星空体育app下载苏北盆地复杂小断块油藏注CO2 提高采收率技术及应

　　（1.中国石化华东油气分公司 勘探开发研究院，江苏 南京 210011； 2.中国石化华东油气分公司 泰州采油厂，

　　摘要：针对苏北盆地复杂小断块油藏“碎、小、低、薄、深”的地质特征以及“三低、三高”的开发特征，探索形成了CO2驱/吞吐室内物模实验、CO2驱/吞吐适宜度评价、CO2驱方案设计与适时优化调整、CO2驱混相判识和CO2驱开发效果评价等5项开发技术，以及采集、净化、集输、注入、采油、回收等6项配套工艺技术。在低油价形势下，围绕成本和效益2个关键因素，通过深入研究和技术进步，将注CO2提高采收率技术的应用范围从低渗透油藏逐步扩大到中高渗透油藏，从单一驱/吞吐向组合驱/吞吐发展，为苏北盆地稳产上产和效益开发提供了有力的技术支撑。

　　提高采收率是油田开发永恒的主题，注CO2提高采收率以其广泛的适应性、显著的增油效果、可回收循环利用、驱油的同时实现封存等特点，已成为国外三次采油提高采收率的主要手段。CO2驱油提高采收率在国外已是成熟技术，美国率先开展CO2驱油试验研究，1952年美国大西洋炼油公司首先申请了CO2驱油专利［1］，1958年Shell首先在Permian盆地试验注CO2驱油［2］，1972年首个商业项目在美国德州Kelly-Snyder油田实施［3］。1986年后美国CO2驱项目和产量明显增加，2012年CO2驱油项目占三次采油项目总数的87%，2014年美国CO2驱油年EOR产量已达1 371×104 t，约占世界总CO2驱油年EOR产量的93%［4］。此外，俄罗斯、加拿大、法国、英国等国家也先后开展了相关研究，并取得了显著的成效［5］，CO2驱一般可提高采收率10%~30%，已形成机理研究、数模与油藏工程设计、注采工艺与地面工程设计、动态监测与调整等一整套的技术方法。

　　中国CO2驱油始于20世纪60年代，大庆油田率先开展了注CO2小井距提高采收率先导试验和轻质油段塞提高采收率现场试验，阶段提高采收率8%~10%。此后，国内CO2驱研究工作长期停滞不前，直到80年代相继发现了苏北黄桥、吉林万金塔等天然CO2气源，才开始重视CO2驱的研究。目前，在中国石油吉林、大庆、新疆、长庆等油田，中国石化华东、江苏、胜利、中原、东北等油田以及延长油田都进行了广泛的研究、先导试验和推广应用，已成为比较成熟的提高采收率技术［6-8］。据统计，中国该项技术的应用主要是在低渗透油藏开展，占CO2驱项目的90%，一般提高采收率6%~20%。苏北盆地由于气源优势，从20世纪80年代起开展CO2驱油/吞吐研究和矿场试验。

　　苏北盆地号称地质家的考场，老一辈地质学家有一句话非常形象的话比喻了它的复杂性，叫做“一只盘子摔在地上，被踩了一脚，再踢了一下”，具有“碎、小、低、薄、深”的地质特点。碎是指断块面积小于0.5 km2的复杂-极复杂断块油藏占80%以上；小是指储量规模小于100×104 t的油藏占87%；低是指储量丰度和资源品位低，阜宁组低渗透、特低渗透、致密油藏占总储量的67.5%；薄是指油层厚度一般为0.5~5m，小于2 m的油层占油层总厚度的50%以上；深是指埋藏深度大于2 700 m的油藏占47%。这导致苏北盆地小断块油藏开发难度大、开发效果差，集中表现为低渗透油藏具有“三低”的特点，即采收率低（15.6%），采油速度低（0.48%），平均单井日产油量低（1.4 t/d）；中高渗透复杂断块油藏则具有“三高”的特点，即采出程度高（31.3%），综合含水率高（93%），剩余油高度分散。

　　上述地质开发特点使注CO2提高采收率技术在苏北盆地的应用有弊有利，不利之处在于复杂小断块难以形成规则和完整的CO2驱开发井网、难以整体评价开发效果、难以大规模推广应用。但也存在有利的一面，油藏断块的封闭性有利于CO2气体的聚集；埋藏深能满足地层压力大于混相压力，有利于CO2与原油的混相；阜宁组的低渗透、特低渗透、致密油藏水层不发育，有利于注CO2开发时降低含水减缓腐蚀；断块碎且小有利于灵活应用不同的驱替方式而互不干扰；多薄层有利于后期的接替和综合调整等等。经过35 a的研究与实践，华东油气田因地制宜，探索了一条适合复杂小断块油藏的注CO2提高采收率之路。

　　华东油气田注CO2提高采收率技术的发展经历单井吞吐提高采收率阶段（19872000年）、中高渗透油藏非混相驱试验阶段（20002004年）、草舍泰州组油藏混相驱重大先导试验阶段（20052013年）和推广应用阶段（20122019年）4个阶段。在注CO2提高采收率方面形成了CO2驱/吞吐室内物理模拟实验、CO2驱/吞吐适宜度评价、CO2驱方案设计与适时优化调整、CO2驱混相判识和CO2驱开发效果综合评价等5项开发技术，以及采集、净化、集输、注入、采油、回收等6项配套工艺，为注CO2提高采收率技术的推广应用提供了保障。

　　在草舍泰州组油藏混相驱重大先导试验阶段，CO2驱室内研究主要以机理为主，辅以相应的室内试验，形成了CO2-原油体系高温高压相态实验、长岩心驱替和最小混相压力测试3项常规实验技术。

　　随着注CO2提高采收率技术向致密、中高渗透、组合驱替、二次驱油等方向的推广应用，针对不同油藏的地质开发特点，建立新的实验技术体系，开展改变驱替方式、丰富驱替介质方面的探索与实践，形成降低最小混相压力研究、中高渗透高含水油藏2C（CO2+Chemical的首字母缩写）组合驱油机理研究、压裂改造后致密砂岩油藏CO2驱/吞吐微观机理及渗流特征研究、低渗透油藏一次驱替后微观剩余油分布特征研究及二次注气提高采收率机理研究等5项CO2驱室内物模模拟实验技术。

　　降低最小混相压力研究采用实验与理论计算相结合的方法，系统研究温度、压力、原油组成、添加剂等对驱油效果的影响规律，分析原油组成分布、分子链长、添加剂结构及配比等对降低最小混相压力的作用机制，揭示CO2混相驱油的内在机理，为降低最小混相压力提供理论指导［9］。具体步骤包括：①以Gaussian09软件为计算中介，分别计算CO2分子间、烃类分子间、烃类分子与CO2分子之间的相互作用大小，找出影响CO2与烃类互溶的关键因素。②设计了一种以缓冲釜、具蓝宝石视窗的三循环高压相平衡釜和分离釜为主的连续循环式高温高压实验装置，测定不同实验条件下，不同添加剂下，原油体系以及一系列相应单组分与CO2的相行为。③采用自行开发的四次状态方程，建立能够计算烷烃单组分和CO2体系溶解度的数学模型。④测定了CO2与原油的高压相平衡数据，以及CO2+原油+添加剂高压相平衡数据，并构建多组分相平衡的数学模型。⑤测定不同添加剂体系相的平衡数据［10］。

　　2C组合驱油机理研究采用旋转滴界面张力仪、物理模拟驱替装置、高温高压可视釜、高温高压界面张力仪等实验装置以及多孔介质仿线C组合驱油机理研究（图1，图2）。高温高压微观可视化装置的核心为带有蓝宝石视窗的高压岩心夹持器，其工作温度为0~300 ℃，最高工作压力为100 MPa。实验中使用的数字高速摄像机能够捕捉全分辨率为1 920×1 080的图像，1 320帧/s，能够捕捉油滴的微观变化过程。观测发现，2C中的洗油剂溶液既可以通过降低界面张力将油膜拉丝、剥离岩石表面，也可以乳化小孔隙原油，将其分散、剥离，从而提高剩余油动用程度；而2C中的CO2能够剥离水膜，与原油直接接触，在溶解抽提的作用下驱替微观剩余油，降低细小喉道中的含油饱和度。

　　压裂改造后致密砂岩油藏CO2驱微观机理及渗流特征研究传统的常规刻蚀模型以及铸体薄片模型通常具有光滑的边界孔道（图3a），为改进常规模型由于孔喉连通性、润湿性以及分维度（二维）等因素与真实岩心存在的差异性，建立由高倍金相显微镜、台式电脑、岩心薄片夹持器、微量驱替泵、恒温调节系统等设备和相关数据采集软件集成的实验体系，采用反射式显微放大测试方式观测真实岩心薄片模型中水驱油微观分布和渗流特征，用计算机自动采集CO2驱油过程的动态图像。通过数值图像重构处理，对不同井深观测面上的数值图像进行叠加，形成拟三维薄片岩心模型和剩余油/水分布图像（图3b，3c），并在软件上进行图像数据处理和驱替效率计算。由于岩心模型具有一定的真实厚度，微观流动从二维变为三维，润湿性对微观剩余油赋存形态的影响得以有效体现。

　　为全面评价苏北盆地注CO2提高采收率开发的可行性和潜力，借鉴中外评价体系经验，结合苏北盆地矿场实践，基于模糊数学法和层次分析法建立CO2驱/CO2吞吐适宜度评价方法、评价标准和评价体系［11］。

　　CO2驱适宜度评价体系根据欧美各国已成功实施的CO2驱项目的地质和工程参数出现的频率来确定评价指标；再利用苏北盆地已实施CO2驱油藏的室内实验数据来获取评价指标的取值范围，建立评价标准；然后通过查阅资料、理论分析以及现场经验进行修正。最终建立了包括流体物性、油藏特征、储层特征和其他参数4个方面的26项评价指标（图4）。在实际应用时26项评价指标往往既相互依赖，又相互矛盾，给决策和评价造成一定的难度。为此，采用模糊评价集合{好，较好，中等，较差，差}来描述目标油藏的CO2驱适宜度，采用模糊层次分析法求取每个指标的权重。

　　评价一个油藏是否适合CO2混相驱，除了参考上述评价体系，还需增加考虑达到混相原则、最佳流度比原则、避免严重非均质性原则和最低含油饱和度4个原则进行综合评价。

　　CO2吞吐适宜度评价体系CO2吞吐投资少、见效快、适应范围广，特别适用不能建立完善注采对应关系的复杂断块油藏，但选井是决定吞吐效果的先决条件。借鉴国外（主要是美国）的CO2吞吐选井条件，结合室内试验成果，分析苏北盆地已实施CO2吞吐的现场试验数据，确定评价指标的取值范围，得到含13项参数的CO2吞吐适宜度选区评价指标，主要包括储层物性、含油性、流体性质的11项油藏评价条件指标，以及含水率、初期产液量2项选井条件指标，并参考经济性将各项指标按“较差、中、较好、好”进行分级，为CO2吞吐选井提供参考。

　　CO2驱油藏工程方案优化设计主要涉及地质特征再认识、精细三维地质建模、CO2驱井网优化部署、高含水调控、能量补充方式、注采参数优化、单井参数设计、换油率与开发指标预测、产出气循环利用等方面。CO2驱油藏工程方案优化设计和调整的关键在于提高波及系数，控制CO2黏性指进和CO2沿高渗透条带的突破。

　　精细三维地质建模利用精细三维地质建模和微细断层刻画技术，将地质认识、地质思维和数学算法有机融合，建立复杂断块油藏地下认识体系。重点刻画3个方面：①微细断层。立体组合刻画油藏边界断层、次级断层以及5 m以上断距的微细断层（图5）。②断层封闭性和储层连通性。由于CO2具有比油和水更强的高渗透性，对开展CO2驱的油藏进行断层性质的研究更为重要。依据断层的力学性质、断层面及两侧的岩性条件和排驱压力、单井断点的测井曲线特征、钻井过程中的显示、断层两盘的流体性质及分布、生产动态资料等因素综合判断断层的封闭性和储层的连通。