低渗油藏CO2吞吐增产新模式探索

路大凯

（吉林油田公司油气工程研究院 吉林松原 138000）

吉林油田具有丰富的CO2资源量，立足资源优势加快发展非常规采油技术，将CO2代替水作为驱替介质，在提高驱油效率、降低原油黏度、提高压力保持水平、动用低渗储层等方面有独特优势。前期规模应用单一CO2吞吐模式见到一定效果，但是注水开发老油田油藏条件复杂，剩余油资源分布零散，单一模式已不能适应现阶段的开发需求，需要突破传统CO2吞吐的应用范畴，进一步拓展应用领域，发展非常规采油技术方法，积极寻求改善开发效果的技术手段，借鉴前期CO2吞吐技术取得的经验，探索复合吞吐、区块整体吞吐、分层吞吐等新模式，提高措施效果，为老油田稳产提供工程技术保障。

1 CO2复合吞吐

1.1 作用机理

针对水窜或水淹严重的油井开展CO2复合吞吐增产技术研究，有效应用高效的表活剂体系，交替注入气体及表活剂溶液，在油藏条件下形成泡沫体系，利用泡沫的贾敏效应能够起到暂堵的作用，扩大CO2吞吐的波及体积，使CO2进入剩余油较多的低渗部位与原油接触，充分发CO2挥膨胀降黏的作用。同时在后期返排生产阶段，随着地层压力的下降，CO2从水中溢出形成泡沫，改善流度，最终实现改善水驱开发效果的目的，为低渗透油田水平井开发后期的增产挖潜提供新手段、开辟新方向。

1.2 实验研究

模拟油藏条件选择人造贝雷岩心（水测渗透率12×10-3μm2，孔隙度11%），先模拟水驱，然后模拟CO2吞吐，最后交替注入CO2与表活剂开展复合吞吐实验评价，注入压力和采收率随注入量变化（见图1）。低渗透岩心前期水驱压力为3.5 MPa，水驱采收率为44.5%；中期CO2吞吐时注入压力最低降为3.3 MPa，CO2吞吐后采收率为57.1%，对比水驱提高了12.6%；后期CO2泡沫复合吞吐时，注入压力为5.2 MPa，对比CO2吞吐注入压力提高了1.9 MPa，采收率为68.7%；对比CO2吞吐采收率提高了11.6%。说明泡沫具有较好的封堵能力，在抑制裂缝中气窜、水淹的同时，大大提高了裂缝性低渗透岩心的采收率。

图1 注入压力与采收率对比曲线

1.3 应用情况

CO2泡沫复合吞吐技术先导试验两口井，优选“A1”和“A2”两口高含水油井，开展单一CO2吞吐和CO2复合吞吐对比试验。A1、A2两口井主要在注水区，由于窜流严重综合含水大于90%，采出程度低（10%～15%），剩余资源潜力大，具备措施挖潜潜力。“A1”采用CO2复合吞吐，设计注入200 t的液态CO2、200 m3的YQY-1型表面活性剂体系，采用交替注入方式，交替段塞100m3；“A2”采用单一吞吐，设计注入200t液态CO2。措施后两种吞吐方式增产规律差异明显，CO2泡沫复合吞吐试验后液量大幅上升，含水下降13.6%，原油黏度下降20%以上，而单一CO2吞吐试验的产液量和含水均有小幅增加。

2 区块整体吞吐

2.1 作用机理

以注采单元为研究单位，充分发挥吞吐改善水驱的作用机理，优选生产层位相同、油层连通程度高、平面上相邻的多口油井组合成一个开发单元，通过集中有序注气，扩大注入半径及二氧化碳在地层内的波及范围，有效动用井间剩余油，同时焖井、同时生产，达到从整体上改善水驱开发效果的目的，为低渗透油田开发后期的增产挖潜提供新手段、开辟新方向，有利于实现油田高产稳产、提高采收率。

表1 措施后含水及原油黏度变化情况

2.2 实验研究

物模实验模型尺寸为45×45×5cm，主要选用（80～100目、60～80目、40～60目 ）石英砂填制平板模型，厚度1.5cm、2.0cm、1.5cm，岩心渗透率约20mD，平均孔隙度10.8%，含油饱和度50.9%。模拟反五点注采井网（见图2），注入端注水，采油端模拟注气吞吐，对比单一吞吐与4口井整体吞吐对改善水驱采收率的效果。

图2 平板模型及模拟注采井网示意图

通过模拟注采井网评价实验，每口井单独实施CO2吞吐试验，4口井总的采收率提高8.8%，平均单井提高2.2%，井组4口井实施整体吞吐在水驱的基础上采收率提高10.4%，平均单井提高2.6%，两种方式提高幅度对比，整体吞吐对比单一吞吐平均单井采收率提高0.4%，提高幅度18.8%，说明整体吞吐井与井之间能够相互形成干扰，扩大注气波及体积，启动井间剩余油的作用，从整体上改善水驱开发效果。

2.3 应用情况

优选M128区块1个注采井组，1注4采，该区块储层连通性好，油藏封闭性好，开展整体吞吐先导试验，探索改善水驱开发效果的技术对策，区块孔隙度13.6%，渗透率20mD，原油黏度69.3mPas，密度0.899g/cm3，地层压力7.5MPa（原始9.2 MPa），采收率24.5%，采出程度23.4%，剩余资源潜力大。

试验区4口采油井平均单井设计CO2200t,用量强度10t/m，注入速度0.8～1.2t/min，注入压力3.5MPa，焖井时间30天。措施后见到较好的增产效果，含水下降2%，平均日增液10t，日增油1.0t，增油幅度50%，有效期12个月，累计增产340t，平均单井增产85t，对比单井吞吐平均单井增产提高15t，提高幅度21.4%，区块整体吞吐对比单井吞吐增产效果明显，井组开发形势好转，在弥补递减的基础上，能够实现增产，油藏开发指标明显提升，实现对油藏整体开发效果改善。

3 分层吞吐

3.1 作用机理

低渗储层开发层系多、层间距大、非均质强，压力系统差异大，层间矛盾问题尤为突出，严重影响油田采收率，如何找到潜力井、如何使有限的CO2更多地进入致密层位和剩余油更多的部位、如何减少CO2在优势通道逃逸和存留、如何实现CO2与原油充分接触是提高吞吐试验效果重点考虑的问题，为此针对性地开展分层吞吐，使有限的CO2进入剩余油较高的区域与原油充分接触，提高增产效果。

3.2 实施情况

结合产液剖面测试结果，分析储层分层产液情况，针对性地优选吞吐井层，设计封隔器进行卡层，油管注入CO2，保障CO2能够进入目的层，现场优选一个注采井组，开展分层整体吞吐试验，设计6口井12个层段，累计注入CO21800t，平均单井注入300t，措施后效果上升明显，日增液幅度46%，增油幅度54%，综合含水下降2%，有效期内累计增液8790t，增油638t，投入产出比1∶15，经济创效明显。

4 结论与认识

（1）针对高含水油井应用CO2复合吞吐的稳油控水作用明显，能显著提高单井产量，为油田开发后期稳产提供技术保障，具有较好的应用前景及推广应用价值。

（2）区块整体吞吐，平面上形成干扰，动用井间剩余油，在弥补递减的基础上能够实现增产，油藏开发指标明显提升，实现对油藏整体开发效果改善。

（3）储层层间差异大、开发矛盾突出，适合分层挖潜，通过试验CO2吞吐技术能够实现措施增产的目的，对比单一吞吐试验效果，投入产出比明显提升，经济创效明显。