高云叢，趙密福，王建波，宗暢

（1.中國(guó)石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院；2.中國(guó)石化東北油氣分公司開發(fā)處）

0 引言

國(guó)內(nèi)外礦場(chǎng)實(shí)踐及機(jī)理研究均表明，CO2驅(qū)油可以大幅度提高低滲透油藏的采收率[1-12]。但礦場(chǎng)實(shí)踐項(xiàng)目主要集中在混相驅(qū)[13-15]，非混相驅(qū)油項(xiàng)目少，產(chǎn)量低。統(tǒng)計(jì)分析表明[16]，目前全世界正在進(jìn)行的提高采收率項(xiàng)目共327項(xiàng)，其中注CO2采油項(xiàng)目共有135項(xiàng)，日產(chǎn)油量為 6.02×104t，其中非混相驅(qū) 10項(xiàng)，日產(chǎn)油0.35×104t。

吉林腰英臺(tái)油田為特低滲油田，含油飽和度低，投產(chǎn)初期含水率高、水驅(qū)開發(fā)效果差。DB33井區(qū)北部開展CO2非混相驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)2年5個(gè)月，油井含水上升趨勢(shì)得到有效控制，受控的40口油井中26口油井見到較明顯的增油效果，與水驅(qū)相比，氣驅(qū)后試驗(yàn)區(qū)目前累增油1.02×104t，預(yù)測(cè)比水驅(qū)提高采收率4.7%?；诖?，筆者對(duì) CO2非混相驅(qū)油井生產(chǎn)特征和氣竄規(guī)律進(jìn)行了研究，以期對(duì)提高特低滲油藏非混相氣驅(qū)的開發(fā)起到一定的經(jīng)驗(yàn)借鑒作用。

1 先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)概況

腰英臺(tái)油田位于松遼盆地中央坳陷南部的長(zhǎng)嶺凹陷，開展CO2驅(qū)的DB33井區(qū)為構(gòu)造-巖性油藏，主力油層為青一Ⅱ、青二Ⅳ砂層組，兼顧青一Ⅰ、青二Ⅴ砂層組，埋深 1 900～2 400 m，儲(chǔ)集層平均滲透率1.9×10?3μm2，平均孔隙度 12.1%，天然裂縫較發(fā)育，裂縫密度0.312條/m。油井全部壓裂投產(chǎn)，監(jiān)測(cè)表明人工裂縫方向主要為近東西向，與地層主應(yīng)力方向一致，層間可動(dòng)水分布普遍，壓裂后投產(chǎn)初期平均含水率61%。油藏含油飽和度 41%，但原油性質(zhì)較好，地層原油密度0.78 g/cm3，地層原油黏度1.91 mPa·s，飽和壓力8.74 MPa。試驗(yàn)區(qū)沿主應(yīng)力方向部署排狀井網(wǎng)，井距250 m，排距180 m。平均單井日注氣40 t，注入壓力為8～14 MPa，平均10 MPa；生產(chǎn)井平均動(dòng)液面1 785 m，井底流壓多分布在6～7 MPa。

試驗(yàn)區(qū)采用 CO2非混相驅(qū)油。試驗(yàn)區(qū)原始地層壓力22 MPa，長(zhǎng)細(xì)管實(shí)驗(yàn)確定最小混相壓力26.63 MPa。試驗(yàn)1.5 a后，全區(qū)混相程度低，數(shù)值模擬研究表明，全區(qū)平均地層壓力14.5 MPa，混相區(qū)域分布于注氣井周圍1～2個(gè)網(wǎng)格（網(wǎng)格步長(zhǎng)25 m），混相體積系數(shù)（氣體波及區(qū)內(nèi)界面張力為零區(qū)域的體積與波及體積的比值）0.67%；近混相區(qū)域受氣體突進(jìn)方向影響，主要分布于注氣井周邊及與見氣井連線上，半混相體積系數(shù)（氣體波及區(qū)內(nèi)低界面張力區(qū)域的體積與波及體積的比值，低界面張力區(qū)域原油飽和度低于殘余油飽和度）7.51%。

截至2013年10月28日，累注液態(tài)CO2147 880 m3，注入地下孔隙體積14.9%。2011年4月到2012年8月為連續(xù)注氣階段，第1批試驗(yàn)井組5注23采，平均單井日注液態(tài)CO245 m3，累計(jì)注液態(tài)CO291 046 m3。試驗(yàn)區(qū)降低自然遞減總體效果明顯，連續(xù)注氣 5個(gè)月后日產(chǎn)油量持續(xù)保持穩(wěn)定，含水率由85.4%下降到82.6%，產(chǎn)氣量明顯增加，套管監(jiān)測(cè)日產(chǎn)氣 7 000 m3左右（不含1口氣量大放噴生產(chǎn)井）。2012年8月擴(kuò)大第2批試驗(yàn)井組，6注17采，兩批井組實(shí)施水氣交替注入，平均單井日注液態(tài)CO237 m3，平均單井日注水40 m3，實(shí)施氣水交替后，油井氣竄趨勢(shì)得到有效遏制，試驗(yàn)區(qū)增油效果顯著，換油率比連續(xù)注氣提高 3倍，含水率從82.6%下降到81.3%。腰英臺(tái)油田其他15個(gè)水驅(qū)井區(qū)產(chǎn)油量年遞減率17.2%，綜合含水率從87.1%上升到94.8%。

2 CO2非混相驅(qū)油井生產(chǎn)特征

2.1 原油與地層水物性變化

原油物性分析、全烴分析證實(shí)，CO2對(duì)本區(qū)原油具有較好抽提作用。15口油井（第1批試驗(yàn)井組）原油全烴分析結(jié)果表明，見效油井原油C5—C13中間組分明顯增加，重質(zhì)組分明顯減少，說明CO2對(duì)原油有較強(qiáng)的萃取作用（見圖1）。8口井原油物性分析結(jié)果表明，見效油井的地面原油黏度有較明顯的下降趨勢(shì)，如DB33P1井由 26.5 mPa·s降至 10.9 mPa·s（見圖 2）。

圖1 DB33-5-8井原油組分不同時(shí)期對(duì)比

圖2 DB33P1井不同時(shí)期原油黏度對(duì)比

CO2對(duì)腰英臺(tái)油田原油具有較好的體積膨脹作用。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，隨著注入量增加，腰英臺(tái)油田地下原油體積系數(shù)增大，膨脹系數(shù)增大，原油物性變好，有利于降低殘余油飽和度，提高原油采收率?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，見效井原油密度呈逐步下降趨勢(shì)，8口見氣油井的原油物性全烴分析顯示，原油平均密度由注氣前的0.875 g/cm3下降到見氣后的0.869 g/cm3。

14口油井注氣1 a后產(chǎn)出液離子濃度明顯變化。水樣分析結(jié)果表明，與水驅(qū)原始資料相比，注CO21 a后pH值平均下降1.6，Ca2+濃度平均增加160.7 mg/L，Cl?濃度平均增加 1 758.10 mg/L，HCO3?濃度平均增加1 457.50 mg/L（見表1）。主力油砂體所在的青山口組裂縫以全充填為主，占裂縫總數(shù)的 85%，方解石充填的裂縫占充填裂縫總數(shù)的95%。油藏壓力下CO2溶解于水，地層水酸性增強(qiáng)，具有解堵作用，地層有效孔隙度增加，改善了滲流環(huán)境。

表1 14口油井注CO2 1 a前后水樣中Cl?、Ca2+、HCO3?濃度及pH值對(duì)比

2.2 流體驅(qū)動(dòng)過程中的單層突進(jìn)與平面指進(jìn)現(xiàn)象

注氣前對(duì)試驗(yàn)區(qū)的5口注入井監(jiān)測(cè)了14井次吸水剖面，連續(xù)注氣階段監(jiān)測(cè)吸氣剖面11井次。根據(jù)所測(cè)同位素載體在地層濾積前、后的伽馬測(cè)井曲線，計(jì)算對(duì)應(yīng)射孔層位上曲線疊合異常面積的大小，由此反映該層的吸水（氣）能力，從而確定注入井的分層吸水（氣）剖面。開發(fā)早期水驅(qū)階段，第 1批試驗(yàn)井組注水井不吸水厚度由注水初期10.2%上升到36.1%。連續(xù)注氣階段，隨著 CO2突破程度的加劇，注氣井不吸氣厚度由注氣初期的 20.2%上升到 78.3%。測(cè)試結(jié)果表明，無論水驅(qū)或氣驅(qū)，隨著驅(qū)替時(shí)間的延長(zhǎng)，剖面均衡性變差（見圖 3），流體沿著高滲透條帶突進(jìn)，中低滲透層潛力發(fā)揮差，導(dǎo)致注入劑無效循環(huán)，利用率低。

圖3 DB33-2-2井早期水驅(qū)（a）和后期氣驅(qū)（b）注入剖面

2010年12月至2011年4月注氣前，對(duì)試驗(yàn)區(qū)7個(gè)井組進(jìn)行水驅(qū)示蹤劑監(jiān)測(cè)。根據(jù)互不干擾原則，分別選取磷酸二氫鈉、硫氰酸銨、碳酰胺、硝酸鈉、亞硝酸鈉作為監(jiān)測(cè)用示蹤劑。示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果表明各井組均在不同程度上存在高滲通道（見圖4）。注氣后，受儲(chǔ)集層非均質(zhì)性、裂縫和高滲條帶影響，CO2在各小層推進(jìn)速度不一（見圖5），存在單層、單方向指進(jìn)現(xiàn)象。試驗(yàn)區(qū)波及系數(shù)較低，注氣17個(gè)月后第1批試驗(yàn)井組波及系數(shù)17.9%，平面及層間矛盾比較突出。

圖4 注氣前監(jiān)測(cè)注水示蹤劑推進(jìn)方向

圖5 注氣后（2012年5月）試驗(yàn)區(qū)油井CO2濃度監(jiān)測(cè)

2.3 水氣交替注入動(dòng)用效果

實(shí)施水氣交替注入后，波及系數(shù)明顯擴(kuò)大，層間與平面動(dòng)用程度變好。注入介質(zhì)交替后初期縱向剖面明顯改善，油層動(dòng)用趨于均衡。第1批試驗(yàn)井組（2、4排）5口注入井2011年4月轉(zhuǎn)注CO2后，儲(chǔ)量動(dòng)用程度由50.6%上升到79.8%，原不吸水層位開始吸氣且吸氣比例較高，低滲透層得到動(dòng)用，而且吸氣剖面更均勻。同樣這5口井2012年9月轉(zhuǎn)注水后，儲(chǔ)量動(dòng)用程度由21.7%上升到65.2%。第2批（6、8排）6口注入井2012年 9月注 CO2后增加吸入產(chǎn)層厚度 30.9 m，注氣前47.5%的厚度不吸水，注氣后不吸氣厚度降為22.7%。

實(shí)施水氣交替注入后，油井見效率明顯增加。2012年9月試驗(yàn)區(qū)2批試驗(yàn)井組整體實(shí)施水氣交替，目前26口油井明顯見效，見效率由水驅(qū)的40%提高到水氣交替階段的 67.5%，其中注氣轉(zhuǎn)注水階段，17口油井見效增油，注水轉(zhuǎn)注氣階段，8口井見效增油，減緩注氣強(qiáng)度或停注期間13口井見效增油。

實(shí)施氣水交替注入后，原嚴(yán)重氣竄、無經(jīng)濟(jì)開采價(jià)值油井開始見效增油。2010年末的示蹤劑監(jiān)測(cè)顯示注入井DB33-2-2井與油井DB33-1-3井有較好的連通關(guān)系。2011年4月注氣前DB33-2-2井的吸水剖面測(cè)試表明，注入水沿青一Ⅱ4層指進(jìn)（見圖6），2011年4月注氣后吸氣剖面變得均衡，原不吸氣的青一Ⅱ1和青一Ⅱ2層開始吸氣，相對(duì)低滲層注氣后得到動(dòng)用。注氣2個(gè)月后DB33-1-3井產(chǎn)油量增加，含水率下降。在氣驅(qū)過程中，隨著油井見氣、氣竄，注入井吸氣剖面監(jiān)測(cè)顯示注入的 CO2也逐漸沿著青一Ⅱ4層指進(jìn)，在注氣11個(gè)月后，DB33-1-3井產(chǎn)油量急劇下降（見圖7），含水率急劇上升。2012年8月轉(zhuǎn)注水后DB33-2-2井吸水剖面改善，原不吸氣的青一Ⅱ2層開始吸水，低滲層重新動(dòng)用，縱向波及系數(shù)增加，DB33-1-3井產(chǎn)油量增加。

圖6 DB33-2-2井連續(xù)注氣與水氣交替階段縱向剖面變化

圖7 DB33-2-2井與DB33-1-3井注采曲線

2.4 水氣交替增油期時(shí)效性

水氣交替注入改善縱向剖面，打破了儲(chǔ)集層流體相對(duì)平衡分布，使剩余油在二次調(diào)整分配中被有效動(dòng)用，剖面的均衡性得到改善，但時(shí)效短。2批試驗(yàn)井組的生產(chǎn)實(shí)踐表明，注氣轉(zhuǎn)注水后，增油有效期2～3個(gè)月。第1批試驗(yàn)井組轉(zhuǎn)注水后（2012年8月），產(chǎn)油量增加，含水率下降；轉(zhuǎn)注水 1個(gè)月后，產(chǎn)油量開始下降，含水率上升；轉(zhuǎn)注水 2個(gè)半月，產(chǎn)油量低于轉(zhuǎn)注水前日產(chǎn)油水平（見圖8）。第2批試驗(yàn)井組轉(zhuǎn)注水10 d后（2013年1月）產(chǎn)油量增加，含水率下降。轉(zhuǎn)注水2個(gè)月后，產(chǎn)油量開始下降，含水率上升，但仍在增油有效期（見圖9）。

圖8 第1批試驗(yàn)井組注采曲線

注氣轉(zhuǎn)注水后無論是增油有效期還是增油量均強(qiáng)于注水轉(zhuǎn)注氣的效果（見圖9），主要原因在于注水轉(zhuǎn)注氣主要增油機(jī)理是提高驅(qū)油效率，注氣轉(zhuǎn)注水主要增油機(jī)理是擴(kuò)大波及體積。尤其對(duì)于生產(chǎn)層位多、合采合注且經(jīng)過多年水驅(qū)開發(fā)的特低滲油藏，擴(kuò)大波及體積對(duì)增油效果更明顯。對(duì)于特低滲、非均質(zhì)性強(qiáng)的油藏，氣驅(qū)過程中氣竄不可避免，鑒于注水轉(zhuǎn)注氣后產(chǎn)油量的增加幅度小于注氣轉(zhuǎn)注水以及控制氣竄的需要，水氣交替過程中注水半周期可適當(dāng)長(zhǎng)于注氣半周期。

圖9 第2批試驗(yàn)井組注采曲線

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐與數(shù)值模擬研究，試驗(yàn)區(qū)合理的注氣與注水周期比為2∶3，1個(gè)周期5個(gè)月。

3 CO2非混相驅(qū)油井氣竄規(guī)律

3.1 油井見氣類型

通過11個(gè)井組40口油井CO2濃度和產(chǎn)氣量監(jiān)測(cè)，發(fā)現(xiàn)裂縫和儲(chǔ)集層物性好的高滲帶是導(dǎo)致 CO2黏性指進(jìn)的重要因素，本文將腰英臺(tái)油田油井見氣類型分為沿裂縫方向、沿高滲通道、低滲區(qū)域3種（見圖10）。

圖10 油井井口CO2濃度和產(chǎn)氣量隨鄰井注氣時(shí)間的變化

沿裂縫方向油井優(yōu)先見氣，見氣后氣量急劇增加。該類型見氣井共5口，CO2前緣突破到井口需26～52 d，平均37 d；日產(chǎn)氣量68～140 d （平均106 d）突破1 000 m3；前緣突破后，CO2濃度和產(chǎn)氣量上升速度快，CO2濃度曲線斜率大于70°。

沿高滲通道油井稍晚見氣，油井見氣后井口產(chǎn)氣量快速增加。該類型見氣井共 7口，CO2前緣突破到井口需51～310 d，平均186 d；7口井中僅3口井日產(chǎn)氣量能突破1 000 m3，需203～557 d，平均387 d；CO2前緣突破后，CO2濃度和產(chǎn)氣量上升速度較快，大部分井CO2濃度曲線斜率大于30°。

隨著注入量增加，物性較差低滲區(qū)域逐漸被波及，12口油井逐漸見氣。CO2前緣突破到井口時(shí)間大于374 d，井口日產(chǎn)氣量較小，很難超過 400 m3。CO2濃度和產(chǎn)氣量上升趨勢(shì)緩慢，CO2濃度曲線斜率小于30°。

3.2 非混相驅(qū)油井氣竄標(biāo)準(zhǔn)

大量監(jiān)測(cè)資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)跟蹤表明，試驗(yàn)區(qū)油井見氣見效特征表現(xiàn)如下：見氣前，因地層能量的提升，不吸水層被動(dòng)用而見效增油，但增加幅度有限。見氣后，CO2溶于原油和水，降低了原油黏度、界面張力，改善油水流度比，使原油更易流動(dòng)，提高了驅(qū)油效率，增油效果最好；接近氣竄階段，氣體局部突破，波及區(qū)域可動(dòng)油范圍減小，增油效果變差；嚴(yán)重氣竄階段，僅溶解氣驅(qū)機(jī)理起作用，形成高速無效流動(dòng)通道后無經(jīng)濟(jì)產(chǎn)油量。根據(jù)11個(gè)井組40口油井日產(chǎn)油量變化、產(chǎn)氣量、CO2含量及氣油比建立了腰英臺(tái)油田的氣竄標(biāo)準(zhǔn)（見表2）。根據(jù)試驗(yàn)區(qū)油井氣竄劃分標(biāo)準(zhǔn)，見氣相前緣和氣體突破過程中氣量穩(wěn)定階段是油井見效增油最明顯的階段，而大部分油井在CO2濃度超過30%后氣體突破程度加劇，產(chǎn)油量開始下降，但仍在增油有效期。隨著氣油比的不斷增加，油井明顯氣竄后產(chǎn)油量急劇下降，含水率明顯上升。

表2 腰英臺(tái)油田油井氣竄標(biāo)準(zhǔn)

3.3 非混相驅(qū)不同階段治理對(duì)策

與混相驅(qū)不同，非混相驅(qū)油井氣油比是一個(gè)不斷升高的過程，保持油井見氣但不氣竄，減緩氣油比上升速度，是提高氣驅(qū)效果的關(guān)鍵。注氣過程中應(yīng)及時(shí)根據(jù)油井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行調(diào)整與優(yōu)化。針對(duì)氣體黏性指進(jìn)和地下壓力場(chǎng)的變化，試驗(yàn)區(qū)實(shí)施了一系列保持地層能量和增大波及體積的對(duì)策，一些油井陸續(xù)見氣見效。

在油井氣體突破且氣量穩(wěn)定階段，通過降低注入井注氣量方法降低氣油比上升速度，對(duì)于長(zhǎng)期不見氣低產(chǎn)或產(chǎn)量下降油井，在地層能量較充足前提下通過改變生產(chǎn)制度降低流壓來提高油井產(chǎn)能，改變油井受效方向。如DB33-1-2井抽油機(jī)沖次從3.0次/min調(diào)至5.5次/min，日產(chǎn)油量由0.9 t提至4.5 t。

在油井接近氣竄階段，應(yīng)控制產(chǎn)出，提高油藏波及系數(shù)，使井組合理開發(fā)，而不應(yīng)該追求單井最大產(chǎn)能，對(duì)產(chǎn)油量與產(chǎn)液量開始下降的油井調(diào)小生產(chǎn)參數(shù)增大流壓，減緩氣體突破趨勢(shì)，延長(zhǎng)增油有效期。如DB33-3-3井抽油機(jī)沖次由5.0次/min調(diào)至2.5次/min，2個(gè)月后日產(chǎn)油量由1.9 t升至4.1 t，CO2濃度由65%降至17%。對(duì)日產(chǎn)油量急劇下降，日產(chǎn)油小于0.5 t且氣油比大于3 000 m3/t的油井，燜井周期采油，關(guān)停氣竄井DB33-4-4井，調(diào)整地下壓力場(chǎng)和滲流場(chǎng)，非主流線鄰井DB33-5-4井見效見氣，日產(chǎn)油量由1.8 t升至4.9 t，既保持了地層能量又改變了流體地下滲流通道。注入井可以采取間歇注氣、水氣交替注入方式調(diào)整地下壓力場(chǎng)及滲流場(chǎng)從而調(diào)控氣油比。2012年8月注入方式從連續(xù)注入調(diào)整為水氣交替注入后，物性較差區(qū)域的不見氣油井陸續(xù)見氣增油，有效抑制了氣竄，試驗(yàn)區(qū)井口產(chǎn)氣量由轉(zhuǎn)注水前的6 923 m3/d降至實(shí)施水氣交替注入方式6個(gè)月后的295 m3/d，日產(chǎn)油量由46.2 t升至58.2 t，換油率比連續(xù)注氣階段提高3倍。

油井明顯氣竄階段，通過注氣井調(diào)剖或調(diào)驅(qū)、實(shí)施水氣交替注入、油井封堵、間歇采油（如注氣階段關(guān)井，注水階段開井生產(chǎn)）等方式控制氣竄，提高井組氣驅(qū)開發(fā)效果。2012年試驗(yàn)區(qū)3口注氣井調(diào)剖后注入壓力增加1.0～1.8 MPa，平均上升1.4 MPa，平均有效期27 d。調(diào)剖后3口井的吸氣剖面均得到改善，調(diào)剖有一定的封竄效果，DB38井日產(chǎn)氣量由調(diào)剖前的2 500 m3降至調(diào)剖后的260 m3，產(chǎn)油量由調(diào)剖前的2.1 t升至調(diào)剖后3.9 t。注氣轉(zhuǎn)注水后嚴(yán)重氣竄、無經(jīng)濟(jì)開采價(jià)值油井也開始見效增油，DB33-1-3日產(chǎn)油量由0.1 t升至2.2 t。

4 結(jié)論

腰英臺(tái)油田 CO2非混相驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)中較好地利用了 CO2的萃取、降黏、膨脹原油體積、增大地層有效孔隙等特點(diǎn)，見到較明顯的增油效果。

特低滲強(qiáng)非均質(zhì)性油藏，水驅(qū)或氣驅(qū)過程中均存在單層突進(jìn)、平面指進(jìn)現(xiàn)象，但水氣交替注入后短期內(nèi)可有效提高波及體積，有助于緩解氣竄，改善驅(qū)油效果；注氣轉(zhuǎn)注水后產(chǎn)油量的增加幅度大于注水轉(zhuǎn)注氣后的，水氣交替注入過程中注水半周期的調(diào)整對(duì)氣驅(qū)開發(fā)效果改善起主要作用。

根據(jù)11個(gè)井組40口油井CO2濃度和產(chǎn)氣量監(jiān)測(cè)，油井見氣類型可分為沿裂縫方向見氣、沿高滲條帶見氣及低滲區(qū)域見氣。預(yù)測(cè)油井見氣時(shí)間、見氣方向有助于提前制定相應(yīng)的調(diào)整注采措施。

根據(jù)11個(gè)井組40口油井日產(chǎn)油量變化、產(chǎn)氣量、CO2含量及氣油比建立了腰英臺(tái)油田的氣竄標(biāo)準(zhǔn)。與混相驅(qū)不同，非混相驅(qū)油井氣油比是一個(gè)不斷升高的過程，保持油井見氣但不氣竄，減緩氣油比上升速度，是提高氣驅(qū)效果的關(guān)鍵。關(guān)停氣竄井、實(shí)施水氣交替注入是控制氣竄的良好措施，既保持了地層能量，又改變流體地下滲流通道，擴(kuò)大了氣體波及體積，有助于改善油藏開發(fā)效果。

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