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低渗透油田二氧化碳吞吐采油机理
作者：周春雨
来源：《中国科技博览》2013年第20期
[摘 要]低渗透油藏具有低孔、低渗、自然产能低、注水注不进采不出等特点。针对大庆外围低渗透油田开发难题，注CO2驱油为低渗透油藏提高采收率的一种方法。本文通过理论分析和数值模拟，研究了低渗透油藏CO2吞吐采油的规律。结果表明，对二氧化碳吞吐采油周期换油率而言，开井压力、压力系数和油层厚度的影响最显著；其次是非均质性、含油饱和度、原油粘度和分层性；而注入强度、注入速度、焖井时间和渗透率对换油率的影响并不明显。对周期采油强度而言，注入强度、开井压力和油层厚度的影响最明显；其次是非均质性、原油粘度、分层性、压力系数、焖井时间和含油饱和度；渗透率和注入速度的影响并不明显。在优化选择焖井时间、开井压力和返排速度时，首先根据油藏地质条件优选二氧化碳注入强度和注入速度；然后，根据焖井时间与注入速度和注入强度的相关关系，选择合理焖井时间；进而，优选合理的开井压力，预测返排速度。 [关键词]低渗透油藏 CO2 吞吐 数值模拟 换油率
中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）20-0333-01
二氧化碳吞吐采油技术是在一定压力下向油层注入一定量的二氧化碳，焖井一段时间使二氧化碳在地层扩散并与地层原油混溶，然后开井生产。其开采机理包括：与原油混溶改变原油的粘度和流动性；弹性驱动和溶解气驱动原油；降低原油-水-岩石之间的界面张力；等等。 二氧化碳吞吐采油技术的优点是： （1）注入气成本较低、来源较广；
（2）对油藏的适用性广，可应用于不同渗透率、不同原油性质及复杂地质条件的油藏，对注水见效差的低渗透油藏尤其具有潜力； （3）工艺技术较简单；
（4）开采效果和经济效益较好，风险小。
但是，二氧化碳吞吐采油技术也具有一些不足，包括： （1）吞吐机理复杂，控制较困难； （2）影响因素多，不易准确预测开采效果；
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（3）容易产生冷伤害、沥青质沉淀、水合物等开采问题。
二氧化碳吞吐采油技术作为一种新型单井增产技术，具有投资少、见效快、风险低等优点，特别是孤立砂体、有采无注型及部分注采不完善类型剩余油开采更具有优势，已越来越受到各油田的重视，并逐渐得到推广应用。
2005年8月对投产初期产油仅0.02t的芳188-137井进行了CO2吞吐试验，吞吐后初期日产油2.3t，后期日产油一直稳定在0.6～1.3t，说明CO2吞吐可以作为特低渗透油层有效动用的辅助手段。通过近3年的注气试验，注气井注入压力较低，油层吸气能力较强，注气井吸气能力平均0.57m3/（d·MPa·m），为吸水能力的7.2倍。注气井组5口油井都见到不同程度的注气效果，产量和地层压力有所回升，试验井组累积增油1480t，目前试验井组日增油4t左右。至2005年10月见气后产量稳中有升、气油比和套压上升，地层压力相对较高。
胜利油田桩西油区于2000年6月在桩39-9井开始进行矿场试验，至2003年8月共实施CO2吞吐井26口，成功20口，邻井见效1口，初期日增油48t，已累计增油26215t。综合措施增油效果显著。
苏北洲城油田2000年11月对QK18井S1402层进行CO2吞吐，注入液态CO2380t，注入压力18～20MPa，注入温度13～20℃，关井58天，至2001年1月开井放喷，喷出井筒内残留的CO2后停喷，然后进行试生产，生产正常。随着生产时间的延长，产量逐渐降低，2002年4～5月进行了第二轮CO2吞吐，注入CO22760t，油井产量重新恢复。从2001年2月至年底，生产334天，累计生产原油1075.65t，平均日产油3.2t，比试油产量高出了一倍，增幅明显，并稳定生产了近9个月，平均含水2%，原油粘度降低了45.2%。
文中油田为复杂断块油气藏，渗透率一般在（10～300）×10-3μm2，从2003年1月29日文38-16井实施单井CO2吞吐开始，到2003年12月共实施6口井7井次，平均单井注入强度25t/m，设计注入液态CO2量1497t，实际注入1421.4t，注气压力多在30MPa以上，设计焖井期在15～30d之间，除文38-16井按方案为15d浸泡期外，其余5口井浸泡期均长于浸泡期，在30d以上。而文38-16井的吞吐效果也是较好的一口井。实施6口井中5口井有效，其中有3口井达到很好的增油效果，增油均达到180t以上，最好的增油为329t，2口井有增油效果，增油为45t左右，有效率85.7%，平均换油率0.65t/m3。
吉林油田利用万金塔CO2气田的液态CO2，在吉林油田开展CO2吞吐和CO2泡沫压裂已在100井次以上。
从以上现场应用实例可见，二氧化碳吞吐采油技术具有很好的开发效果，对有效改善低渗透油藏低产井的开发效果作用尤其明显，具有广泛的应用前景。大庆油田高台子油层和扶杨油层属于特低渗透、低丰度、低产量的油藏，未动用储量超过十亿吨。目前，这些低渗透油藏普遍存在注水开发效果差、开采成本高、经济效益差、难以有效动用等问题，亟需研究经济有效的开采方法。二氧化碳驱油技术在国外已经得到了较大规模的应用，成为提高低渗透油田开发
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效果的有效技术。但由于大庆油田外围低渗透油藏的特殊性，应用国外普遍应用的二氧化碳混相驱技术具有很大的技术经济风险，而二氧化碳吞吐采油技术由于其施工工艺简单、油藏适用范围广和技术经济风险小，对有效开采大庆油田外围的低渗透油藏具有很大的潜力。前期的应用效果也证明了这一点。
通过对低渗透油藏研究及生产实践，低渗透油藏具有以下特点：
（1）油层孔喉小，比表面大，渗透率低：低渗透油气田具有储层物性差，非均质性强，平均孔喉半径小，比表面大，毛管压力高，渗透率低等特点。因此低渗透油田的开发不能沿用中高渗透油田开发的传统方法。
（2）油层渗流规律不遵循达西定律，具有拟启动压力梯度：由于低渗透油层岩心具有孔喉小，比表面大和油层边界层厚度大以及表面分子力的强烈作用等，使得流体在低渗透岩心中的渗流往往偏离达西定律，即流动速度与压力差关系曲线的直线段的延长线不通过坐标轴的原点，存在拟启动压力梯度。一般来说，渗透率越低，拟启动压力梯度越大。 （3）油水井多数压裂投产，但压裂增产后产量递减快。
（4）吸水能力小，油井注水开发见效慢：由于低渗透油层渗流阻力大，大部分的能量都消耗在注水井周围，而且由于启动压力梯度高，注水井附近地层压力上升快，因此大部分的低渗透油田的注水井因注水困难而被迫关井或转为间歇注水。
（4）弹性能量小，压力和产量下降快：由于低渗透油层的连通性差，渗流阻力大，因此自然生产能力很低，甚至不具有天然生产能力，在消耗完地层的原始能量后，地层压力大幅度下降，产液量急剧降低。
（5）油井见水后，产油和产液指数下降快：由于岩石润湿性和油水粘度比等因素影响，油井见水后，采油和采液指数急剧下降，特别是采油指数下降更为明显，油井见水后，含水率急剧上升，这给油田的稳产和增产造成了很大困难。
尽管二氧化碳吞吐采油技术日益得到了广泛应用，并且见到了较明显的开采效果。但是，二氧化碳吞吐采油的施工设计多数都是简单地凭借经验，对二氧化碳吞吐开采效果的影响因素及其影响规律缺乏定量的认识，对二氧化碳吞吐开采效果的预测方面还没有建立一种有效的方法。
由于二氧化碳吞吐效果受油藏地质因素和施工注入参数等因素的综合影响，导致二氧化碳吞吐开采过程复杂化和开采效果不确定化。依靠“经验式”的简单施工设计，对一些不确定因素进行假设，考虑影响因素少、认识模糊，仅仅是简单的概算或估计。往往使二氧化碳吞吐采油的施工设计过于简单和片面，增产效果和换油率参差不齐。
低渗透油田二氧化碳吞吐采油机理
