新疆油田JL區塊特低滲透油藏CO2-化學劑復合吞吐技術應用研究

李 超，陳祖華，胡世萊，任培罡

（1.中國石化華東石油工程有限公司科技發展分公司，江蘇南京 210019；2.中國石化華東分公司勘探開發研究院，江蘇南京 210019；3.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都 610500）

CO2吞吐也稱循環注CO2或CO2增產，最初作為循環注蒸汽采重油的替代方法。自20 世紀50 年代開始，經過半個多世紀的發展，CO2吞吐已經是國際上一項較為成熟的提高采收率技術［1-5］。截至20 世紀90 年代初期，美國在墨西哥灣重質油藏、阿帕拉契亞盆地的部分輕質油藏、路易斯安那州的輕質油藏等實施CO2吞吐，其中針對輕質油藏實施了483井次吞吐，成功率達到90%以上，取得了很好的經濟效益。

中國相關技術研究起步較晚，直到1989年江蘇油田在蘇88 井開展了CO2吞吐現場試驗，累積注入CO2量為116 t，燜井時間為11 d，開井生產后增產比達3，采收率提高了5%以上［6］。2000 年東辛油田在不同的斷塊和層位共選取了16 口井進行CO2吞吐試驗，吞吐成功率達70%，累積增油量為1.676×104t，增產效果明顯。這表明CO2吞吐可有效提高連續性差、含油面積小、儲量豐度低的小斷塊油藏的采收率［7］。2008年孫雷等利用數值模擬手段對中原油田復雜小斷塊油藏CO2吞吐過程的壓力及含油飽和度進行評價，發現吞吐結束后因地層邊界的原油被CO2攜帶到井底附近致使井筒周圍含油飽和度回升［8］。2013 年冀東油田將CO2吞吐推廣到中深層油藏，實施CO2吞吐15 井次，措施有效率為72.7%［9］。2017 年大慶油田在扶余超低滲透油藏的YP1-7 井開展水平井體積壓裂+CO2吞吐現場試驗，注入CO2后9 個月增油量為1 994 t，增油效果明顯［10］。面對低油價，單純應用CO2吞吐技術提高原油采收率的經濟效益越來越低，而CO2-化學劑復合吞吐技術應運而生，2016 年在洲城油田洲20 井成功實施CO2復合吞吐技術［11］。就當前而言，雖然各油公司對CO2-化學劑復合吞吐技術均有嘗試，但依然以CO2為主，對化學劑的用量、時機、波及范圍等沒有系統研究，只作為一個輔助手段。

筆者以定制式的化學試劑與CO2復合吞吐先導試驗為基礎，在新疆油田JL 區塊開展試驗。新疆油田地理位置偏遠，CO2來源受限，單純注CO2開發成本較高、經濟效益較差，因此探索利用CO2-化學劑復合吞吐的方式，一方面充分發揮CO2吞吐增產的優勢，另一方面通過減少CO2的用量降低成本投入，提高油藏開發經濟效益。

1 CO2吞吐敏感參數分析

針對CO2吞吐選區評價問題，中外學者根據油藏特征提出了大量的選區標準。由于制約CO2吞吐提高油藏采收率項目實施的主要因素是項目的經濟效益，因此針對不同時期、不同地區制訂的CO2吞吐選區標準的差異較大。鑒于影響油藏CO2吞吐效果的因素較多，通過調研和分析中外70 多個CO2吞吐項目的應用情況，結合國內低滲透油藏CO2吞吐實踐經驗，從油藏地質特征、儲層特征、流體性質和開發特征的4 類9 項參數分析了適合CO2吞吐的油藏特征，為JL區塊的CO2-化學劑復合吞吐選井提供依據。

1.1 地質特征參數

1.1.1 地層深度

地層深度通常決定儲層巖石壓實程度和破裂壓力，地層深度越深巖石的壓實程度越高、破裂壓力越大。油藏埋深過淺，儲層巖石容易在注氣時被壓裂，致使CO2沿裂縫竄流，CO2波及效果差；但是，地層埋深越大，項目實施的投入成本也越大、經濟效益越差，適合開展CO2吞吐的地層埋深存在一個合理區間。國外CO2吞吐實施項目的油藏埋深為350～3 923 m，國內CO2吞吐實施項目的油藏埋深為1 600～4 000 m，在2 200～3 000 m 效果相對較好。從2018 年以來，新疆油田瑪湖井區開展了3 井次的深層水平井CO2吞吐，均取得了顯著的增油效果。新疆油田JL 區塊目的層平均埋深為4 000 m，屬低滲透砂礫巖油藏，本次先導試驗是對深層低滲透砂礫巖油藏的一種嘗試，獲取CO2吞吐在深層油藏的增油機理。

1.1.2 地層壓力

地層壓力是CO2和地層原油接觸溶解的基礎，壓力越高地層原油溶解CO2的能力越強，CO2改善原油性質效果越好。當壓力超過CO2-原油之間的最小混相壓力后，CO2會將井筒附近原油驅向地層深處，大幅度減小井筒附近剩余油飽和度。但由于CO2吞吐過程中的波及能力有限，將嚴重影響吞吐效果。楊小松等統計中外50 個CO2吞吐成功實例發現，隨著油層壓力的增大，分布密度函數值變小，即油層壓力越小對吞吐越有利［12］。此外，王軍統計國內有效實施CO2吞吐油藏壓力與增油效果發現，增油量和換油率的大小與地層壓力的高低以及是否混相并無明顯關系，CO2吞吐存在一個合理的壓力區間［13］。劉炳官等研究認為，對于輕質油藏，地層壓力為混相壓力的0.6～0.8 倍時CO2吞吐效果較好［6］。新疆油田JL 區塊目的層平均壓力為48 MPa，而根據實驗所得混相壓力高達90 MPa，因此非混相情況下，適合CO2吞吐技術的應用。

1.1.3 驅動機制

油藏所具有的驅動機制對吞吐項目的成敗起著很重要的作用。礦場應用顯示，CO2吞吐累積增油量與CO2的注入量呈正相關線性關系（圖1）。對于天然能量通常不足的低滲透油藏，要獲取較高的采收率往往需要有一個輔助的水驅作用，伴注水多數情況下有益。這主要是由于在CO2燜井過程中，隨著流體壓力逐漸由井筒向地層深處擴散，在水浸作用下游離的CO2與遠端的原油接觸，使CO2吞吐范圍更廣。對于天然能量充足的油藏，應該優先考慮充分利用天然能量開發，避免采用CO2吞吐。或者采用一定的避水高度，減輕底水錐進對油藏開發的影響。以塔河9 區縫洞型碳酸鹽巖油藏為例，油藏埋深為4 600 m，地層壓力為49.75 MPa，剛性底水發育，開發過程中，底水易錐進引起油井含水率上升、產量下降［14］。前期的N2泡沫驅雖發揮了重力超覆驅和增能壓錐的作用，但氣體易沿高滲透層通道散逸，影響驅替效果。當在該區塊T614 井開展CO2吞吐試驗時，設計了1/3 的避水高度，只射開含油層段頂部2/3 的厚度，取得了一定的效果。新疆油田JL 區塊注水壓力高，見效周期短，油藏壓力保持水平低，地層能量補充困難，適合利用CO2吞吐補充能量。

圖1 CO2注入量與累積增油量關系Fig.1 Relationship between CO2 injection and cumulative oil increment

1.2 儲層特征參數

1.2.1 油層厚度

國外目前成功實施CO2吞吐項目的油層厚度為16～67 m。中國東部低滲透斷塊油藏單井CO2吞吐的增油效果與油層厚度呈正相關（圖2），CO2吞吐增油量隨油層有效厚度的增加而增加，尤其是在富含輕油的油層中，有效厚度大的油層，其最終采收率也較高。但如果油層射開厚度過大，注入的CO2主要消耗在井筒附近，需要較大的注入量才能滿足所需的吞吐半徑。而且由于CO2的重力分離，也會影響其在油層底部的溶解和擴散。另外，井段跨度也不宜過大，層數少，可以減少層間干擾。2018 年，在蘇北盆地洲城垛一段厚油層油藏開展了注CO2-化學劑提高采收率研究，該油藏油層平均厚度為63.6 m，數值模擬研究顯示，由于CO2的超覆作用，氣體在向上運移的過程中能夠攜帶一部分添加劑到達油層的頂部。CO2-化學劑復合吞吐可以一定程度上改善厚油層的開發效果［15］。新疆油田JL 區塊目的層平均厚度為35 m，處于比較適中的厚度范圍。

圖2 油層厚度與累積增油量關系Fig.2 Relationship between reservoir thickness and cumulative oil increment

1.2.2 地層滲透率

滲透率對CO2吞吐工藝增油效果的影響規律不同。對于黏度大于1 000 mPa·s的原油來說，較高的滲透率起到增強CO2增產的作用；對于黏度較低的原油來說，大部分原油是在原始條件下產出的，滲透率對吞吐效果不敏感。對于封閉的小斷塊油藏，高滲透率有助于提高吞吐效果，同時要求地層滲透率大于5 mD；對于大規模和開放性油藏，地層滲透率越高，CO2吞吐效果越差。其主要原因是，當滲透率高到一定值后，注入的CO2驅動原油向井筒周圍流動的距離增加，甚至將原油驅向地層深處，而在開井生產時，隨著CO2從原油中逸出，導致CO2回采量提高、原油回采量下降，吞吐效果差。目前，國外實施項目目的層滲透率為10～3 000 mD。新疆油田JL 區塊目的層平均滲透率為1.98 mD，屬特低滲透砂礫巖油藏。

1.3 流體性質參數

1.3.1 原油黏度及組成

溶解降黏、增溶膨脹和抽提萃取是CO2提高原油采收率的主要機理［16-17］。對于重質油，降低油的黏度，改善近井地帶油的流動性是十分重要的；對于輕質油，可以蒸發汽化原油中間烴組分，使注入的CO2與油藏流體在近混相狀態下完成吞吐過程。但是，當地層原油中輕烴—中間烴組分含量少、膠質瀝青重組分含量高時，容易產生瀝青沉淀并在孔隙中吸附，降低地層滲流能力，從而導致CO2吞吐效果變差。鄧永紅等認為原油中輕質成分或中間成分的含量盡量高，膠質瀝青含量盡量低，C5—C20的中間烴組分在總烴中的含量高于71.0%，膠質瀝青含量低于13.42%，可獲得較好的CO2吞吐效果［18］。勝利油田30 多個開發單元的研究認為，隨著CO2吞吐輪次的增加，地層原油黏度的敏感性降低。國外目前實施成功的CO2吞吐項目原油黏度變化范圍較大，重油最高達3 000 mPa·s，輕油最低為0.4 mPa·s。新疆油田JL 區塊原油黏度為18.10 mPa·s，屬輕質油范疇，適合開展CO2吞吐。

1.3.2 原油密度及氣油比

對于低黏輕質油藏，在成功進行CO2吞吐的項目中，選擇原油密度小于0.86 g/cm3的油藏最多。深層低滲透油藏實施CO2吞吐，氣油比應大于89 m3/m3［19］。通常情況下，原油密度越低，表明原油中輕質組分較多，原油品質較好，氣油比越高［20］。此時，CO2與原油之間的互溶效果好，原油溶解能力強，在燜井擴散過程中原油容易被蒸發。但是，對于高氣油比原油，原油飽和壓力高，在開井回采降壓過程中，原油中溶解的天然氣和CO2容易散逸出來，在地層中形成大量的自由氣。由于自由氣流動能力強，井筒附近的滲流通道主要被自由CO2氣和部分烴類氣體所占據，嚴重降低油相有效滲透率，從而導致回采時的生產氣油比高，CO2換油率低，CO2吞吐效果差。鞠斌山等通過實驗研究也證明了地層脫氣會降低原油產量［21-26］。因此，對于高氣油比的輕質原油在實施CO2吞吐過程中，利用本次先導試驗化學劑水溶液降低回采降壓時地層中自由氣向井筒的竄進速度，減小回采時生產氣油比，提高CO2利用效率。新疆油田JL區塊原油密度為0.858～0.86 g/cm3，氣油比為216～262 m3/m3，處于適宜的應用范圍。

1.4 開發特征參數

1.4.1 剩余油飽和度

對于各種注氣提高采收率方法，注氣前的含油飽和度都不能太低，否則會因收益低于成本而導致項目失去價值。剩余油飽和度越大，CO2吞吐能取得較好的經濟效益的可能性越高，CO2吞吐工藝要求含油飽和度大于35%。而國外目前實施的CO2吞吐項目中的剩余油飽和度為34%～85%。對于水驅后的油藏，在非混相條件下，CO2吞吐提高的采收率隨水驅殘余油飽和度的增加而增加，而混相條件下則相反。CO2吞吐適用于介于非混相與近混相之間，流體之間的界面張力仍然較高，CO2吞吐后井筒周圍仍然存在大量殘余油的油藏。因此，在CO2吞吐過程中，采用本次先導試驗添加表面活性劑等降低油水氣之間的界面張力，對原油的流動也有極其有利的作用。新疆油田JL 區塊剩余油飽和度為54%，屬于合適的CO2吞吐應用范圍。

1.4.2 含水率

研究表明，CO2在水中的擴散系數大于在油中的，隨著含油飽和度以及原油黏度的增加，CO2擴散系數降低，而且CO2擴散系數與含水飽和度之間呈線性關系。這說明部分含水能夠起到補充地層能量和將CO2推到地層深處的作用，更有利于吞吐增油能力的發揮。根據以往CO2吞吐的生產實踐和油藏篩選標準，CO2吞吐在高含水油井和低含水油井中都能獲得較好的增油效果。而且在成功實施CO2吞吐項目中，含水率為30%～60%的最多。陳民鋒等采用模糊綜合評判法確定最適合開展CO2吞吐的綜合含水率為40%～60%［22］。此外，眾多學者認為處于油藏特高含水期（含水率＞95%）后，特別是已水淹的井，采用CO2吞吐效果甚微。然而，板橋油田板14-1 斷塊油藏CO2吞吐實踐表明，油井含水率由實施前的98.1%下降至62.5%，日產油量由實施前的1.6 m3/d 上升至4.73 m3/d，油井降水增油效果明顯，進一步擴大了適合開展CO2吞吐的油藏范圍［27-32］。新疆油田JL 區塊吞吐前含水率小于10%，適合開展CO2吞吐。

2 CO2-化學劑復合吞吐可行性實驗

2.1 原油注氣膨脹實驗

利用DBR-PVT 儀開展新疆油田JL 區塊地層原油注CO2膨脹實驗，評價CO2注入地層原油后，原油體積膨脹與收縮情況。從CO2注入量與原油膨脹系數關系曲線（圖3）來看，原油膨脹系數隨CO2注入量增加而增加，注CO2后地層原油膨脹系數增幅明顯，可有效補充地層能量，提高原油彈性采收率。圖4為CO2注入原油后的降壓過程中的液相體積分數曲線，其中液相體積分數為100%的對應壓力為原油飽和壓力。由圖4 可以看出，隨CO2注入量的增加，原油飽和壓力增加，且飽和壓力增幅不斷提高。當CO2注入量超過40 mol%后，飽和壓力急劇增加。此外，隨著注氣原油壓力逐漸降低，烴-CO2體系的液相體積分數逐漸降低，且當壓力降低至27 MPa 后，液相體積分數才開始快速下降。說明注CO2后，地層原油的彈性能量得到較好補充。

圖3 CO2注入量與原油膨脹系數關系Fig.3 Relationship between CO2 injection and crude oil expansion coefficient

圖4 降壓過程中的液相體積分數變化特征Fig.4 Volume fraction changes of liquid phase during depressurization

2.2 化學劑增效實驗

采用白金板法，測試新疆油田JL 區塊地層溫度條件下（93.1～100.3 ℃），不同質量分數表面活性劑CRS-1080 溶液與JL 區塊原油間的界面張力。由界面張力測試結果（圖5）可以看出，表面活性劑顯著降低了水-原油的界面張力，并且表面活性劑質量分數越高，水-原油的界面張力越低。在此基礎上，測試了2%KCl+0.3%CRS-1080 溶液的表面張力為29.46 mN/m。而且在95 ℃下恒溫老化3 d 后，表面活性劑溶液的表面張力為29.50 mN/m，表面張力僅有小幅升高，說明高溫條件下該表面活性劑的穩定性較好。

圖5 不同質量分數的表面活性劑CRS-1080與原油間的界面張力Fig.5 Interfacial tension between CRS-1080 and crude oil with different mass fractions

采用自吸法，在Amott Cell 瓶中開展飽和原油的人造巖心浸泡實驗，對比2%KCl 溶液和2%KCl+0.3%CRS-1080 溶液自吸替油效果。從人造巖心的自吸替油結果（圖6）來看，浸泡22 d 后，表面活性劑溶液的洗油率為20.12%，而KCl 溶液的洗油率只有8.57%，表面活性劑溶液洗油率是KCl 溶液的2 倍以上，該表面活性劑溶液增油效果好。

圖6 不同浸泡時間的洗油率Fig.6 Oil washing rates at different soaking time

3 應用實例

3.1 油藏簡況

新疆油田JL 區塊位于準噶爾盆地西北緣中拐凸起東斜坡帶，其中二疊系上烏爾禾組油藏為主要受斷裂控制的構造層狀油藏，封閉性好，局部受地層剝蝕和巖性控制，含油層系為烏一段（P3w1）和烏二段（P3w2）。油藏埋深為3 840～4 192 m，油層厚度為16.1～37.9 m，原始地層壓力為46.4～54.5 MPa，地層溫度為93.1～100.3 ℃。儲層以砂礫巖為主，物性差，平均孔隙度為10.1%，平均滲透率為1.98 mD，平均變異系數為0.67，儲層非均質性強。地面原油黏度為18.1 mPa·s，原油密度為0.858 g/cm3，氣油比為216～262 m3/m3。原始含油飽和度為52.8%～56%，目前剩余油飽和度仍大于45%，區塊綜合含水率為10%，油藏剩余油開發潛力大。

新疆油田JL 區塊2013 年投入開發，2015 年開展局部小井距注水試驗，后因注水開發效果差、地層能量補充困難轉為采用彈性能量衰竭式開發，并對儲層進行了壓裂改造以提高油井產能，但穩產期短、產量遞減快。

3.2 復合吞吐應用效果

根據適合開展CO2吞吐油藏特征參數范圍，結合新疆油田JL 區塊各生產井實際情況，優選X1 井開展CO2-化學劑復合吞吐先導試驗，X1 井實施吞吐，同時加強X1井及鄰井X2井的動態監測，兩口井井距為250 m，X1 井構造部位比X2 井高30 m。X1井特征參數如表1所示。

表1 X1井特征參數Table1 Characteristic parameters of Well X1

X1 井于2014 年7 月試采，因天然能量衰竭，截至2018 年5 月，油井日產液量降低至1 t/d 以下。儲層壓裂改造后，油井增產持續時間較短。鄰井X2井是一口水平井，2018 年5 月投產，10 月份穩產后最高日產油量為43 t/d，在正常間歇清蠟情況下開始遞減，至2019年7月最低日產油量為12 t/d。

2019 年9 月X1 井開展CO2-化學劑復合吞吐，實施后X1 井的井底流壓從措施前的27 MPa 升高到29.2 MPa，放噴后最高日產油量為28.2 t/d，但日產油量及油、套壓下降較快，增油見效期為30 d 左右，之后維持低壓低產狀態。相鄰水平井X2 井除正常清蠟，在無任何其他措施情況下，遞減趨勢得到遏制，階段遞減率從60.6%減緩到26.6%（圖7），一年來日產油量保持在30 t/d 左右，油藏能量得到有效補充。

圖7 X2井生產動態曲線Fig.7 Production performance curve of Well X2

動態監測結果顯示，X1 井吞吐之后鄰井X2 井原油的輕質組分和重質組分含量均有明顯變化。初步分析認為，高部位X1 井吞吐過程中，CO2向上運移形成氣頂，將原油驅向低部位，由于井距小，且低部位X2井沒有停產，以至X1井吞吐見效時間短，但對X2井起到了一定的驅替作用。

4 結論

在文獻調研基礎上，從油藏地質特征、儲層特征、流體性質和開發特征的4 類9 項參數分析了適合CO2吞吐的敏感參數。新疆油田JL區塊適合開展CO2吞吐。

室內實驗表明，新疆油田JL 區塊CO2吞吐能較好地補充地層能量，注入后原油膨脹系數增幅明顯。吞吐時加入表面活性劑CRS-1080 可有效降低界面張力，增大CO2波及范圍，提高CO2吞吐效果。