CO2驅(qū)油技術(shù)在靖邊油田喬家洼油區(qū)的應(yīng)用

張濤，劉海峰，，肖江

（1.延長(zhǎng)油田股份有限公司靖邊采油廠勘探開(kāi)發(fā)研究所，陜西靖邊718500；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065）

CO2驅(qū)油技術(shù)在靖邊油田喬家洼油區(qū)的應(yīng)用

張濤1，劉海峰1，2，肖江2

（1.延長(zhǎng)油田股份有限公司靖邊采油廠勘探開(kāi)發(fā)研究所，陜西靖邊718500；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065）

靖邊油田是典型的低滲油藏，油田如今已經(jīng)進(jìn)入中高含水、剩余油富集的開(kāi)發(fā)階段，水源不足、注不進(jìn)、產(chǎn)量遞減較快等問(wèn)題成為當(dāng)前開(kāi)發(fā)難題，所以需要尋找一種新的工藝來(lái)達(dá)到增產(chǎn)目的。根據(jù)靖邊油田的儲(chǔ)層特征、水驅(qū)規(guī)律、剩余油分布狀況以及CO2驅(qū)油機(jī)理，以靖邊油田南部地區(qū)為例開(kāi)展了注CO2提高采收率的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)。考慮到驅(qū)油效率和生產(chǎn)費(fèi)用的因素，實(shí)驗(yàn)采用水氣交替驅(qū)注入0.3 PV氣量。結(jié)果表明，CO2水氣交替能使驅(qū)油效率達(dá)到77.3%。

靖邊油田；CO2驅(qū)油；水氣交替驅(qū)；驅(qū)油效率

喬家洼油區(qū)位于位于陜北斜坡中部，靖邊縣東南部的喬溝灣鄉(xiāng)，東南1 km為前樹塔油區(qū)。全區(qū)北西-南東長(zhǎng)4.5 km～5.0 km，北東-南西寬4.0 km～4.5 km，地域總面積約17 km2，以長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6段為主力生產(chǎn)開(kāi)發(fā)層。目前油田己進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)階段，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，常水源不足、壓力高注不進(jìn)、產(chǎn)量遞減較快、剩余油富集等問(wèn)題成為當(dāng)前開(kāi)發(fā)難題，所以有必要尋求一條新的增產(chǎn)技術(shù)渠道[1]。CO2驅(qū)油技術(shù)是低滲透油藏的一種有效的增產(chǎn)措施，對(duì)此國(guó)內(nèi)外也都進(jìn)行了大量的室內(nèi)研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[2]。靖邊油田作為陜北的主力開(kāi)發(fā)油田，隨著當(dāng)?shù)啬茉椿せ氐拈_(kāi)發(fā)建設(shè)，CO2氣源豐富，為靖邊油田開(kāi)展CO2驅(qū)油提供了氣源保障。

1 區(qū)域概況及儲(chǔ)層特征

喬家洼油區(qū)開(kāi)發(fā)層位為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)6油層，截止2014年12月底，累計(jì)探明含油面積32 km2、地質(zhì)儲(chǔ)量1 152×104t，動(dòng)用含油面積32 km2、地質(zhì)儲(chǔ)量1 152×104t；現(xiàn)有采油井429口，開(kāi)井332口。該區(qū)的主力生產(chǎn)層為長(zhǎng)4+5組和長(zhǎng)6組油層[3]。根據(jù)對(duì)巖心資料的觀察和統(tǒng)計(jì)分析，本區(qū)長(zhǎng)61砂體砂巖較發(fā)育，膠結(jié)物類型主要為高嶺石，其次為硅質(zhì)和碳酸鹽巖。長(zhǎng)61砂體平均孔隙度8.18%，平均滲透率1.22×10-3μm2。其分布（見(jiàn)圖1）。

由圖1和巖心物性分析資料可知，整體來(lái)說(shuō)靖邊油田南部地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層的物性差異較大，其非均質(zhì)性相對(duì)較強(qiáng)，屬于典型低滲特低滲油區(qū)。

圖1 靖邊油田喬家洼油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層孔隙度和滲透率分布關(guān)系

2 CO2驅(qū)油技術(shù)

隨著開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，以及各種傳統(tǒng)增產(chǎn)工藝的實(shí)施，油田的含水率上升，剩余油富集，采出程度降低。能夠使用新的增產(chǎn)技術(shù)來(lái)提高采收率成為當(dāng)前現(xiàn)狀的首要任務(wù)。目前CO2驅(qū)油成為提高采收率的重要技術(shù)手段，尤其對(duì)我國(guó)大多數(shù)油藏來(lái)說(shuō)，儲(chǔ)層物性低，埋藏深度大，更有黏度較高的原油[4]。根據(jù)對(duì)CO2驅(qū)油機(jī)理研究以及大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，認(rèn)為注CO2驅(qū)油可作為新的提高采油率工藝技術(shù)。

2.1 CO2驅(qū)油機(jī)理

CO2驅(qū)油技術(shù)可以作為新型的增產(chǎn)措施主要表現(xiàn)在以下兩方面原因：CO2的化學(xué)性質(zhì)和物理性質(zhì)，具體機(jī)理表現(xiàn)為以下幾點(diǎn)：

（1）降低油水界面張力。高飽和度的原油加大了生產(chǎn)的難度，而CO2不僅降低了油水界面張力與殘余油的飽和度，更使得對(duì)原油的開(kāi)采效率有顯著提高[5]。

（2）通過(guò)降低原油的黏度。原油的黏度在開(kāi)采中會(huì)逐漸增大，因?yàn)镃O2易溶于原油，從而降低原油的黏度，同時(shí)原油的體積也會(huì)因此發(fā)生膨脹，流動(dòng)性阻力的降低，從而對(duì)原油的流動(dòng)性能提高，以便于進(jìn)一步提高采收率。特別地，CO2可以大幅度的降低重質(zhì)油和中質(zhì)油的黏度，此外CO2也易溶解于水。通過(guò)提升油層中含水的黏度，使水流速度與油流速度相接近，從而改善驅(qū)油效果。

（3）CO2氣體的注入和溶解不僅填充了原油和儲(chǔ)層中的空隙（孔隙），部分未被溶解的CO2氣體還致使油層壓力上升，當(dāng)壓力上升到某個(gè)極限值時(shí)，CO2可以通過(guò)氣化或萃取殘余油中的輕質(zhì)部分，并隨著CO2氣體的吞吐被開(kāi)采出來(lái)。開(kāi)采工藝的生產(chǎn)使得井底壓力逐步下降，溢出來(lái)的CO2在油層中起到氣驅(qū)的作用，從而提升了驅(qū)油效率。

（4）CO2與水反應(yīng)生成的碳酸能夠穩(wěn)定黏土儲(chǔ)層，從而抑制了黏土礦物的水化膨脹。通過(guò)改善儲(chǔ)層物性，加大流動(dòng)通道，從而更有力進(jìn)行開(kāi)采工作。

2.2 影響CO2提高采收率的因素

CO2驅(qū)油技術(shù)作為一種新型的增產(chǎn)措施是一項(xiàng)復(fù)雜的系統(tǒng)工程，注氣開(kāi)發(fā)過(guò)程中也伴隨著很多物理化學(xué)現(xiàn)象，所以注氣開(kāi)發(fā)的效果也受著多種因素的共同制約。其中包括地質(zhì)參數(shù)、流體參數(shù)以及注氣參數(shù)（注入方式、注氣速度、注入氣量）等都對(duì)最終采收率有著巨大的影響。所以在實(shí)驗(yàn)過(guò)程以及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐中都需要做認(rèn)真數(shù)據(jù)分析和對(duì)注氣參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)[6]。

3 CO2驅(qū)油技術(shù)在靖邊油田應(yīng)用的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

3.1 實(shí)驗(yàn)方法

實(shí)驗(yàn)過(guò)程使用油、水、氣分別來(lái)模擬地層油、地下水以及CO2，實(shí)驗(yàn)儀器采用直徑為25 mm的巖心夾持器和一套模擬地層壓力系統(tǒng)[7]。選擇4塊滲透率分別為0.078×10-3μm2、0.622×10-3μm2、10.821×10-3μm2、31.018× 10-3μm2的巖心，分別編號(hào)為1、2、3、4。依次進(jìn)行水驅(qū)、氣驅(qū)和水氣交替驅(qū)實(shí)驗(yàn)[8]，其次再對(duì)滲透率為0.622× 10-3μm2的巖心注入0.1 PV、0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV的CO2氣量；最后以5×103m/d、7×103m/d、9×103m/d的注入速度對(duì)2號(hào)巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。依次記錄每次實(shí)驗(yàn)過(guò)程中產(chǎn)出的水、油、氣的量。實(shí)驗(yàn)過(guò)程壓力保持不變。3.2實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

將不同的巖心分類進(jìn)行水驅(qū)、氣驅(qū)及水氣交替驅(qū)[9]，得到滲透率與驅(qū)替方式以及驅(qū)油效率的關(guān)系（見(jiàn)圖2）。當(dāng)采用相同的驅(qū)替方式時(shí)，高滲透率的巖心驅(qū)油也相對(duì)較高，反之，低滲透巖心驅(qū)油無(wú)顯著變化。對(duì)于1號(hào)低滲透巖心進(jìn)行注氣量與驅(qū)油效率探討得出其關(guān)系（見(jiàn)圖3），隨著注氣量的依次增加0.1 PV～0.4 PV，驅(qū)油前期都明顯增加后期趨于平緩，但注氣量在0.3 PV和0.4 PV時(shí)提高的效率接近，但是考慮成本在內(nèi)在選擇注氣量時(shí)考慮選擇0.3 PV。而相對(duì)于同一巖心，驅(qū)替方式不同，提高的采收率差別也相對(duì)較大，以滲透率0.622 mD為例，其關(guān)系（見(jiàn)圖2），水驅(qū)與氣驅(qū)的相互交替能使驅(qū)替效率高達(dá)92.3%，說(shuō)明CO2驅(qū)替對(duì)驅(qū)油很顯著，尤其對(duì)低滲透油層。注氣速率與其采收率的關(guān)系（見(jiàn)圖4），兩者明顯隨時(shí)間增大，但采收率隨后趨于平緩，當(dāng)注氣速度為9×103m3/d時(shí)，氣竄嚴(yán)重，使得后期驅(qū)油效率降低，而注氣速度為7×103m/d時(shí)驅(qū)油效果增加明顯。

圖2 滲透率與驅(qū)油效率的關(guān)系

圖3 注氣量與采收率的關(guān)系曲線

圖4 不同注氣速度下的采收率

由圖2～圖4分析得出，在采用CO2驅(qū)油方式下不同滲透性能的巖心其驅(qū)油效率最終都有所提高，且對(duì)于低滲透率的巖心幅度最大。因此，CO2驅(qū)油對(duì)于低滲儲(chǔ)藏提高采收率有顯著作用。

喬家洼油區(qū)截止2014年12月底，年產(chǎn)液量14.26×104m3，年產(chǎn)油量2.28×104t，累計(jì)產(chǎn)油量27.11× 104t，綜合含水率81.6%，自然遞減率10.20%，綜合遞減率10.06%，水驅(qū)面積12.47 km2，水驅(qū)控制儲(chǔ)量448.92×104t，注水井74口，開(kāi)井71口，平均單井注水量4.4 m3/d，年注水量11.43×104m3，累計(jì)注水量28.79× 104m3。利用CO2驅(qū)油技術(shù)對(duì)喬家洼油區(qū)做產(chǎn)量模擬分析，并以注入速度7×103m3/d，0.3 PV孔隙體積的注入量，得到關(guān)系圖（見(jiàn)圖5）。

由圖5分析可知采用注氣和水氣交替的開(kāi)發(fā)方式都明顯提高了采油量，且在開(kāi)發(fā)后期達(dá)到穩(wěn)定。所以使用CO2驅(qū)油技術(shù)可以達(dá)到增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)效果。

4 結(jié)論

（1）CO2通過(guò)改善原油物性，降低油水界面張力，降低原油黏度，同時(shí)對(duì)原油的飽和壓力影響較小，以此達(dá)到提高驅(qū)油的效果。

（2）相對(duì)于水驅(qū)而言，CO2的注入或采用水氣交替驅(qū)能明顯提高低滲油藏的原油采收率，但是考慮到注氣參數(shù)的影響，所以必須選取合適的注氣參數(shù)。

（3）對(duì)于靖邊油田喬家洼油區(qū)靖36543-01井，當(dāng)注入氣量大于0.3 PV時(shí)，其增產(chǎn)效果緩慢，且成本費(fèi)用增加，若注氣速率為9×103m3/d時(shí)，驅(qū)油效果降低，使得最終采收率低；采用水氣交替的注入方式驅(qū)油效果優(yōu)于其他獨(dú)立開(kāi)發(fā)方式（注水、注氣）。

因此，最后結(jié)合試驗(yàn)結(jié)果和油田概況以及施工成本考慮，對(duì)靖邊油田南部地區(qū)某井組采用以注入速度7×103m3/d，0.3 PV孔隙體積的注入量的水氣（CO2）以交替方法注入使得驅(qū)油效率達(dá)77.3%，實(shí)現(xiàn)了增產(chǎn)效果。

Application of CO2displacement technology in Jingbian Qiaojiawa oilfield

ZHANG Tao1，LIU Haifeng1，2，XIAO Jiang2
（1.Exploration and Development Research Institute of Oil Production Plant Jingbian，Yanchang Oilfield Co.，Ltd.，Jingbian Shanxi 718500，China；2.College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Jingbian oilfield is a typical low permeability reservoir oilfield.Nowadays,it has entered the development period with high water cut.Water shortage,difficult injection,rapid production decline and other issues had become the current development problems,so we must seek new technologies to enhance oil recovery.According to reservoir characteristics,water flooding,the distribution of remaining oil and the mechanism of CO2oil displacement in Jingbian oilfield,the indoor experiment of CO2oil recovery is carried out in the southern part of Jingbian oilfield.The results showed the oil displacement efficiency of CO2can reach to 77.3%. If the oil displacement efficiency and the production cost are considered,the 0.3 PV gas flow is used with water alternating flooding.

Jingbian oilfield；CO2displacement；gas and water alternative injection；displacement efficiency

TE357.45

A

1673-5285（2016）01-0044-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.013

2015－11-24

張濤，男（1987-），助理工程師，主要從事油氣田開(kāi)發(fā)研究工作，郵箱：1938615096@qq.com。