CO2驅提高采收率方法在深層低滲透油藏的應用
——以中原油田胡96塊油藏為例

田 巍

（中國石化中原油田分公司勘探開發研究院，河南濮陽 457001）

目前，國內外對于CO2驅技術的研究已近百年，從最初的室內實驗到逐漸應用于礦場，取得了可喜的成績，技術研究逐漸趨于成熟，評價技術也日趨完善[1–3]。近年來，氣驅技術被廣泛應用于低滲油氣田的開發中，并越來越受到科研工作者的重視，但在深層高壓低滲儲層應用氣驅技術開采的研究還較少。深層高壓低滲油藏通常具有埋藏深、儲層物性差、壓力高的特點，注水開發困難，依靠天然能量開發采收率低，動用程度較低，中原油田深層高壓低滲透儲層儲量大，其中注水困難，依靠天然能量開發的儲量多達5 817.00×104t，深度大于3 000 m，溫度高于 100 ℃，滲透率大多小于 10×10-3μm2，采出程度較低，油藏初期采用衰竭式開采，并獲得較高產量，而后隨著井底壓力下降，產量快速遞減，衰竭開發后，油藏“注不進、采不出”的矛盾非常突出[4–8]。中原油田自2007年開始開展CO2驅技術科技攻關，經過多個油藏的先導實驗，取得了豐碩的研究成果，截至目前，研究趨于成熟，進入CO2驅推廣擴大階段，同時也推廣應用到深層低滲油藏的開發中，并取得了較可觀的經濟效益，在技術及配套設施研究方面突破多項技術瓶頸，這對其他同類油藏的開發具有一定的借鑒意義。

1 儲層特征及注CO2開采技術難點

1.1 儲層特征

中原油田深層低滲油藏儲量規模大，具有大幅度提高采收率的潛力。研究區位于東濮凹陷文留構造東翼，儲層埋深3 200～4 300 m，為典型的深層高壓高溫低滲透油藏。儲層孔隙度平均為18%；空氣滲透率平均為10×10–3μm2；原始地層壓力55.00～68.00 MPa；壓力系數較高，平均為1.73；地層溫度110～150 ℃，地溫梯度達 4～5 ℃/100 m。黏土礦物絕對含量為5%～15%，伊利石相對含量為25%～60%，綠泥石相對含量為28%～50%，高嶺石相對含量小于11%，伊蒙混層相對含量為6%～34%。膠結物含量為18%以上，以鐵白云質為主，其次為硬石膏，呈微細晶結構，線接觸，凹凸接觸為主，其次為點接觸，顆粒分選系數中等，存在少量的微裂縫。

中原油田深層低滲儲層注水開發困難，采收率低，具有以下五方面特點：

（1）油藏具有埋藏深、高溫、高壓、高鹽的特點。埋深大于3 000 m的地質儲量占2.54×108t；溫度110～150 ℃；原始地層壓力系數1.20～1.80；地層水礦化度大于20×104mg/L；平均滲透率低于10×10–3μm2。

（2）采收率低，產量遞減快。采出程度僅為16.64%，標定采收率21.30%，區塊地層無能量補充，產油量遞減很快。

（3）地層能量補充困難。注水壓力高，工藝不能滿足開發要求，只能依靠地層能量開采或能量補充困難，注水壓力過高，套損嚴重，油水井壽命短[8]。

（4）有效注采井距下開發經濟效益差。中原油田深層低滲透油藏生產壓差為10.00～15.00 MPa，最大注采井距171 m，油藏開發沒有經濟效益。

（5）深層低滲油藏無法有效動用，影響滾動勘探開發工作進展。目前評價東濮凹陷洼陷帶預測圈閉資源量（油當量）2.20×108t，但是深層低滲油藏難動用，影響下步勘探開發工作進展。

1.2 注CO2開采技術難點

中原油田深層低滲油藏屬于揮發性油藏，衰竭開發過程中，開采壓力降低，原油中溶解氣體會揮發出來，原油的組分發生很大變化，注氣開采過程中提高采收率機理不同于黑油開采機理，揮發性油藏注 CO2提高采收率的機理更為復雜。由于之前開展深層低滲高揮發油藏方面的研究較少，對于這類油藏缺乏針對性參數優化方法及效果評價手段。一方面高氣油比導致PVT擬合難度高，另一方面油藏衰竭開采后如何探索合理的壓力水平也是高效開發該類油藏的瓶頸；再者就是缺乏應用效果評價手段。

2 深層低滲CO2驅提高采收率技術

2.1 最小混相壓力及其影響因素

2.1.1 最小混相壓力

最小混相壓力（以下簡稱MMP）是影響CO2驅提高采收幅度的關鍵性因素之一[9–18]，目前國內外最小混相壓力計算和測量都是基于油藏原始油。目標儲層流體性質接近揮發油，在衰竭開發后，溶解氣產出，原油組分發生較大變化，中間烴含量上升。為此應用長細管室內實驗測定最小混相壓力，研究原油混相壓力及不同衰竭壓力下最小混相壓力的變化。

采用細管法測量了5組原油在不同驅替壓力下的采收率，研究表明：隨驅替壓力的升高，CO2驅采出程度隨之提高。按照求取最小混相壓力的方法，即低壓段采收率與高壓段采收率的交點，或者不同壓力下采收率曲線的轉折點代表驅替機理發生質變的零界點，壓力大于轉折點時，為混相驅。為此求得原油CO2驅最小混相壓力約為38.03 MPa，驅替壓力在最小混相壓力附近時，注入1.20 HPV的CO2采出程度為90.17%。

2.1.2 最小混相壓力影響因素

采用目前地層流體按照地層原始狀態配制實驗用油，分別在原始地層壓力條件下壓力衰竭至不同階段，取得飽和壓力分別為 37.94，28.43，20.16，15.01，10.05，5.13 MPa的原油，分別測量其最小混相壓力。從表1中可以看出，飽和壓力越低，對應的最小混相壓力越低。因此，在實際地層中，由于壓降漏斗的存在，最小混相壓力是動態的，這是形成的新認識；同時，也說明在實際地層中，驅替機理并不是單一的，而是混相與非混相的結合。

同時開展了原油在不同烴組分下的最小混相壓力實驗，實驗在原始流體中分別添加單一的組分，然后測定添加前后最小混相壓力變化，進而計算出增加一定量的該組分對混相壓力的影響。測定結果如表2所示，研究表明，原油中間烴組分降低MMP，而輕質氣體和重烴組分會提高MMP，所形成的認識對于有目的的注氣開采具有一定的借鑒作用。

表1 不同飽和壓力下的最小混相壓力

表2 不同烴組分變化對應的最小混相壓力變化

2.2 深層高壓低滲油藏三維地質建模

采用井震聯合，相控多點地質統計學方法，垂向上分韻律段、平面上分相帶差異化細分網格，建立非均質性強的高精度三維儲層模型。基于地震屬性與儲層參數的相關性分析，闡明沉積演化規律，總結各類沉積微相砂體形態、大小，建立訓練圖像，采用相控多點地質統計學方法，垂向上分韻律段、平面上分相帶區別化細分網格，基于序貫指示結合儲層反演體協同模擬完成建立非均質性強的儲層精細三維儲層模型，與原始測井解釋的砂泥巖概率進行比較，匹配擬合程度，優選出油藏地質建模的最終結果，同時采用抽稀、動態檢核，符合率達87%，模型精度較高。

2.3 深層低滲儲層CO2驅參數優化

2.3.1 注氣量優化

CO2驅時，采收率隨著CO2用量的增加而提高，但CO2用量達到一定程度后，采收率提高越來越小。因此，應根據油藏特性和驅動類型，通過室內實驗合理選擇 CO2用量。為此，利用長巖心室內實驗開展注氣量優化研究，研究表明，隨著CO2注入HPV數的增加而采收率增加，換油率呈下降趨勢，繼續注入 CO2，隨 CO2用量的增加，換油率降幅逐漸減緩。根據實驗結果，研究區塊最佳注氣量為0.40 HPV，其平均換油率0.57 t/t，增量換油率0.25 t/t，接近經濟界限。

2.3.2 注入方式優化

利用長巖心驅替實驗和數值模擬兩種方法探討了直接注CO2、地層壓力恢復到34.00 MPa后注CO2、地層壓力恢復到40.00 MPa后注CO2三種不同注入方式的開發效果。實驗結果表明，當注入相同倍數的CO2，地層壓力恢復越高，驅油效率越高（表3）。因此，對已采用天然能量開發的低滲透油藏，應先恢復地層能量再注氣開采方能獲得更高采收率。

上述研究表明：通過提前注氣可有效恢復地層壓力，增加原油采出程度，如表4所示。研究區塊注CO2后延遲半年、地層能量達35.00 MPa以上之后開采，可獲得32.3%的采收率，但隨著提前注氣時間繼續延長，采出程度變化率呈下降趨勢，油井生產時間減少。因此，已衰竭開采的區塊應采用先注氣半年、油藏壓力保持大于35.00 MPa以后開采。

表3 注CO2恢復地層壓力開發方式實驗結果對比

表4 注CO2恢復壓力開發效果對比

2.3.3 注氣、采油速度優化

CO2的注入速度應根據油藏特性和驅動類型確定，合理的注氣速度應當考慮重力分異作用的影響，也要防止產生黏性指進和氣竄。CO2注入速度與采油速度太高易加劇氣竄，導致開發效果變差；而注氣速度低則延長注氣時間，影響經濟效益。

為此，分別進行了不同采油速度與不同注氣速度的模擬優化，研究表明采油速度為1.8%，注氣速度為30.00 t/d時，開發效果最優；同時在綜合考慮相似油藏注入速度及研究區塊地質特征及注入能力的基礎上，并結合數值模擬結果，確定最佳的CO2注入速度為30.00 t/d，最佳采油速度為1.8%。在最佳配注條件下，該區單井采油能力可達15.00 t/d。

2.4 注入CO2與儲層巖石作用分析

巖心滲透率在 CO2注入初期會有所降低；隨著時間的增加，巖心滲透率顯著升高。CO2與地層水在油藏條件下相互反應，形成碳酸水，與巖石表面礦物發生作用[13，15]，導致潤濕接觸角降低。隨著浸泡時間的延長，潤濕接觸角呈現出先急劇降低后緩慢降低的變化趨勢。壓力較高時，潤濕接觸角下降幅度較大。

此外，中原油田在深層低滲儲層油藏精細化描述技術、巖心數字化描述技術、組分數值模擬技術、氣竄判別與治理技術等方面都取得重大成果，在CO2驅機理方面形成了 CO2穿透水膜理論的認識，搞清了盲端剩余油CO2氣驅機理，提出了 CO2能夠驅替納米級別孔隙中的剩余油的觀點，并建立了 CO2區塊適應性評價及區塊篩選方法和驅替效果評價體系。

3 深層低滲儲層CO2驅技術特點

大量研究表明，CO2在原油中的溶解能力較強，能使石油黏度降低，表面張力也同時降低，體積膨脹，有利于采油。在高壓作用下，CO2氣驅油過程中對原油中的烴類組分有抽提作用，當氣相中被抽提出來的輕烴組分達到一定濃度時也會出現多次接觸混相的現象，注 CO2提高采收率方法是目前國內外常規開采較難動用的石油儲量行之有效的方法之一。

3.1 CO2使原油體積膨脹黏度降低

3.1.1 地層油飽和壓力的變化

隨著 CO2注入量的增加，溶解在原油中的 CO2也在增加，飽和壓力也隨著上升，注入CO2越多，飽和壓力越高。這說明地層原油對 CO2有較強的溶解能力，注氣量對注入氣與原油的混相條件將產生影響。注氣量增加，混相壓力趨于增高。

3.1.2 地層油體積膨脹系數的變化

注入 CO2后地層原油在飽和壓力和地層壓力下的膨脹系數隨 CO2注入量的變化而變化，隨著 CO2注入量的增加，溶解在原油中的 CO2也在增加，體積系數也隨著上升。這是因為注入CO2后，CO2能夠萃取和氣化原油中的輕質組分，形成 CO2富氣相，使原油體積膨脹，隨著原油中溶解的 CO2增多，原油體積膨脹系數增大，從而促使充滿油的孔隙體積也增大，一方面為油在孔隙介質中的儲存提供了條件，增大了儲集空間；另一方面 CO2具有較強膨脹地層原油的能力，從而增加地層彈性能量，使膨脹后的剩余油脫離或部分脫離地層水的束縛，小孔隙剩余油被擠出變成可動油。

3.1.3 原油氣油比變化

研究表明，隨著 CO2的注入，體系的原油溶解氣油比逐漸增加。這有利于降低原油的黏度，提高油的流度，從而有利于提高驅油劑的波及系數。

3.1.4 地層原油密度的變化

隨著 CO2的注入，原油密度相應逐漸增加。溶解 CO2后地層原油密度受原始地層原油的密度、壓力、體積膨脹系數、CO2的溶解量等四個因素疊加影響。壓力和溶解的 CO2量的增加導致密度增加，體積膨脹導致密度降低。研究儲層原油密度的變化，說明隨著CO2的注入，壓力和溶解的 CO2量對地層原油密度的影響占據了主導地位。

3.2 補充地層能量，提高驅油效率

PVT實驗顯示：研究區塊注入CO2后可膨脹地層原油，通過多次接觸萃取輕烴，提高氣油比，降低界面張力。注CO2滲流阻力小，可迅速補充能量，有效驅替開發此類油藏。室內長巖心實驗發現衰竭式采收率僅為 19.4%，補充地層能量后開采與衰竭開采相比，油藏壓力得到補充，采出程度提高到40.0%以上，增油效果非常明顯。

3.3 最小混相壓力低，易于混相

研究區塊最小混相壓力為38.03 MPa，區塊平均地層壓力高于55.00 MPa，明顯高于最小混相壓力，CO2易于混相，這對于注氣開采是非常有利的，而有部分井已經采用了衰竭式開采，可先注氣恢復壓力后繼續采用注CO2開采。

3.4 地層壓力變化影響混相特征

目標油藏一直采用天然能量開發，地層壓力下降較多，設計了衰竭至不同壓力下的長巖心注 CO2驅油實驗，研究不同地層壓力對 CO2驅油效率的影響。分別壓力衰竭至不同階段混相特征，研究表明了儲層注 CO2驅替機理的復雜性，同時也揭示混相壓力動態變化的特征[19–20]。

4 現場應用

中原油田胡 96塊油藏原油儲量 253.00×104t，由于埋藏深，滲透率低，無法注水開發，地層能量得不到補充，產量低且多口井停產，僅采出原油2.60×104t，在中原油田深層特低滲油藏中具有代表性。

2010年在該區塊一井組開展CO2驅先導實驗，實驗前，地層無能量補充，產油量遞減快，日產油0.40 t，油壓 0.60 MPa。設計日注入 CO2量為 30.00 t，截至2014年1月7日，累計注CO2量21 776.40 t，地層壓力由28.50 MPa恢復到48.50 MPa。見效后地層能量充足，日產油最高可達21.20 t，累計增油為4 772.46 t，增氣 267.87×104 m3；目前油壓穩定在4.00 MPa，日產油6.50 t。注入CO2與原油發生萃取作用，產出物組分變化：CO2含量由2%逐漸上升至8%以上；CO2含量高時，中間烴含量上升，甲烷含量下降。

應用本文研究成果，該區塊深層高壓低滲油藏得到了高效動用，截至目前，已連續自噴生產15個月，預測最終采收率為 35.00%，可提高采收率24.00%，這在特低滲透油藏、尤其是深層高壓特低滲透油藏中效果非常顯著。室內實驗研究及現場實踐為中原油田深層高壓低滲透油藏難動用儲量有效開發指明了方向。

5 結論

（1）深層低滲油藏開展CO2驅，可實現氣體有效注入、補充地層能量，與衰竭開采相比采收率提高20%以上。

（2）目標區塊原始流體最小混相壓力為 38.03 MPa，該數值受地層壓力和烴組分的影響是動態變化的， C2–C7含量的增加從而使最小混相壓力降低。

（3）目標儲層最佳注氣量為0.4 HPV，最佳的注入速度為30.00 t/d，最佳采油速度為1.8%，對已采用天然能量開發的儲層，應先恢復地層能量后再進行氣驅開采。