油界面張力小，毛管阻力小，可以進(jìn)入水無法進(jìn)入半徑為0.01 μm 的孔喉，并與原油接觸。如圖1 所示，天然巖心充注飽和原油后，0.01～25 μm的孔喉內(nèi)均有原油分布，注水開發(fā)可驅(qū)替0.2 μm 以上的孔喉中的原油，0.2 μm 以下孔喉中原油飽和度保持不變；與水驅(qū)相比，CO2驅(qū)不僅可提高0.2 μm 以上孔喉中的原油驅(qū)替效率，同時(shí)可使0.01～0.2 μm的細(xì)小孔喉中原油飽和度降低30%左右。

圖1 CO2與水驅(qū)替不同孔喉半徑剩余油尺度對(duì)比Fig.1 Comparison of remaining oil in different pore scale after CO2and water displacement

CO2在不同地層條件的黏度變化較大，對(duì)油藏CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)有較大影響。當(dāng)油藏壓力為20 MPa時(shí)，隨溫度差異，CO2密度約為0.55 g/cm3，與常規(guī)地層原油密度相差較大，注入CO2更多波及油藏上部；油藏壓力為40 MPa時(shí)，CO2密度為0.65～0.7 g/cm3，與常規(guī)稀油密度較為接近，縱向上驅(qū)替更為均勻。當(dāng)然上述結(jié)論僅僅是相對(duì)而言，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐證實(shí)，即使原油密度與CO2密度非常接近的油藏，由于CO2黏度更接近氣態(tài)，依舊呈現(xiàn)向高部位竄進(jìn)的趨勢(shì)。

中外學(xué)者關(guān)于原油不同組分對(duì)原油與CO2最小混相壓力的影響有較多研究，認(rèn)為原油中間烴組分C2—C6可降低最小混相壓力，而輕質(zhì)氣體和重?zé)N組分會(huì)提高最小混相壓力?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐證實(shí)，氣油比較高的油藏，衰竭開發(fā)后，隨甲烷大量產(chǎn)出，原油與CO2最小混相壓力大幅下降。如中原胡96塊地層流體原始甲烷含量為63.9%，最小混相壓力為38.03 MPa，衰竭開發(fā)后甲烷含量降至54%，最小混相壓力下降29.34%，現(xiàn)有油藏條件下極易混相。

注入的CO2在地層中溶于水后，呈現(xiàn)較強(qiáng)的腐蝕性［8-9］。巖石礦物成分在飽和CO2溶液的浸泡實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示：浸泡后，長石表面產(chǎn)生溶蝕坑洞和片狀高嶺石、絮凝狀蒙脫石、水鋁英石；方解石和白云石等碳酸巖礦物表面產(chǎn)生溶蝕晶錐；黏土礦物表面變得破碎，結(jié)構(gòu)變得蓬松。新霍油藏膠結(jié)類型為孔隙型，以白云質(zhì)膠結(jié)為主，膠結(jié)物的溶蝕更容易形成溶蝕孔隙。該油藏注CO2開發(fā)前，注水壓力高達(dá)41 MPa，注CO2開發(fā)后，注水壓力低至8 MPa，顯示形成了較明顯的CO2溶蝕大孔道。

1.2 適宜性篩選評(píng)價(jià)技術(shù)

以中原油田不同類型油藏混相狀態(tài)研究為基礎(chǔ)，開展不同驅(qū)替介質(zhì)對(duì)比試驗(yàn)，量化不同類型油藏不同氣驅(qū)方式驅(qū)替效果差異，并優(yōu)選油藏、儲(chǔ)層、原油、開發(fā)特征及經(jīng)濟(jì)因素5 個(gè)方面的16 個(gè)指標(biāo)，利用模糊綜合評(píng)價(jià)方法，對(duì)中原油田適宜CO2驅(qū)的儲(chǔ)量區(qū)塊進(jìn)行了適應(yīng)性評(píng)價(jià)，明確不同油價(jià)下彈性推廣次序。結(jié)果（圖2）表明：CO2驅(qū)適應(yīng)性較高的油藏多為深層低滲透、可混相、非揮發(fā)性油藏［10］。

圖2 中原油田低滲透油藏CO2驅(qū)適宜性篩選評(píng)價(jià)結(jié)果Fig.2 Suitability screening evaluation results of CO2flooding in low permeability reservoirs of Zhongyuan Oilfield

1.3 油藏工程優(yōu)化技術(shù)

CO2驅(qū)井網(wǎng)井距的優(yōu)化受到多種因素的制約，CO2黏度低，更易氣竄，與水驅(qū)相比，受平面和縱向的非均質(zhì)性影響更大，波及面積更小，相應(yīng)的技術(shù)最大井距更大；通常情況下CO2密度要小于原油密度，沿高部位流動(dòng)速度快，井網(wǎng)部署時(shí)，應(yīng)遵循高注低采原則，抑制氣竄，擴(kuò)大波及體積。對(duì)于低滲透油藏，通常技術(shù)井距可以擴(kuò)大到400～500 m，但大多數(shù)CO2試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)有井距遠(yuǎn)小于該值。

組分?jǐn)?shù)值模擬方法是CO2驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)的主要手段。在做組分劈分時(shí)，應(yīng)重點(diǎn)劈分C2—C6組分，既可以提高擬合的準(zhǔn)確性，也可以減少運(yùn)算量；與水驅(qū)相比，CO2在地層中黏度要小得多，在優(yōu)化的過程中，需要注意網(wǎng)格效應(yīng)對(duì)模擬結(jié)果的影響，盡可能選擇九點(diǎn)差分算法或者非結(jié)構(gòu)化的網(wǎng)格設(shè)計(jì)，如圖3 所示，盡管對(duì)角線方向的井距最大，但受到網(wǎng)格效應(yīng)影響，五點(diǎn)差分算法CO2滲流更快，與事實(shí)不符合，而九點(diǎn)差分算法可較好模擬真實(shí)情況。

CO2驅(qū)普遍面臨氣竄的挑戰(zhàn)，油藏本身的平面和縱向非均質(zhì)性，長期水驅(qū)形成的大孔道、人工壓裂裂縫等都會(huì)加劇氣竄，降低CO2利用效率和驅(qū)替效果［11-12］。針對(duì)不同油藏條件要求，研發(fā)耐高溫高鹽CO2泡沫體系和高強(qiáng)度復(fù)合調(diào)驅(qū)體系：對(duì)于長期水驅(qū)后的油藏，應(yīng)先應(yīng)用延緩膨脹顆粒等方式對(duì)大孔道進(jìn)行封堵；對(duì)中高滲透油藏，應(yīng)配合采用氣水交替和水基泡沫等；對(duì)于深層低滲透油藏，可嘗試選用氣溶性泡沫劑。

1.4 復(fù)合防腐技術(shù)

中國老油田地面流程及井筒管柱多采用常規(guī)碳鋼管材，若不采取針對(duì)性防腐措施，CO2腐蝕嚴(yán)重，腐蝕速率極高，平均腐蝕速率為5.42 mm/a。CO2腐蝕控制技術(shù)極為重要，關(guān)系到現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的成敗，因CO2腐蝕的特殊性，要求全過程防腐蝕，單一的抗腐蝕方法無法滿足現(xiàn)場(chǎng)要求。通過注入緩蝕劑和應(yīng)用犧牲陽極保護(hù)新材料等多種方法復(fù)合使用，基本解決了現(xiàn)場(chǎng)腐蝕問題。

圖3 CO2驅(qū)五點(diǎn)與九點(diǎn)差分算法模擬結(jié)果對(duì)比Fig.3 Comparison of CO2flooding results simulated using methods of five-point difference algorithm and nine-point difference algorithm

在老油田CO2驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐過程中，主要形成了以下4 項(xiàng)防腐技術(shù)：①研發(fā)高效咪唑啉類液體緩蝕劑及點(diǎn)滴加注工藝，緩蝕率達(dá)95%，解決了泵口以上管柱腐蝕問題。②研制可控釋放固體緩蝕劑，釋放周期最高可達(dá)180 d，投放到井底緩慢釋放，解決了泵口以下管柱的腐蝕問題。③發(fā)明鋁鋅銦錫鎂合金犧牲陽極保護(hù)新材料，電流效率提高約50%，解決了抽油泵、復(fù)雜結(jié)構(gòu)分離器等腐蝕問題。④研制“高速旋流+負(fù)壓抽提”脫碳技術(shù)，實(shí)現(xiàn)井口產(chǎn)出液中CO2快速分離，pH值從4.68提高到5.62，減緩集輸管網(wǎng)腐蝕壓力。通過以上技術(shù)組合優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了全程防腐（圖4），產(chǎn)出液鐵離子平均質(zhì)量濃度由100 mg/L 降至20 mg/L 左右，生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕速率為0.053 mm/a左右。

圖4 生產(chǎn)井系統(tǒng)腐蝕防護(hù)技術(shù)示意Fig.4 Schematic diagram of corrosion protection technology for production well system

1.5 分層注入及吸氣剖面測(cè)試技術(shù)

層間非均質(zhì)性會(huì)導(dǎo)致縱向上吸氣量存在較大差異，出現(xiàn)高滲透層CO2無效循環(huán)，物性較差的層無法動(dòng)用的情況。為改善注CO2層間差異較大的問題，設(shè)計(jì)了CO2分層注入管柱，開發(fā)了CO2井下流量測(cè)試及調(diào)配技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了井下超臨界狀態(tài)下CO2的分層定量注入，形成了適用于水氣交替的CO2分層注入技術(shù)。

水氣交替注入過程中存在溫差大、壓差大、易返吐、管柱蠕動(dòng)強(qiáng)及CO2易溶蝕封隔器膠筒等問題，導(dǎo)致CO2井筒氣密封性差。采用管柱同級(jí)同段設(shè)計(jì)，優(yōu)化錨、瓦組合配置，預(yù)留補(bǔ)償距，減少管柱蠕動(dòng)對(duì)封隔器的傷害；研發(fā)了芳綸纖維與納米材料充填的氣密封膠筒，大幅提升干濕環(huán)境下封隔器壽命。針對(duì)井下超臨界CO2狀態(tài)調(diào)控難度大、氣嘴易氣蝕等問題，采用針閥式氣嘴代替直筒型氣嘴，形成了適用于小于3 000 m 的偏心分層注入技術(shù)，通過割縫型氣嘴取代橢圓槽型氣嘴，形成了適用于大于3 000 m 的同心分層注入技術(shù)（圖5），耐溫為-30～130 ℃，耐氣壓差為35 MPa。

圖5 偏心分層注入井下管柱Fig.5 Eccentric and layered injection downhole string

針對(duì)層系多、層間吸氣量差異大，井筒內(nèi)CO2呈現(xiàn)液態(tài)、氣態(tài)、超臨界態(tài)的轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致其密度變化大等問題，研發(fā)CO2監(jiān)測(cè)儀器及創(chuàng)新質(zhì)量流量解釋模型，實(shí)現(xiàn)井下CO2吸氣剖面測(cè)試，儀器耐壓為60 MPa，耐溫為-20～135 ℃，流量誤差為-5.3%～3%。

1.6 CO2混合氣回收回注技術(shù)

CO2產(chǎn)出氣再利用是降低CO2材料費(fèi)的重要環(huán)節(jié)。常規(guī)的CO2分離回收裝置存在分離工藝復(fù)雜、能耗高和投資高等問題，不適合規(guī)?；厥栈刈⒌囊蟆Ｑ兄飘a(chǎn)出混合氣直接加壓回注撬裝裝置，且對(duì)產(chǎn)出氣組分無要求。

設(shè)計(jì)變頻控溫自動(dòng)補(bǔ)氣的防液化裝置、含烴混合氣的冷卻系統(tǒng)、四級(jí)增壓系統(tǒng)，建成移動(dòng)式混合氣回注工藝流程（圖6）。單套設(shè)備增壓后排氣壓力達(dá)20 MPa，日回注量超過10 000 m3/d，現(xiàn)場(chǎng)建成2 套裝置，運(yùn)行良好，達(dá)到CO2資源再利用和環(huán)保的要求。

圖6 移動(dòng)式混合氣回注工藝流程Fig.6 Technological process for mobile combination gas reinjection

2 礦場(chǎng)實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

2.1 濮城沙一段下亞段油藏試驗(yàn)區(qū)

濮城沙一段下亞段油藏位于濮城長軸背斜構(gòu)造的東北翼，是一個(gè)整裝中高滲透砂巖油藏，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1 135×104t，埋深為2 280～2 430 m，平均滲透率為690 mD，地層原油黏度為1.74 mPa·s。該油藏1980 年投入開發(fā)，1998 年綜合含水率達(dá)98%，采出程度達(dá)51%，進(jìn)入水驅(qū)廢棄階段。

2008 年開展CO2/水交替驅(qū)井組先導(dǎo)試驗(yàn)，并逐步擴(kuò)大規(guī)模，注氣時(shí)地層壓力為20.2 MPa，經(jīng)長細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)量，最小混相壓力為18.4 MPa，油藏注CO2可以實(shí)現(xiàn)混相。

整體實(shí)施方案共設(shè)計(jì)22 個(gè)注氣井組，2013 年后，因國際油價(jià)大幅下跌，最終實(shí)施了13個(gè)井組，累積注氣量為35.4×104t，累積增油量為13.1×104t。其中，作為最早實(shí)施的濮1-1 井組，截至2019 年6 月，累積CO2注入量為3.6×104t，累積增油量為1.2×104t，階段換油率為0.33 t/t，井組采出程度從53.9%增至63.9%，采出程度提高了10%，含水率從99%降至88%。

試驗(yàn)區(qū)見效特征主要表現(xiàn)為：含水率大幅下降，最大降幅為25%，由99%降至74%；見效時(shí)間長，濮1-1 井組2008 年6 月開始注入后，同年11 月起含水率下降，見效效果隨注入段塞和注入量變化而變化，持續(xù)時(shí)間長達(dá)10 a；見效后原油顏色由黑色變成褐色，地面原油黏度由見效前的24.66 mPa·s降至7.99 mPa·s，原油烴組分中間烴含量由30 mol%升至40mol%，重?zé)N含量由2 mol%降至0.8 mol%，采出原油顏色變化顯示，注入的CO2與原油實(shí)現(xiàn)了混相。

2.2 胡96塊試驗(yàn)區(qū)

胡96塊位于東濮凹陷柳屯洼陷西翼，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為253×104t，埋深為3 600～4 300 m，滲透率低，小于10 mD，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2.6×104t。在中原油田深層特低滲透油藏中具有代表性。2010年在胡109井組開展CO2驅(qū)試驗(yàn)。

胡109 井CO2累積注入量為15 199.3 t，地層壓力由28.5 MPa 恢復(fù)到48.5 MPa，最小混相壓力為29.34 MPa。注氣前，地層無能量補(bǔ)充，產(chǎn)油量遞減快，日產(chǎn)油量為0.4 t/d，油壓為0.6 MPa。見效后，地層能量充足，日產(chǎn)油量最高達(dá)21.2 t/d，累積增油量為9 062 t，增氣量為430.5×104m3；目前油壓穩(wěn)定在8 MPa，日產(chǎn)油量為1.2 t/d。

胡96 塊CO2驅(qū)呈現(xiàn)明顯的混相驅(qū)效果，CO2驅(qū)過程中，地層壓力是最小混相壓力的1.65 倍；注CO226 個(gè)月后，才見到明顯增油效果；見效1 a 后，CO2含量仍低于10%；油井見效主要表現(xiàn)是能量恢復(fù)，持續(xù)自噴。

2.3 衛(wèi)42塊試驗(yàn)區(qū)

衛(wèi)42 塊構(gòu)造位置位于東濮凹陷北部濮衛(wèi)次洼帶西翼，屬于深層特低滲透油藏，油藏埋深為3 200～3 700 m，平均滲透率為2.25 mD，地質(zhì)特征與胡96塊較為接近，區(qū)別在于該區(qū)塊注氣前采用注水開發(fā)，平均注水壓力為41 MPa，綜合含水率為74.2%，采出程度為13.23%。

2016 年1 月開始，在6 個(gè)井組實(shí)施CO2驅(qū)，2 個(gè)月后陸續(xù)見到增油效果，油井見效11 口，平均含水率下降20%，日增油量峰值為10.6 t/d，平均日增油量為4.5 t/d，累積增油量為1 906 t。

從見效情況看，與胡96 塊見效特征有較大差異，表現(xiàn)為含水率大幅下降，產(chǎn)液量保持不變或略有下降；見效速度快，最快的油井2個(gè)月即見到明顯效果，含水率下降30%；氣竄嚴(yán)重，高部位油井2 個(gè)月就見CO2產(chǎn)出，1 a 后CO2含量高達(dá)90%，低部位油井氣竄比例小，主要是沿裂縫及小井距方向發(fā)生氣竄，CO2含量為40%。

分析認(rèn)為有幾個(gè)方面原因：井距小，平均井距僅為260 m；油水井普遍壓裂過；沒有達(dá)到整體混相，最小混相壓力為29.77 MPa，注氣前地層壓力為22 MPa；基質(zhì)滲透率低，CO2在裂縫里循環(huán)；生產(chǎn)井CO2含量上升，泵效降低，產(chǎn)液量下降。

3 結(jié)束語

經(jīng)過十多年的技術(shù)攻關(guān)和礦場(chǎng)實(shí)踐，中原油田在CO2驅(qū)的機(jī)理深化研究、油藏工程技術(shù)、注采配套工藝等方面逐步形成針對(duì)性較強(qiáng)的特色技術(shù)，礦場(chǎng)實(shí)踐積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)，也取得了較好的增油效果，深層低滲透油藏在低油價(jià)下也取得了一定的經(jīng)濟(jì)效益，其經(jīng)驗(yàn)和啟示對(duì)中國其他油田注氣提高采收率技術(shù)研究及實(shí)踐具有較大借鑒意義。

CO2驅(qū)的驅(qū)油效率高，濮城沙一段下亞段油藏實(shí)踐表明，通過CO2/水交替驅(qū)，采出程度可以達(dá)到60%以上，該技術(shù)的發(fā)展可有力地保障國家能源安全；隨著溫室氣體減排工作的逐步推進(jìn)，國家綠水青山戰(zhàn)略的深入實(shí)施，CO2驅(qū)可以實(shí)現(xiàn)驅(qū)油戰(zhàn)略一體化，必將在提高采收率領(lǐng)域得到越來越多的應(yīng)用。