張濤，李德寧，崔軼男，劉永河，車正家，王順利

（1.中國石油大港油田分公司第四采油廠，天津300280；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500）

板橋油田板14-1斷塊油藏主要目的層為上第三系館陶組，儲層物性較好，儲層平均孔隙度31.1%、平均滲透率3 077×10-3μm2，平均厚度約20 m，油水界面1 764 m，地下原油黏度94.26 mPa·s，油藏屬于常規(guī)底水稠油油藏。油藏初期產(chǎn)油量高，由于水體能量充足，水油流度比較大，油藏底水錐進嚴重，油井無水采油期短，含水率急劇上升。截至2018年12月，區(qū)塊含水率98.5%，含水率已達經(jīng)濟極限，但原油采出程度為10.93 %，原油采出程度低，開發(fā)效果差。

目前，礦場上常用的人工壓錐方法主要包括：凝膠封堵、氮氣泡沫壓錐、CO2壓錐等。凝膠封堵需要先壓裂、后封堵，工藝復(fù)雜，施工難度大，經(jīng)濟成本高[1-2]；氮氣泡沫穩(wěn)定性差，壓錐作用周期短，施工重復(fù)性高，經(jīng)濟效益低[3-5]。相較于前述人工壓錐方法，CO2壓錐方法具有工藝簡單，施工周期短，成功率較高，在地層中CO2可以有效補充地層能量，與原油發(fā)生混相，降低原油黏度，對水體能量活躍的常規(guī)稠油油藏控制底水錐進、油井復(fù)產(chǎn)、提高原油采收率具有較好的適應(yīng)性[6-8]。冀東、勝利等油田水平井CO2吞吐研究和試驗表明，水平井CO2吞吐是控水增油、恢復(fù)油井產(chǎn)能的有效措施[9-12]。目前CO2吞吐研究主要集中在超稠油，而在普通稠油CO2吞吐方面的研究較少[13-17]，特別是對于水體能量活躍的常規(guī)稠油油藏水平井CO2吞吐控水和增油的機理研究較為籠統(tǒng)。此外，對于底水油藏水平井輔助CO2吞吐技術(shù)工藝參數(shù)的優(yōu)化也有待探索。

針對板14-1 斷塊目前存在的問題，采用油藏數(shù)值模擬方法，研究特高含水期水平井CO2吞吐降水增油機理，優(yōu)化CO2吞吐工藝參數(shù)，確定油藏水平井CO2吞吐最優(yōu)工藝方案，同時為同類油藏開發(fā)提供參考。

1 數(shù)值模型的建立

根據(jù)板14-1 斷塊油藏地層特征、流體性質(zhì)和實驗數(shù)據(jù)，采用商業(yè)數(shù)值模擬軟件CMG 的GEM 模塊，建立油藏特高含水期水平井CO2吞吐機理模型。模型網(wǎng)格步長為5 m×5 m×1 m，水平井周圍網(wǎng)格局部加密，網(wǎng)格總數(shù)為67×27×60=108 540。水平井位于油層中部，距離油水界面10 m（油水界面深度1 764 m），水平段長度190 m。在此基礎(chǔ)上進行歷史擬合，擬合采取的工作制度是定產(chǎn)液量和最小井底流壓，擬合指標(biāo)包括儲量、日產(chǎn)油量和含水率，生產(chǎn)動態(tài)擬合時間為2010年10月到2019年4月。模型地質(zhì)儲量為10.32×104t，實際單井控制地質(zhì)儲量為10×104t，擬合誤差為3.2%，擬合精度較高；水平井日產(chǎn)油和含水率擬合結(jié)果見圖1，擬合結(jié)果較好。

圖1 生產(chǎn)動態(tài)擬合曲線Fig.1 Fitting curves of production performance

2 CO2吞吐降水增油機理研究

注CO2吞吐時，隨著CO2注入量的不斷增加，水平井周圍底水被逐漸驅(qū)回水區(qū)，減緩了底水錐進程度；CO2與原油互溶，萃取原油中中間組分，降低原油黏度，減小油水界面張力，使得原油更容易被采出，從而恢復(fù)油井產(chǎn)能[18-20]。

2.1 控制底水錐進

對比CO2不同注入時期水平井周圍含水飽和度分布情況（圖2）。油井關(guān)井后，盡管在重力作用下，底水錐進程度略微減緩，但重力作用有限，水平井周圍含水飽和度仍舊很高，油井不足以復(fù)產(chǎn)。隨著CO2注入量的不斷增加，在氣驅(qū)作用下，水平井周圍地層水被驅(qū)回水區(qū)，含水飽和度快速降低，水錐高度逐漸下降，有效地控制了底水錐進。燜井結(jié)束時，隨著CO2的不斷擴散和溶解，氣驅(qū)排水作用減緩，水平井底部含水飽和度略微增加。

圖2 CO2不同注入時期水平井周圍含水飽和度分布Fig.2 Water saturation distribution of horizontal wells at different CO2 injection stages

2.2 萃取原油中的中間組分

對比從CO2注入到燜井結(jié)束期間氣相中中間分布情況（圖3）。燜井結(jié)束時，水平井周圍氣相中的中間組分增加，說明燜井期間，CO2萃取了原油中的輕質(zhì)和中間組分，使其蒸發(fā)[18-19]。由于CO2膨脹能力較強，CO2從近井地帶波及至地層遠端，且波及速度快、波及范圍廣，壓力擴散迅速，CO2萃取范圍大。因此，在CO2的作用下，原油能較好地流動到井底，使油井產(chǎn)能快速恢復(fù)。

圖3 CO2不同注入時期氣相中中間組分含量變化Fig.3 Variation of intermediate component content in gas phase at different CO2 injection stages

2.3 降低原油黏度

對比吞吐前后原油黏度變化（圖4），由于CO2在原油中的溶解，水平井周圍原油黏度從注氣前的94.26 mPa·s降至56 mPa·s，降低了40.59%。同時，由于原油黏度降低，油相流動阻力減小，水油流度比下降，有效地減緩了底水錐進程度，降低水平井周圍含水飽和度，提升了原油流動能力，從而提高了油井產(chǎn)能。

3 CO2吞吐工藝參數(shù)優(yōu)化

圖4 CO2不同注入時期原油黏度變化Fig.4 Variation of crude oil viscosity at different CO2 injection stages

為保障特高含水期水平井注CO2吞吐現(xiàn)場應(yīng)用效果，需優(yōu)化該項技術(shù)在現(xiàn)場應(yīng)用的開發(fā)技術(shù)指標(biāo)。一般認為，影響CO2吞吐控水增油的主要參數(shù)有：CO2的注入量、注入速度、燜井時間、日產(chǎn)液量和吞吐輪次[20-22]。在對所建立的水平井注氣吞吐機理模型進行儲量擬合和歷史擬合的基礎(chǔ)上，以開井生產(chǎn)至含水率98 %時累計增油量和換油率為評價指標(biāo)，優(yōu)化CO2吞吐的最優(yōu)參數(shù)。

3.1 CO2注入量

在目標(biāo)井注氣吞吐的機理模型上，模擬了5種不同CO2注入量（400 t、500 t、600 t、700 t、800 t）下目標(biāo)井吞吐后的累計增油量和換油率。由圖5可知，隨著CO2注入量的增加，累計增油量不斷增大，而換油率一直隨著CO2注入量的增加而減小，經(jīng)濟效益變差。當(dāng)CO2注入量超過600 t時，換油率降低幅度變緩，因此推薦CO2注入量600 t。

圖5 注入量與累計增油量和換油率關(guān)系曲線Fig.5 Relation among injection volume,cumulative oil increase volume and oil draining rate

3.2 CO2注入速度

利用所建立的數(shù)值模擬模型，比較了7種不同的CO2注入速度（2.8 t/h、3.2 t/h、3.6 t/h、4.0 t/h、4.4 t/h）下目標(biāo)井的累計增油量和換油率，模擬結(jié)果見圖6。雖然累計增油量、換油率曲線都能夠取得一定拐點，但變化幅度很小，可以認為在研究范圍內(nèi)注入速度對注氣吞吐并不敏感。當(dāng)注入量超過3.6 t/h時，累計增油量和換油率均有所增加，但考慮到井筒注入速度越大摩阻也越大[23]，推薦注入速度4.0 t/h。

3.3 燜井時間

模擬計算了5種燜井天數(shù)（13 d、15 d、17 d、19 d、21 d）的累計增油量和換油率，計算結(jié)果見圖7。隨著燜井時間的增加，累計增油量與換油率曲線均呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢，但變化幅度并不明顯。當(dāng)燜井天數(shù)為17 d 時，累計增油量和換油率均達到最高值，推薦燜井天數(shù)17 d。

3.4 日產(chǎn)液量

模擬計算5 種產(chǎn)液量（8 m3/d、10 m3/d、12 m3/d、14 m3/d、16 m3/d）下吞吐井在注氣吞吐后單井的累計增油量和換油率，計算結(jié)果見圖8。隨著日產(chǎn)液量的不斷提高，累計增油量和換油率逐漸增加，因此推薦產(chǎn)液量為16 m3/d。

3.5 吞吐輪次

模擬計算1到4個吞吐輪次下的注CO2吞吐累計增油量和換油率，計算結(jié)果見圖9。隨著吞吐輪次的增加，單井吞吐的各輪次增油量和換油率均不斷降低，在吞吐到第二個輪次時，兩條曲線均取得明顯拐點，因此推薦最佳吞吐輪次2個。

4 CO2吞吐礦場實踐

板橋油田板14-1 斷塊油藏水平井45H，主要生產(chǎn)層位為上第三系館陶組。由于水體能量充足，采用衰竭式開發(fā)。開發(fā)過程中，油井初期產(chǎn)量高，油井見水快，無水采油期短，且見水后含水率急劇上升，開發(fā)3個月，油井含水率達81.55%。2018年4月，油井為增加采油量，采用大排量提液，日產(chǎn)液量由45 m3提升至185 m3，日產(chǎn)油情況得到一定程度改善，但提液增油效果作用不顯著，截至2018年12月6日，油井日產(chǎn)液量降至84.04 m3，日產(chǎn)油量為1.6 m3，含水率98.1%，提液增油難以滿足原油產(chǎn)量要求，亟需采用控水增油對策，改善油井生產(chǎn)狀況。

圖6 注入速度與累計增油量和換油率關(guān)系曲線Fig.6 Relation among flooding rate,cumulative oil increase volume and oil draining rate

圖7 燜井天數(shù)與累計增油量和換油率關(guān)系曲線Fig.7 Relation among soak time,cumulative oil increase volume and oil draining rate

圖8 日產(chǎn)液量與累計增油量和換油率關(guān)系曲線Fig.8 Relation among daily fluid production rate,cumulative oil increase volume and oil draining rate

圖9 吞吐輪次與累計增油量和換油率關(guān)系曲線Fig.9 Relation among huff and puff rounds,cumulative oil increase volume and oil draining rate

圖10 45H井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.10 Production performance curve of well-45H

根據(jù)前述CO2吞吐參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，2018年12月7日，板橋油田選取板14-1 斷塊生產(chǎn)館陶組水平井45H開展CO2吞吐產(chǎn)能恢復(fù)先導(dǎo)試驗。在實施CO2吞吐先導(dǎo)試驗期間，考慮到礦場實際地質(zhì)條件及施工作業(yè)的影響，CO2注入速度為3.7 t/h，累計注入620 t，燜井17 d，日產(chǎn)液12 m3。對比油井CO2吞吐實施前后開發(fā)效果（圖10），截至2019年4月初，油井含水率由98.1 %下降至62.5 %，日產(chǎn)油量由1.6 m3上升至4.73 m3，油井降水增油效果明顯。表明CO2吞吐可以有效控制底水錐進程度、降低油井含水率、恢復(fù)油井產(chǎn)能、提高油藏采出程度，對板橋油田處于特高含水期油藏具有較好的適應(yīng)性和推廣應(yīng)用前景。但是由于CO2氣源不易獲得，礦場大面積實施CO2吞吐時施工成本較高，應(yīng)綜合考慮施工成本、原油價格等經(jīng)濟因素，進行具體的經(jīng)濟效益評價。

5 結(jié)論

1）CO2控制底水錐進、萃取原油中間組分、在地層原油中溶解后的降黏和膨脹作用及改善油水流度比是水平井CO2吞吐增油控水的主要機理。

2）參數(shù)優(yōu)化結(jié)果表明，板橋油田板14-1斷塊油藏注CO2吞吐工藝中，CO2的最優(yōu)注入量為600 t、CO2注入速度4.0 t/h、燜井時間17 d、日產(chǎn)液16 m3，吞吐輪次2個。

3）礦場實踐表明，CO2吞吐技術(shù)能夠有效降低板橋油田特高含水期油藏含水率，使油井恢復(fù)產(chǎn)能，改善油藏開發(fā)效果。該項技術(shù)可作為同類油藏特高含水期降水增油的實用性對策，具有較好的應(yīng)用前景。