底水驅(qū)稠油油藏水平井多輪次CO2吞吐配套技術(shù)及參數(shù)評價
——以蘇北油田HZ 區(qū)塊為例

錢衛(wèi)明，林 剛，王 波，胡文東，梁 珍，張金煥

（中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州 225300）

蘇北油田稠油油藏主要含油層系為古近系三垛組（Es），其具有含油面積?。ㄐ∮?.4 km2）、油層厚度薄（小于10 m）、邊底水活躍和天然能量充足等特點，常規(guī)直井不能形成穩(wěn)定的工業(yè)油流，只能采用水平井開采的方式。水平井開采過程中存在局部水平段邊底水極易錐進、水流優(yōu)勢通道屏蔽其余水平段出油和含水上升極快等問題，導(dǎo)致水平井生產(chǎn)2～5 年后就進入低產(chǎn)低效采油狀態(tài)，亟需探索水平井增油控水的技術(shù)方法。

CO2吞吐是提高低產(chǎn)低效稠油水平井產(chǎn)量的有效措施[1-3]。所注入CO2在水平段呈超臨界流體，并溶解于水平段油層周圍的剩余油，使地層剩余油體積發(fā)生膨脹，增加孔隙中含油飽和度，改善油水相對滲透率，提高原油流度，從而達到降低含水和增產(chǎn)原油的目的。為此，優(yōu)選HZ 區(qū)塊稠油油藏3 口水平井開展CO2吞吐試驗，以探索稠油油藏水平井CO2吞吐的合理施工參數(shù)及配套工藝技術(shù)。

1 區(qū)塊簡況

HZ 區(qū)塊古近系三垛組一段（Es1）稠油油藏位于蘇北盆地溱潼凹陷西北斜坡帶，油藏中深1 370.0 m，厚度7.8 m，孔隙度19.3%～34.5%，滲透率183.8×10-3～1 639.8×10-3μm2，邊底水能量充足，地層壓力12.36 MPa，地層溫度53.8 ℃，壓力系數(shù)0.99，地層原油密度0.930 2 g/cm3，地層原油黏度326.0 mPa·s，為強水驅(qū)中高孔-中高滲普通稠油儲層。

HZ 區(qū)塊Es1稠油油藏地層原油黏度較高，油水流度比差異大，投產(chǎn)后采油強度高，導(dǎo)致邊水錐進嚴重，含水率上升極快。所選3 口水平井在投產(chǎn)2～5年，單井累計采油2 210.69～6 571.70 t 后，均已進入特高含水期，處于低產(chǎn)低效開發(fā)狀態(tài)。

2 礦場試驗

2017 年5 月至2018 年11 月，對HZ 區(qū)塊Es1稠油油藏3 口水平井（表1）分別開展了CO2吞吐試驗（表2），累計7 井次，其中HZ-P2 井和HZ-P4井分別進行了三個輪次的CO2吞吐試驗。CO2平均注入速度5.0 t/h，注入壓力3.80～6.00 MPa，悶井時間18～35 d。

在3 口井7 井次試驗中，除HZ-P3 井未見增油效果外，HZ-P2 井和HZ-P4 井分別進行了三個輪次的CO2吞吐試驗，均見到顯著效果。其中，以第一輪次增油降水效果最為顯著，HZ-P2 井和HZ-P4 井日產(chǎn)油分別從試驗前的1.55，1.58 t 上升至試驗后的8.10，11.18 t；含水率分別從試驗前的95%，96%降至10%，6%。見效的6 井次CO2吞吐試驗累計注入CO2為3 156.00 t。截至2019 年初累計增油3 012.00 t，單井有效期89～199 d，單井換油率0.53～2.29 t 油/(t CO2)，平均換油率1.15 t 油/(t CO2)，降水增油效果明顯（表2）。

HZ-P2 井經(jīng)過前兩輪次CO2吞吐后，2018 年5月16 日至20 日開展了第三輪次CO2吞吐，注入CO2700.00 t，悶井35 d。6 月20 日開井采油，日產(chǎn)油8.82 t，含水15%；截至2019 年初，日產(chǎn)油1.00 t，含水90%，仍在有效期內(nèi)。HZ-P4 井經(jīng)過前兩輪次CO2吞吐后，2018 年11 月6 日至14 日開展了第三輪次CO2吞吐，注入CO2700.00 t，悶井35 d。11月14 日開井采油，日產(chǎn)油7.68 t，含水4%；截至2019 年3 月10 日，日產(chǎn)油降至0.68 t，有效期為89 d（圖1）。

表1 HZ 區(qū)塊Es1稠油油藏CO2吞吐試驗井水平段油層參數(shù)

表2 HZ 區(qū)塊Es1稠油油藏CO2吞吐試驗井水平段施工參數(shù)及試驗效果

3 配套工藝技術(shù)

3.1 添加CO2緩蝕劑

圖1 HZ 區(qū)塊HZ-P4 井三個輪次CO2吞吐后采油曲線

所選試驗井注入CO2吞吐后，管桿材料極易與CO2發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，對試驗井的管材具有很強的腐蝕性?？刹扇〉姆栏g措施包括：選用耐腐蝕的管材、涂層，或者注入CO2緩蝕劑等[4-6]。針對HZ 區(qū)塊Es1稠油油藏的水性，參照試驗井的腐蝕環(huán)境，優(yōu)選出咪唑啉類緩蝕劑，當緩蝕劑濃度為100×10-6mg/L 時，管材的腐蝕速度為0.031 1 mm/a，緩蝕率達到95%以上。

3 口試驗井CO2吞吐期間全程從油套環(huán)空注入CO2緩蝕劑。CO2吞吐前在油套環(huán)空預(yù)先添加濃度為400×10-6mg/L 的CO2緩蝕劑，以便在油管壁和套管壁形成穩(wěn)固的吸附膜；CO2吞吐后采油期間，不斷補充濃度為100×10-6mg/L 的CO2緩蝕劑，加固已經(jīng)形成的吸附膜。

3 口試驗井7 井次試驗期間，累計注入CO2緩釋劑2.5 t，試驗井的管桿未出現(xiàn)CO2腐蝕現(xiàn)象。

3.2 不動管柱注CO2

HZ-P2 井是區(qū)塊內(nèi)第一口CO2吞吐試驗井?？紤]施工的安全，注入CO2前將原螺桿泵采油管柱更換為35.00 MPa 采氣樹帶光油管的注氣管柱。CO2注入排量5.00 t/h，日注入量120.00 t，實際注入CO2油壓4.40～5.00 MPa，套壓4.40～4.80 MPa（圖2）。悶井8 d 后，油壓和套壓趨于一致（5.03 MPa），其后壓力穩(wěn)中有升，至開井前油壓和套壓均為5.27 MPa，表明CO2與剩余油的溶解性好，有利于保持CO2吞吐效果。

圖2 HZ 區(qū)塊HZ-P2 井CO2吞吐參數(shù)曲線

HZ-P2 井第一輪次CO2注入壓力較低，但效果較好，故此后6 井次CO2吞吐注氣均利用不動管柱直接從油套環(huán)空注入，既減少了施工工序，又節(jié)約了施工費用。

3.3 抽油泵采油

HZ-P2井等試驗井CO2吞吐試驗前均采用螺桿泵采油。HZ-P2 井第一輪次CO2吞吐放噴仍然使用螺桿泵轉(zhuǎn)采，經(jīng)過7 d 采油后，井口不再出液，檢泵時發(fā)現(xiàn)螺桿泵的定子發(fā)生了嚴重變形，推測螺桿泵不能滿足CO2吞吐后的采油。

檢索文獻[7-8]發(fā)現(xiàn)，CO2對常規(guī)橡膠件存在氣蝕，即高壓CO2易滲入橡膠件材料內(nèi)部，并在其內(nèi)部的空隙聚集。當井筒CO2壓力發(fā)生波動時，所滲入的CO2會產(chǎn)生膨脹力損壞橡膠件，導(dǎo)致螺桿泵定子變形。將試驗井螺桿泵換成無橡膠件的常規(guī)有桿管式抽油泵后，采油正常，保障了CO2吞吐的試驗效果。

4 影響CO2吞吐效果的因素分析

4.1 注氣量

注氣量是影響CO2吞吐的關(guān)鍵參數(shù)。國內(nèi)外水平井CO2吞吐注氣量的設(shè)計有“數(shù)值模擬”、“橢圓柱體模型”和“注入強度”等方法[9-14]?！皵?shù)值模擬”因水平段油層物性差異大，難以得出合理的CO2吞吐參數(shù)；“橢圓柱體模型法”是冀東南堡油田根據(jù)其高孔高滲油藏總結(jié)出來的經(jīng)驗方法，不適用于蘇北中高孔-中高滲油藏。根據(jù)蘇北油田復(fù)雜小斷塊CO2吞吐的經(jīng)驗，本次試驗選取“注入強度法”，并根據(jù)CO2吞吐前的采出程度和油層參數(shù)進行調(diào)整（表3）。

據(jù)HZ-P2 井等3 口井第一輪次CO2吞吐的換油率分析，HZ-P2、HZ-P4 兩口井的換油率分別為2.29 t 油/t CO2和1.65 t 油/t CO2，效果顯著，認為所采用的參數(shù)較為合理。其中，HZ-P3 井所采用的注氣強度最高，但未見到增油效果。分析認為HZ-P3 井水平段發(fā)育斷層，所注入的CO2沿斷層逸散，導(dǎo)致未見增油效果。其依據(jù)：一是HZ-P3 井在水平段鉆進過程中因鉆遇斷層而提前完井，水平段長度僅52.0 m；二是該井投產(chǎn)初期含水率高達80%，且本次CO2吞吐后未見游離CO2產(chǎn)出。

表3 HZ 區(qū)塊3 口試驗井第一輪次CO2吞吐注氣和換油率參數(shù)

4.2 注入壓力

CO2注入泵排量為5.00 t/h，日注入CO2量120.00 t。在此注入速度下，HZ-P2 等3 口井7 井次的注入壓力為3.80～6.00 MPa，基本保持平穩(wěn)，認為此注入速度和注氣壓力適合本區(qū)塊CO2吞吐試驗。

4.3 悶井時間

7 井次開井放噴過程時，有5 井次開井放噴后為油和CO2氣同出，且無游離水。除HZ-P3 井放噴只出水外（斷層原因引起），HZ-P2 井第一輪次悶井時間為18 d，開井后連續(xù)5 d 只出CO2氣，不出油，5 d 共放噴出CO2氣量18.3 t，其后油和CO2氣同出，分析認為因悶井時間較短，所注入的CO2尚未完全溶解于地層原油；而其余5 井次悶井時間均延長為25～35 d，開井后放噴即為油和CO2氣同出，表明悶井時間25～35 d 比較適合本區(qū)塊的CO2吞吐試驗。

4.4 采油強度和控制排量

底水驅(qū)水平井存在臨界采油強度[15-18]，當實際采油強度大于臨界采油強度時，底水在水平段形成線狀和點狀等邊底水突破模式，底水突破后，水平井會迅速進入高含水階段，從而降低了水平段的采出油量和控制儲量。

HZ-P2 井等3 口水平井投產(chǎn)后采用螺桿泵采油，理論排量為30～70 m3/d。投產(chǎn)初期含水即超過30%，表明理論排量超過了單井的臨界采油強度，致使提早進入高含水期（圖3a）。由于CO2密度和黏度（密度0.650 g/cm3，黏度0.02 mPa·s）遠小于地層原油密度和黏度（密度0.930 g/cm3，黏度326.00 mPa·s），當水平段注入CO2后，經(jīng)過悶井期，CO2逐漸溶解于地層原油，飽和CO2的地層原油密度和黏度均大幅度降低。HZ 區(qū)塊Es1稠油油藏原油飽和CO2后，地層原油密度和黏度分別降為0.880 g/cm3和98.00 mPa·s，有利于原油向水平段周圍流動和富集，從而增加原油產(chǎn)量，降低含水率（圖3b）。

圖3 特高含水水平井注CO2前后油水分布示意圖

HZ-P2井飽和CO2的地層原油密度小于地層水密度（1.010 g/cm3），黏度大于地層水黏度（0.50 mPa·s），可能造成底水水錐。為充分發(fā)揮CO2的作用，壓制水錐，需降低泵排量。因此，將HZ-P2、HZ-P4 井CO2吞吐后的泵排量降至10 m3/d 以下。其中，HZ-P2 井轉(zhuǎn)抽后，產(chǎn)油量為8.10 t/d，增產(chǎn)6.55 t/d，含水從95%降至10%；HZ-P4 井轉(zhuǎn)抽后，產(chǎn)油量為11.18 t/d，增產(chǎn)9.60 t/d，含水從99%降至6%。對試驗井CO2吞吐后產(chǎn)狀分析認為，下調(diào)排量，控制采油強度，有利于飽和CO2的地層原油產(chǎn)出，遏制底水錐進速度，增加CO2換油率（表2），整體增油控水效果顯著。

4.5 低含水期和增油量

2 口井6 井次CO2吞吐試驗表明，CO2吞吐后增油量主要發(fā)生在低含水期（含水低于20%）。2 口井6 井次CO2吞吐的低含水期占有效期比例分別為3%～11%和24%～76%，而增產(chǎn)油量占總增油量的比例分別為23%～43%和48%～86%（表4）。

4.6 多輪次注氣的參數(shù)優(yōu)化

第一輪次CO2吞吐后，降低了水平段油層中剩余油飽和度，為了提高CO2吞吐的換油率，在開展HZ-P2 井和HZ-P4 井第二輪次和第三輪次CO2吞吐時，增加了CO2的注入量和相應(yīng)的悶井時間。其中，HZ-P2 井第二輪次和第三輪次CO2注入量分別比前一輪次增加了91%和16%，悶井時間也相應(yīng)延長了39%和40%；HZ-P4 井第二輪次和第三輪次CO2注入量分別比前一輪次增加了80%和30%，悶井時間也相應(yīng)延長了20%和17%。

通過對HZ-P2井和HZ-P4井兩口井三個輪次6 井次CO2吞吐試驗的換油率（圖4）分析發(fā)現(xiàn)，隨著CO2吞吐輪次的增加，換油率呈現(xiàn)下降的趨勢。認為由于吞吐輪次增加，水平段井筒附近剩余油飽和度不斷降低，含CO2飽和度增加，CO2難以進一步擴散至水平段井筒的更深部位，造成換油率下降。

表4 HZ 區(qū)塊試驗井6 井次CO2吞吐低含水期及其增油量統(tǒng)計

圖4 HZ 區(qū)塊試驗井三輪次換油率對比

5 結(jié)論

（1）HZ 區(qū)塊薄層稠油水驅(qū)油藏采用水平井采油過程中，油水流度差異大，邊底水錐進嚴重，水平段油層周圍原油難以有效動用。采用CO2吞吐方法可以控制邊底水的錐進速度，增加水平井的產(chǎn)油量，提高水平井的控制儲量。

（2）CO2吞吐能夠提高普通稠油油藏水平井的產(chǎn)油量。其中，斷層的氣封閉性、注入氣量、注氣強度、注入速度、悶井時間、采油強度等參數(shù)是影響CO2吞吐效果的主要因素。

（3）注CO2緩蝕劑、不動管柱注CO2、將螺桿泵改為抽油泵和降低采油強度等是保障稠油油藏水平井CO2吞吐效果的配套工藝技術(shù)。