J油田不同开发方式油藏CO2驱注采特征研究

姚振杰，赵永攀，康宇龙，杨 红，李 剑，王 伟.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710065； 2.陕西省二氧化碳封存与提高采收率重点实验室，陕西西安 710075)

J油田所属区块是我国典型的特—超低渗油藏，特—超低渗油藏高效开发是油田可持续发展的关键[1-5]。J油田大多数区块处于注水开发阶段，但受地形条件、物性特征等多方面因素的影响，极少数区块处于衰竭式开采阶段。尽管J油田所属区块基本处于注水开发阶段，但对于特—超低渗油藏，由于其孔隙喉道细小、非均质性强、储层物性差等，导致注水开发效果较差[6-8]。为了提高油田原油采收率，需要探索新的方法。国内外学者对CO2驱进行了大量研究[9-11]，结果表明CO2驱对于低渗透油藏具有较好的适应性[12-15]。目前，J油田已经开展了两个CO2驱先导试验区[16-19]，一个是注水开发区块，另一个属于衰竭式开发区块。本文结合J油田开展的CO2驱矿场试验，对J油田注水开采油藏和衰竭式开采油藏进行CO2驱注采特征研究。

1 试验区块简况

Q区块属于东高—西低的单斜鼻状构造，构造较为平缓，地层倾角在0.6°左右。油藏埋深为1 300～1 600 m，主力开发层系为C6油层，试验区面积为1.6 km2，油层厚度为12 m。试验区平均孔隙度为10%，平均渗透率为0.75 mD。油藏温度为44 ℃，油藏原始地层压力为12.9 MPa，油藏类型为构造—岩性油藏，驱动类型为弹性驱动。区块于2007年9月投入开发，由于储层物性特征、地形条件、水质等多方面的因素，区块注水工作滞后，基本处于衰竭式开发阶段。

Y试验区构造基本形态为一个由东向西倾伏的平缓单斜，局部发育近东西向的鼻状构造。储层埋深为1 800～2 100 m，主力含油层位为C4+5，试验区面积为2.8 km2，油层厚度为8 m。试验区平均孔隙度为12.0%，平均渗透率为0.78 mD。油藏温度为60 ℃，原始地层压力为13.3 MPa，油藏类型为岩性—构造油藏。区块于2005年9月投入开发，随后完善注采井网，开始注水开发，属注水开发区块。

2 不同开发方式油藏CO2驱注入压力变化

2.1 衰竭式开发油藏CO2驱注入压力变化

Q区块于2007年投入开发，前期依靠自然能量开发。2012年调整注采井网，年底开始注CO2。注CO2初期井口平均注入压力基本保持在6 MPa左右，2017年井口平均注入压力上升到9 MPa(图1)。Q区块依据CO2驱油藏工程方案，前期注气井连续注CO2，2014年后试验区个别生产井伴生气中监测到CO2，注气井转为水/CO2交替注入，水/CO2交替体积比为1∶2，水段塞孔隙体积倍数为0.001 PV，CO2段塞孔隙体积倍数为0.002 PV。CO2驱相对于水驱具有较好的注入性，水/CO2交替注入井口压力略有波动。

Q区块注CO2之前处于衰竭式开发阶段，储层能量亏空，地层压力低。实施CO2驱油后，CO2气体溶解于储层流体，使得储层流体积极膨胀，提高地层能量。另外CO2气体具有较好的扩散性，可以进入储层小孔隙喉道，地层能量不断提高，使得井口注入压力缓慢升高。总之，对于衰竭式开发的油藏，注入CO2后，井口注入压力提高了3 MPa，表明地层能量得到有效补充。

2.2 注水开发油藏CO2驱注入压力变化

Y区块前期开发属于注水开发阶段，井口注水压力基本维持在10 MPa左右，地层能量保持较好。区块于2014年底开始注入CO2，初期井口平均注气压力为9.8 MPa，2014—2015年井口注气压力略有波动，2016年后井口注气压力缓慢升高，2017年井口平均注气压力达到10 MPa(图2)。

图1 Q区块CO2驱注入压力变化曲线Fig.1 The curve of the injection pressure of CO2 flooding in Q block

图2 Y区块CO2驱注入压力变化曲线Fig.2 The curve of the injection pressure of CO2 flooding in Y block

Y区块注CO2之前一直采用注水开发，并且注入压力平稳，地层能量保持稳定。初期注入CO2后井口注入压力略有降低，由于CO2相对于水具有较好的扩散性，因此CO2波及体积相对于水的波及体积更大，井底压力会降低，井口注入压力跟着降低。后期随着CO2的不断注入，地层能量得到补充，井口注气压力缓慢升高。对于注水开发的油藏，由于前期地层压力保持较好，因此实施CO2驱后井口注入压力基本保持稳定。

3 不同开发方式油藏CO2驱地层压力变化

3.1 衰竭式开发油藏注CO2地层压力变化

区块地层压力变化如图3所示。2010年、2011年及2012年，区块地层压力分别是5.4 MPa、4.4 MPa及3.5 MPa。由于衰竭式开发，区块地层能量得不到补充，区块地层压力逐年降低，压力保持水平低。2012年7月Q区块开始注CO2，2013—2016年地层压力快速恢复，压力保持水平得到提高。2016年地层压力恢复到8.5 MPa，压力保持水平为66.2%。

对于低渗透—特低渗透油藏，不能依靠快速注水或其他驱替溶剂提高地层压力时，采用CO2驱油可以有效补充地层能量。由于CO2黏度低，因此其渗流阻力低，另外它具有较好的扩散性，可快速提高地层压力。实施CO2驱后，Q区块地层压力提高了3 MPa。

3.2 注水开发油藏注CO2地层压力变化

Y区块于2005年投入开发，2008年开始实施注水开发，注水开发后有效补充了地层能量，地层压力较高。2013年地层压力为10.3 MPa，压力保持水平为77.4%。2014年开始注CO2，随后地层能量得到有效补充，地层压力稳中有升，2014—2016年压力保持在原始地层压力的80%左右(图4)。

图3 Q区块地层压力变化Fig.3 The curve of the reservoir pressure in Q block

图4 Y区块地层压力变化Fig.4 The curve of the reservoir pressure in Y block

Y区块初期开发采用注水，注采状态平稳，注入水有效补充了地层能量，地层压力得到保持。实施CO2驱后，CO2相对于水具有更好的扩散性，扩大了注入流体波及体积；油藏中游离的CO2可以更多地接触储层流体，使储层流体膨胀，相对于水驱开发阶段地层压力略有升高，但变化不大。注入的CO2相对于水亦可以有效保持地层能量，Y区块实施CO2驱后地层压力提高了0.4 MPa，地层压力基本稳定。

对于衰竭式开发油藏和注水开发油藏，注入CO2后均可补充地层能量，保持地层压力。

4 不同开发方式油藏CO2驱开发效果

4.1 衰竭式开发油藏注CO2开发效果

Q区块于2012年底开始注CO2，一年后试验区生产井开采呈现“三升”态势，即日产油量上升、日产液量上升及综合含水稳定上升(图5)。单井产液量由注CO2前的0.55 m3/d升至目前的1.0 m3/d，单井产油量由0.18 t/d升至目前的0.3 t/d。

Q区块衰竭开采多年后实施CO2驱，地层亏空较为严重，地层能量不足。依据文献，CO2驱分为混相驱和非混相驱，而Q区块属于非混相驱[20]。CO2非混相驱主要驱油机理是降低原油的黏度、使原油体积膨胀、减小界面张力、对原油中轻烃的汽化和抽提等。Q区块实施CO2非混相驱，CO2溶解于储层流体，原油黏度降低、储层流体体积发生膨胀，另外CO2可以汽化和抽提原油中的轻质组分。地层能量恢复后CO2驱油效果开始显现，使得Q区块单井日产油提高了0.12 t，区块产量提高。

图5 Q区块CO2驱生产曲线Fig.5 Production curves of CO2 flooding in Q block

因此，对于衰竭式开采油藏注CO2后，首先要补充地层能量，地层压力缓慢升高。地层能量恢复到一定程度时，CO2驱油效果开始显现，单井产油量及产液量均升高。

4.2 注水开发油藏注CO2开发效果

Y区块CO2驱之前采用注水开发，生产过程中地层能量得到及时补充，注水开发地层压力保持水平较高。区块注入CO2一个月后，生产井相继见效，CO2驱提高采收率效果已显现。开采呈现“两升一降”态势，即日产液量与日产油量上升，综合含水降低。如图6所示，单井产液量由注CO2前的2.9 m3/d升至目前的3.2 m3/d，单井产油量由1.9 t/d升至目前的2.3 t/d。

对于注水开发油藏，地层能量保持较好，由于CO2在原油和水中的溶解度较高，因此，储层注入CO2后，使原油体积发生膨胀，降低了原油黏度，萃取出原油中的轻质组分，降低了原油密度等；另外，CO2气体扩散性强，可以扩大驱油波及体积，较快显现了CO2驱油效果，最终提高原油采收率。注水开发油藏，储层能量保持较好，实施CO2驱后，可以较快显现CO2驱油效果，单井日产油提高了0.4 t。

5 结论

(1)衰竭式开发油藏地层亏空，注入CO2后首先补充地层能量，地层亏空得到补充后，注气压力和地层压力约提高了3 MPa。

(2)注水开发油藏地层能量保持较好，注气压力和地层压力基本稳定，地层压力稳定在10 MPa左右。

(3)J油田衰竭式开发油藏CO2驱油见效慢，CO2补充地层能量后驱油效果开始显现，目前单井日均产油提高了0.12 t；注水开发油藏实施CO2驱见效快，单井日均产油提高了0.4 t。