浅薄层稠油油藏水平井CO2吞吐效果

张娟，周立发，张晓辉，张茂林，樊瑾，杜虹宝

（1.西北大学 地质学系，西安 710000；2.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710016；3.西南石油大学 石油工程学院，成都 610500；4.中国石油 塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000）

CO2吞吐技术的研究始于20世纪60年代[1]，由于CO2具有溶解于原油、使原油膨胀和降黏的作用[2-3]，因此在稠油油藏开发中得到广泛的应用。三塘湖盆地马46井区稠油油藏，采用CO2吞吐取得较好的增产效果[4]，但是该区采用的是直井开发方式。新疆油田、江苏油田、大庆油田等也开展了稠油油藏CO2吞吐实验研究，但这些研究大多局限于室内实验，包括影响因素、注采参数、增油机理等[5-7]，针对油田现场实际应用CO2吞吐效果的分析研究较少。

冀东油田G区块油藏属于典型的边底水稠油油藏（图1），水油流度比大，常规开采含水率上升快，采收率低。2010年开始在G区块进行水平井CO2吞吐提高采收率现场试验，取得了一定成效。为了进一步评价水平井CO2吞吐的效果，本文对单井CO2吞吐前后的生产动态进行了分析，并利用数值模拟手段，深入剖析了水平井CO2吞吐的作用机理及影响因素。

1 区域概况

1.1 油藏储集层流体特征

图1 冀东油田G区块边底水稠油油藏剖面

G区块油藏位于冀东油田北部的高柳断层上升盘，地层厚度稳定，含油层位为新近系馆陶组，岩性以含砾砂岩和砂砾岩为主。平均油层深度为1 924 m，地层压力为14.8 MPa，油层厚度为6.3 m.馆陶组自上而下分为4段（馆陶组Ⅰ段、馆陶组Ⅱ段、馆陶组Ⅲ段和馆陶组Ⅳ段），共13个小层，主力油层为馆陶组Ⅳ段的Ng6—Ng13小层，各小层之间无统一的油水界面。各小层的平均孔隙度均在30%以上，渗透率为602～1 622 mD，总体上为高孔高渗储集层，非均质性强。储集层具有弱—中等水敏、弱酸敏、弱—中等速敏等特性。地面脱气原油密度为0.95～0.96 g/cm3，原油黏度为415 mPa·s，属于未饱和的常规稠油油藏。

1.2 油藏开发特征

冀东油田G区块油藏于1990年开始开发，初期以地震和钻井资料为基础，确定了一套250 m反九点井网滚动开发模式，开发初期平均日产油为30 t，开发效果较好。但是，随着开发强度的不断增大，油井含水率快速上升，边底水突进严重，水驱效果变差。

2000年，油田开始实施堵水调剖现场试验，增油效果明显。但经多轮次堵水调剖后，堵水增油效果逐步降低；截至2007年底，研究区油藏已进入特高含水期，综合含水率达94.33%，油藏整体采出程度不到15.12%，剩余油饱和度较高，仍有较大的挖潜空间。因此，2010年在G区块优选了7口水平井进行CO2吞吐提高采收率现场试验，其中5口井措施见效，2口井措施无效。

2 CO2吞吐效果分析

2.1 生产动态

从冀东油田G区块优选的7口水平井CO2吞吐前后的生产参数（表1）可以看出，GP11井、GP97井、GP101井和GP115井第一轮吞吐效果较好，GP82井效果较差，GP58井和GP65井吞吐无效。在第一轮吞吐效果较好的4口井中，又对GP97井和GP115井进行了第二轮吞吐，但提高采收率效果不理想。

表1 冀东油田G区块CO2吞吐措施井生产数据

（1）第一轮CO2吞吐试验井生产动态 GP11井2011年3月23日开始CO2吞吐，整个开采阶段为212 d，累计产油量为1 103.00 t.GP25井为GP11井CO2吞吐提高采收率措施的邻井受效井，2004年12月投产，GP11井CO2吞吐措施后整个受效阶段为225 d，累计产油量为1 245.09 t，CO2吞吐见效。

GP101井2010年11月11日开始CO2吞吐，整个开采阶段为322 d，累计产油量为1 934.22 t，吞吐见效。GP82井2009年12月投产，2010年11月14日开始CO2吞吐，整个开采阶段为303 d，累计产油量为626.06 t，CO2吞吐效果差。

（2）第二轮CO2吞吐试验井生产动态 GP97井2010年12月1日开始CO2吞吐，开采受效阶段为114 d，累计产油量为513.94 t，吞吐见效；2011年4月18日开始第二轮注CO2吞吐，开采阶段为177 d，累计产油量为208.41 t，相比第一轮吞吐，第二轮增产幅度低，CO2吞吐效果差。

GP115井2011年1月19日开始CO2吞吐，整个受效阶段为56 d，累计产油量为577.76 t，吞吐见效。2011年4月16日开始第二轮CO2吞吐，整个开采阶段为184 d，累计产油量为228.62 t，相比第一轮吞吐，第二轮增产幅度低，CO2吞吐效果差。

（3）CO2吞吐无效井生产动态 GP58井2007年11月投产，2010年11月10日开始CO2吞吐，整个开采阶段为345 d，累计产油量为498.48 t，属无效井；GP65井2006年11月投产，2010年12月2日开始CO2吞吐，整个开采阶段为113 d，累计产油量为40.72 t，属无效井。

2.2 效果评价

为了更好地说明CO2吞吐的效果，定义CO2吞吐累计增油量和换油率如下：

式中 HOC——CO2吞吐的换油率；

NO——未实施CO2吞吐（水驱或衰竭）生产相同时间的累计产油量，t；

NOT——CO2吞吐累计产油量，t；

NOZ——CO2吞吐累计增油量，t；

ZCO2——累计CO2注入量，t.

2.2.1 现场试验吞吐效果分析

利用（1）式和（2）式，可以计算出各井的累计增油量和换油率。从表1可以看出，相比自然能量开发，GP58井和GP65井累计产油量没有增加，为CO2吞吐无效井；GP82井累计增油量135.20 t，换油率为0.38，CO2吞吐效果较差；GP97井、GP101井和GP115井换油率均大于1.50，CO2吞吐增油效果较好；GP97井和GP115井现场进行了第二轮CO2吞吐，经计算换油率均小于0.30，第二轮CO2吞吐效果较差；GP11井累计增油量为642.96 t，邻井GP25井为受效井，累计增油为1 224.84 t，2口井合计换油率为5.81，CO2吞吐效果最好。为了进一步研究水平井注CO2吞吐提高采收率的机理，对GP115井、GP101井、GP82井、GP11井和GP25井进行了单井数值模拟研究，单井历史拟合曲线见图2.

从CO2与原油的作用机理[8]和稠油油藏的特征[9]可知，CO2吞吐提高采收率的主要原因是CO2在原油中溶解，致使原油黏度大幅度降低，油水黏度比降低，进而达到提高采收率的目的。因此，CO2注入量越大，原油中充分溶解的CO2越多，原油黏度越低，流动性越好，控水增油效果越好；从另一个角度来说，含油饱和度越高，与CO2作用的原油越多，参与渗流的原油越多，CO2吞吐的提高采收率见效期越长。

从GP101井和GP82井注CO2吞吐措施前的含油饱和度分布图（图3）可以看出，GP101井水平段穿过油层的含油饱和度相对较高，井底附近的含油饱和度为32%～42%，平均含油饱和度为38%，CO2注入后能与更多的原油发生作用，CO2吞吐效果较好；而GP82井水平段穿过油层的含油饱和度相对较低，井底附近的含油饱和度为28%～40%，平均含油饱和度仅为35%.

从GP101井和GP82井注CO2吞吐焖井结束时的含气饱和度分布图（图4）可以看出，GP101井注入气横向波及范围大，纵向波及范围小，GP82井注入气横向波及范围小，纵向波及范围大，有大量的CO2消耗在底水层中，进一步降低了吞吐效果。造成2口井注气波及范围差异的主要原因是水平井水平段射开长度及穿过油层长度，水平井的水平段射开越长，穿过油层井段越长，注入气横向波及范围越大，纵向波及范围越小[10]。

结合冀东油田G区块CO2吞吐典型井地质及井况基本参数（表2），从边水井（GP65井）及底水井（GP115井）实际轨迹图（图5）可以看出，GP101井水平段射开长度为100.03 m，穿过油层长度为75.23 m，GP82井水平段射开长度为78.40 m，穿过油层长度为41.07 m；虽然GP58井和GP65井穿过油层长度也不小，但是这2口井CO2吞吐前含油饱和度低，且处于边水供给的构造低部位，所以第一轮CO2吞吐就无效。因此，剩余油饱和度和水平井段射开长度（穿过油层长度）是影响CO2吞吐的重要参数。

2.2.2 数值模拟CO2吞吐效果分析

GP11井、GP82井和GP101井在第一轮历史拟合的基础上，进行第二轮CO2吞吐数值模拟预测，模拟参数及预测结果见表3.由分析计算可知，GP82井换油率为0.18，相比自然能量开发，累计增油量较小，CO2吞吐增油效果差；GP101井累计增油量为364.02 t，换油率为0.87，CO2吞吐基本见效；GP11井累计增油量为335.20 t，受效邻井GP25井累计增油量为550.70 t，两井合计累计增油量为885.90 t，两口井总换油率为2.11，CO2吞吐效果较好。

图2 冀东油田G区块CO2吞吐典型井单井历史拟合曲线

从GP11井和GP101井第一轮CO2吞吐结束时含油饱和度分布图（图6）可以看出，随着开采的进行，井底附近溶解CO2的原油不断被采出，而距井底较远的原油因流动性差，不能及时给予补充，致使井底附近的含油饱和度大幅度降低。GP101井在第一轮CO2吞吐结束后，在井底附近形成了一个含油饱和度的低值区，影响了第二轮CO2吞吐的效果；GP11井因处于断层根部，且边水能量充足，在第一轮CO2吞吐结束后，井底附近并未形成含油饱和度的“空腔”，因此，在相同注气量下GP11井第二轮CO2吞吐效果较好。但由于GP11井高部位邻井GP25井的开发，使得注入的CO2一部分在生产压差的作用下，对GP25井起到气驱的作用，因此，直接作用于GP11井的CO2量小于作用于GP101井的量，致使这2口井最终换油率相差不大，但GP11井和GP25井总的换油率远远大于GP101井。

从以上分析可知，由于每一轮CO2吞吐后会在井底附近形成一个含油饱和度的低值区；随着CO2吞吐轮次的增加，井底附近的含油饱和度低值区进一步扩大，吞吐效果越来越差，一般CO2吞吐的见效轮次不超过3轮[11-13]。从表4可以看出，GP101井和GP11井第三轮CO2吞吐均无效。但GP11井的邻井GP25井受效，累计增油量为300.88 t，换油率为0.72，吞吐效果相对较好。

图3 GP101井（a）和GP82井（b）CO2吞吐措施前的含油饱和度分布

图4 GP101井（a）和GP82井（b）CO2吞吐焖井结束时的含气饱和度分布

表2 冀东油田G区块CO2吞吐典型井地质及井况基本参数

图5 GP65井（a）和GP115井（b）井身轨迹示意

随着CO2注入量增加，CO2不断溶解于原油中从而降低了原油黏度，同时还可驱替井底附近的原油远离井底，这也是影响注CO2吞吐效果的重要因素之一[12]。从GP11井组CO2吞吐前后的含油饱和度分布（图7）可以看出，随着CO2的注入，CO2不断向GP25井方向驱替原油，致使GP11井井底附近的含油饱和度不断降低，GP25井井底附近的含油饱和度不断升高，进而形成了1口井注气2口井受效的CO2吞吐组合方式。另外，GP11井位于构造低部位，注入气会在重力的作用下向构造高部位驱替原油，进一步增加了构造高部位GP25井井底附近的含油饱和度。因此，这种低构造吞吐、高构造受效，且井距较短的组合方式，是一种最为有效的注CO2吞吐方式。

2.2.3 CO2吞吐效果评价

通过前面的分析发现，GP97井及GP115井第一轮CO2吞吐前井附近含油饱和度高，吞吐效果均较好；由于稠油流动性差，不能及时补充到井周围，致使生产井周围含油饱和度较低，且GP97井及GP115井穿过油层长度较短，因此这2口井在第二轮CO2吞吐时的效果较差，没有进行第三轮CO2吞吐。

表3 GP101井、GP82井、GP11井和GP25井第二轮CO2吞吐数值模拟生产数据

图6 GP101井（a）和GP11井（b）第一轮CO2吞吐结束时的含油饱和度分布

表4 G104井区典型井第三轮CO2吞吐增油量与换油率对比

图7 GP11井组CO2吞吐前（a）后（b）的含油饱和度分布

第一轮CO2吞吐前GP101井附近含油饱和度较高，水平段穿过油层长度较长，因此吞吐效果很好；第二轮CO2吞吐前GP101井周围，含油饱和度大幅降低，第二轮CO2吞吐基本见效；第三轮CO2吞吐无效。

GP82井周围含油饱和度较低，水平段穿过油层长度较短，第一轮和第二轮CO2吞吐效果都差，没有进行第三轮CO2吞吐。

第一轮CO2吞吐前GP11井附近含油饱和度高、水平段穿过油层长度较长，吞吐效果好，GP11井的邻井GP25井为受效井，增油效果更好；GP11井位于断层根部，边底水充足，第一轮CO2吞吐见效，第二轮CO2吞吐基本见效，邻井GP25井受效效果较好；第三轮CO2吞吐GP11井基本无效，但邻井GP25井依然吞吐见效。这种低构造吞吐、高构造开采的组合模式三轮CO2吞吐均见效。

GP58井及GP65井第一轮CO2吞吐前含油饱和度较低，且位于边水供给的构造低部位，因此第一轮CO2吞吐就未见效，没有进行第二轮CO2吞吐。

综上可知，冀东油田G区块井周围含油饱和度小于35%时CO2吞吐无效，水平井射开段越长，穿过油层长度越长，吞吐效果越好。

2.2.4 经济效益评价

随着原油与CO2市场价格的变化，分别为原油价格和工业用CO2价格设定参数值：原油价格（Joil）设定为2 859元/t，3 335元/t，3 812元/t，4 288元/t，4 765元/t，5 2 41元/t，5 718元/t和6 194元/t；工业CO2价格（JCO2）设定为300元/t，350元/t，400元/t，450元/t和500元/t，忽略设备费用及拉运费用，当JoilNOZ=JCO2ZCO2时，投入产出比为1，因此经济极限换油率HOC极限=JCO2/Joil（表5）。

表5 不同原油价格和不同CO2价格时的经济极限换油率

根据目前原油价格2 858.82元/t，工业用CO2价格400元/t，则研究区经济极限换油率为0.14，换油率小于该值则不再获得经济效益。GP97井第一轮CO2吞吐换油率2.00，经济效益显著；第二轮CO2吞吐换油率0.102，经济效益为负，不适合进行第三轮CO2吞吐。GP101井第一轮CO2吞吐换油率2.90，经济效益显著；第二轮CO2吞吐换油率0.87，经济效益一般，第三轮CO2吞吐，经济效益为负。GP115井第一轮CO2吞吐换油率1.80，经济效益显著；第二轮CO2吞吐换油率0.12，经济效益为负，不适合进行第三轮CO2吞吐。GP11井和GP25井组第一轮CO2吞吐换油率5.80，经济效益显著；第二轮CO2吞吐换油率2.10，经济效益依然显著，第三轮CO2吞吐换油率0.77，经济效益一般。GP82井第一轮CO2吞吐换油率0.38，经济效益较差；第二轮CO2吞吐换油率0.18，见效差，不适合进行第三轮CO2吞吐。GP58井和GP65井第一轮CO2吞吐换油率为负数，不适合进行第二轮CO2吞吐。该区水平井CO2吞吐开采不宜超过3轮。

3 结论

（1）冀东油田G区块前期共优选7口水平井进行注CO2吞吐提高采收率现场试验，其中4口井CO2吞吐提高采收率效果较好，1口井效果较差，2口井措施无效；总的来说，水平井CO2吞吐提高采收率具有可行性，且效果较好。

（2）水平井水平段射开长度（穿过油层长度）越长，注入的CO2横向波及范围越大，注入CO2在底水层中的消耗越小；井底附近的含油饱和度是CO2吞吐提高采收率的基础，含油饱和度越大，CO2可作用的原油越多，吞吐效果越好。

（3）随着开采的进行，井底附近溶解CO2的原油不断被采出，而距井底较远的原油因流动性差，不能及时给予补充，致使井底附近的含油饱和度大幅度降低，进而影响下一轮吞吐效果和吞吐轮次；G区块水平井的CO2吞吐轮次不宜超过3轮。

（4）由于在CO2吞吐的过程中，CO2不断溶解于原油不仅使原油黏度降低，同时还可驱替井底附近的原油远离井底，所以，采用低构造吞吐、高构造受效，且井距较短的多井组合方式，是一种最为有效的注CO2吞吐方式。

（5）研究区经济极限换油率为0.14，由经济效益评价也可知最大吞吐轮次为3轮。