三次采油技術在中原油田的應用進展*

王 斌，周 迅，王 敏，楊翠萍，董俊艷

（中國石化股份有限公司中原油田分公司石油工程技術研究院，河南濮陽 457001）

中原油田地處東濮凹陷，位于渤海灣含油氣盆地的西南緣，目前探明地質儲量5.63×108t，油藏埋藏深，具有“高溫高鹽、強非均質”的地質特點［1-2］。油藏埋深大于2500 m 的儲量占55.9%，90℃以上的油藏動用地質儲量占總儲量的63.9%，礦化度大于25×104mg/L的油藏儲量占總儲量63.8%。油層滲透率以中、低滲透為主，其中空氣滲透率大于500×10-3μm2的高滲儲量占總動用儲量的2.8%，滲透率在50×10-3數500×10-3μm2范圍的中滲儲量占61.3%，滲透率小于50×10-3μm2的低滲、特低滲儲量占總動用儲量的35.9%。開發油藏整體采出程度為25.69%，已經接近水驅標定采收率28.72%，中高滲油藏已進入高采出、特高含水階段，低滲油藏處于中采出、高含水階段。要實現中高滲油藏采收率達到40%、低滲油藏達到30%的目標，常規水驅難以完成。近幾年隨著氣源的豐富及三次采油技術的進步，中原油田在不同類油藏開展了CO2驅、天然氣驅、空氣泡沫驅和化學驅等技術的應用，為老區油田的發展提供了良好的技術支撐。

1 氣驅技術在中原油田的發展

1.1 CO2驅技術

近幾年，注氣提高采收率技術發展迅速，其中又以注CO2技術的發展速度最快。注CO2不僅驅油效果非常明顯，而且可以減輕溫室效應，因此注CO2技術在全球得到推廣運用。CO2提高采收率的作用主要有促使原油膨脹、降低黏度、溶解氣驅等［3-5］。按作用機理可分為CO2混相驅和CO2非混相驅。中原油田地層壓力高、原油品質較好，較易達到混相驅。中原油田適合CO2驅儲量有4.9×108t，其中能達到混相、近混相驅儲量占56.5%。中原油田CO2驅先后在高滲特高含水、深層低滲及稠油等3 類油藏33 井組開展了應用，累計注入CO2量6.56×105t，累計增油1.114×105t。

1.1.1 特高含水油藏CO2微觀驅油機理

CO2具有可降低原油黏度、密度，膨脹地層原油，改善原油流動性，增加地層能量，降低油水界面張力等特性，已經得到業內公認［6］。在特高含水油藏微觀剩余油零散分布的情況下，具有以下特征：（1）CO2能快速穿透水膜接觸剩余油。采用兩相多孔介質CO2溶解、擴散測量裝置，測得溶解擴散關鍵參數。CO2在水中的擴散速度是油中的10倍［7］。筆者采用CO2-離散原油微觀接觸模型，當水膜厚度為100數500 μm 時，測得CO2穿透水膜的時間為17 min數7 h，對油藏CO2驅開發的影響很小。（2）特高含水油藏CO2驅油方式主要包括以下兩個方面：一是CO2能進入的孔喉半徑比水小一個數量級，能驅替水驅不到的微小孔喉中的原油；二是CO2/水交替驅可以有效降低殘余油飽和度，驅后3 種不同狀態（油膜、盲端、孤島狀）剩余油的殘余油飽和度均有明顯降低，整體含油飽和度降低11.8%［8］。（3）CO2驅最小混相壓力會發生動態變化。原油各組分對最小混相壓力（MMP）的影響不同，原油中C5數C15的液態烴組分降低MMP，而輕質氣體和重烴組分會提高MMP。不同類型油藏的MMP 具有動態變化規律。黑油油藏水驅后，MMP提高，揮發油藏衰竭開采后，MMP大幅度下降［9］，如表1所示。

表1 不同油樣組分及最小混相壓力變化表

1.1.2 CO2驅配套工藝技術

（1）CO2驅分層注入工藝技術

注CO2過程中采用水氣交替會出現溫差大、壓差大、管柱蠕動強、CO2易溶蝕封隔器膠筒等問題，導致CO2井筒氣密封性差。采用同級同段管柱，優化錨、瓦組合配置，預留補償距，減少了管柱蠕動對封隔器的傷害；采用氣密封膠筒，大幅提升干濕環境下封隔器壽命，耐溫-30數130℃，耐氣壓差35 MPa；采用偏心分層注入和同心分層注入可有效解決井下超臨界CO2狀態調控難度大、氣嘴易氣蝕等問題。

（2）CO2驅吸氣剖面測試技術

在吸氣剖面測試儀及井下CO2渦輪流量計的基礎上形成了井口密封與安全控制技術，井口動態密封壓力達到30 MPa。采用質量流量解釋方法，實現小層吸氣量的定量解釋，解決了井間吸氣量差異大、井筒內CO2密度變化大，CO2在層間流量難以定量測試的問題。

（3）CO2驅防氣竄技術

CO2驅油實施過程中，CO2竄逸是不可避免的一個問題，不同非均質程度油藏需要采用不同的封竄方法。對于水驅大孔道，可采用耐溫抗鹽交聯共聚物+延緩膨脹顆粒凝膠復合深部調驅體系；對于中高滲油藏，采用耐高溫高鹽CO2泡沫體系，耐溫110℃，耐鹽20×104mg/L，耐鈣鎂5000 mg/L，阻力因子大于18.1；對于高壓低滲裂縫發育油藏，研發了氣溶性泡沫劑，耐溫130℃，耐鹽31×104mg/L，在CO2中溶解度大于0.2%［10-11］。

（4）CO2驅腐蝕防護技術

中原油田開展的CO2驅均在老井上實施，采用普通碳鋼井筒，抗CO2腐蝕能力弱。由于生產井中存在氣水混合系統，CO2腐蝕嚴重。應用中采用新研發的抗CO2液體緩蝕劑、抗CO2固體緩蝕劑、耐高溫高鹽五合金犧牲陽極，形成油井碳鋼管柱全井筒系統防腐技術，年腐蝕速率＜0.076 mm，作業周期延長50%以上。

1.1.3 中高滲特高含水油藏應用實例

中原油田水驅廢棄油藏濮城沙一油藏，油層單一，有兩個含油小層，平均厚度5.7 m，孔隙結構均勻，滲透率為0.690 μm2，埋深2280數2430 m。2008年實施氣水交替注入CO2措施，設計排狀井網注氣，13 注40 采，總注氣量3.5.4×105t，平均注采井距432 m，見效高峰期單井日產油5.9 t，換油率達到0.37 t。其中濮1-1 井組采出程度提高了10%，含水率從99%降至88%。該油藏混相壓力為18.4 MPa，氣驅后地層壓力20.2 MPa。CO2與原油充分混相，氣驅效果較好。現場監測數據表明，油井在見效期間，產出氣烴類組分中C2數C6含量上升，產油量增加，呈現見氣見效現象。

1.2 天然氣驅技術

研究發現揮發性油藏和凝析氣藏天然氣驅效果較好。與水驅相比，天然氣驅滲流阻力低，可有效補充地層能量。地層壓力越高，注氣突破時間越晚，采收率提高幅度越大［12］。

中原油田注天然氣驅應用52 MPa 超高壓壓縮機組，配件實現國產化；35 MPa 壓縮機組完全實現國產化，與國外同類產品相比成本下降20%以上。通過在過濾器中增加捕霧網，降低對天然氣品質的要求，來料成本下降。采用獨立的低壓排污裝置，避免了機組泄漏污染問題。運用引壓、取壓、測量參數修正、數據建模等計量工藝方法，實現對高溫、高壓、脈動天然氣精確計量，測量精度達±1.5%，重現性達1%。

2006 年在文88 塊沙三中8數10 層系開展先導試驗，累計注入天然氣3.02 億方，增加油氣當量6.31×104t，目前日產油14.8 t，沙三中10層系提高采出程度22%，整體提高采出程度12.2%，換油率0.33 t/千方。在文72 沙三上油藏實施2 個井組，覆蓋地質儲量37.6×104t，累計注入天然氣586.9萬方，提高采出程度10%，換油率達0.3 t/千方以上。

2 空氣泡沫復合驅技術在中原油田的發展

空氣泡沫驅既可改善原油的波及系數，又能顯著提高驅油效率，增油效果明顯。注空氣泡沫驅是間接的注煙道氣驅加泡沫驅，針對高壓注空氣過程中氣體在水平方向的黏性指進和縱向上的重力超覆問題，利用泡沫流體的流度控制作用，能有效延緩氣竄，擴大波及體積。發泡劑作為一種活性物質，具有降低油水界面張力和提高洗油效率的作用［13］。

2.1 注空氣低溫氧化機理

低溫氧化的反應程度與原油特性、巖石與流體特性、溫度和壓力有關。通過輕質原油的低溫氧化速率測定方法［14］，計算出脫氣原油與空氣發生的低溫氧化反應為一級反應，反應速率常數為5.1×10-3h-1，活化能為81.9 kJ/mol，指前因子為2.85×109h-1。在原始地層溫度和壓力下，地層原油能溶解其自身體積9.07%的空氣量，這些溶解空氣對地層恢復能量的貢獻為注入空氣體積的40%。原油溶解空氣體積膨脹對采收率有貢獻。以水驅后采收率達到30%的油藏為例，溶解膨脹能提高采收率約2.58%。由此可見，空氣能維持油藏壓力及提高油藏能量，并產生熱效應。

2.2 耐溫抗鹽起泡劑

發泡劑是空氣泡沫驅油的關鍵因素之一。高海濤等［15］在非離子表面活性劑中引入螯合性耐溫抗鹽單體，制備的耐溫抗鹽低界面張力起泡劑耐溫120℃、耐礦化度25×104mg/L，發泡體積大于500 mL，半衰期大于130 min，油水界面張力達到10-2mN/m數量級。

2.3 空氣泡沫驅安全控制系統

甲烷與空氣爆炸混合物中甲烷的爆炸范圍為4.76%數16.95%，臨界氧含量值12.35%。為確保注空氣的安全可靠，現場氧含量警戒值確定為3%。采用在線式、便攜式儀器實時監測，定期采用氣相色譜儀取樣分析確保安全注空氣。采用注空氣泡沫專用管柱，由頂封、封隔器下部的犧牲陽極、內襯防腐油管、井下發泡器組成，同時定期在油套環空內投加防腐保護液。

2.4 應用效果

中原油田先后實踐了空氣泡沫調驅、空氣泡沫驅、空氣泡沫復合驅等階段。典型油藏為中原油田文明寨明15 塊。該油藏是一個典型的極復雜斷塊油藏，非均質性強，單層突進嚴重，2009年實施空氣泡沫驅4 井組，初期增油效果明顯，有效期1.5 年。隨著采出程度的不斷提高，產量增幅逐漸減小。隨后接替應用了空氣泡沫/表面活性劑復合驅，采用空氣泡沫及表面活性劑小段塞交替注入，在擴大波及體積的同時依靠超低界面張力表面活性劑的洗油作用進一步提高驅油效率。空氣泡沫/表面活性劑復合驅技術應用11 個井組，設計注入量492.24×104Nm3，累計增油2.4381×104t，增加動用儲量22.1×104t，提高采收率8.84%。

3 化學驅技術在中原油田的發展

化學驅技術主要包括聚合物驅、表面活性劑驅、復合驅。中原油田高溫高鹽、非均質性嚴重，近幾年隨著耐溫耐鹽表面活性劑的研制成功，中原油田逐步探索化學驅技術。針對不同油藏特點探索了不同的復合驅技術，其中適應于中滲、中溫、低礦化度油藏的聚合物/表面活性劑復合驅技術及適應于中高溫、厚油層、非均質性強的微球/表面活性劑復合驅技術收效良好。

3.1 超低張力耐溫抗鹽表面活性劑

驅油用表面活性劑通過降低油水界面張力大大增加毛管力，進而剝離剩余油。在表面活性劑分子結構中引入磺酸基、羧酸基、苯環等耐溫耐鹽官能團，結合非離子表面活性劑和陰離子表面活性劑的協同作用，研發了陰-非離子表面活性劑［16］。耐溫由90℃提高至110℃，耐鹽由3×104mg/L提高至29×104mg/L，耐鈣鎂離子由500 mg/L 提高至5000 mg/L，實現了由低溫低鹽油藏拓展到高溫高鹽油藏應用的突破。

3.2 聚合物/表面活性劑復合驅技術的應用

2015 年中原油田應用聚合物/表面活性劑復合驅技術6 個井組，按照1∶1數2∶1 的段塞交替注入。設計注入量0.3 PV，約4.8×104m3，按照每年0.08 PV的速度注入。實施過程中采用分層注入工藝，首先注入高強度體系封堵大孔道，緩解層間矛盾；其次在深部注入聚合物緩解層內矛盾，擴大波及體積；最后注入表面活性劑剝離剩余油，提高驅油效率。注入后注入井壓力上升2.4 MPa。實施過程中采用分層注入工藝，首先注入高強度體系封堵大孔道，緩解層間矛盾；其次在深部注入聚合物緩解層內矛盾，擴大波及體積；最后注入表面活性劑剝離剩余油，提高驅油效率。注入后注入井壓力上升2.4 MPa，地層能量得到補充，含水下降2.1%，累計增油2052 t，提高采收率2.45%，自然遞減率（單位時間內產量變化或單位時間內產量遞減百分數）減緩14.5%。

3.3 微球/表面活性劑復合驅技術的應用

該項技術在中高溫、厚油層、具有非均質性的文25 東、濮城西區沙二上2+3 油藏進行了應用，油藏地層溫度85℃，礦化度15.6×104mg/L，綜合含水96.4%以上。油藏層間隔層薄，分層注水難，層內非均質性強，剩余油挖潛難度大。實施微球/表面活性劑復合驅技術過程中，首先依靠微球膨脹后在地層中的封堵性作用，其次在表面活性劑的共同作用下實現對中高滲油藏的挖潛。兩個油藏共實施5 井組，設計注入量0.5 PV，約2.11×105m3，采用在線注入。措施后吸水剖面得到明顯改善，高滲層吸水由100%降至30.71%，低滲層得到動用。單井組日增油3.8 t，累計增油5635.4 t，提高采收率1.59%。

4 高溫高鹽油藏開展三采技術小結及發展方向

4.1 小結

中原油田屬于高溫、高鹽、斷塊復雜油藏，油藏條件開展三次采油挑戰大，國內油田在此類油藏的研究與應用均處于攻關階段。經過多年的探索與應用，取得以下認識：（1）隨著對綠色環保的逐漸重視，CO2驅是適用油藏廣、覆蓋儲量大、最具發展潛力的三采技術之一［17］。CO2與油組分交換達到混相或近混相時的驅替效果較好［18］。對于特高含水廢棄油藏，CO2與原油充分混相，驅油效果較好，采用水氣交替注入可有效減緩氣竄［19-20］，仍能大幅提高采收率；對于高壓低滲油藏，CO2驅可以大幅度恢復地層壓力，提高驅油效率，有助于注水難開發井得到動用。（2）CO2驅中見氣見效是一明顯特征，采用水氣交替注入、合理的井距設計及合適的時機封竄將實現CO2均勻推進，提高波及效率。（3）天然氣可以膨脹原油體積，降低原油黏度、密度，帶出輕質油，有效補充地層能量，不存在設備腐蝕和回收問題。中原油田已經實現了配套設備的國產化，適用于揮發性油藏和凝析氣藏。（4）化學驅受高溫、高鹽、非均質的制約，Ⅲ類油藏的應用仍處于攻關階段。中原油田開展的微球/表面活性劑復合驅、聚合物/表面活性劑復合驅效果明顯，應用中需加強調、驅結合，在封堵大孔道的基礎上，對地層深部進行驅替，擴大波及體積，有效動用剩余油。

4.2 發展方向

（1）針對深層特低滲、裂縫性油藏，CO2驅需開展耐高溫、耐鹽、注入性好的封堵體系和全系統腐蝕防護等配套技術的深入研究，解決管柱腐蝕及氣竄的難題。

（2）開展新型化學劑的研發，以低成本、綠色為研究方向，提升體系在高溫、高鹽油藏的穩定性，擴大化學驅的應用規模。