长庆油田黄3区长8特低渗油藏二氧化碳驱油与埋存先导试验*

李坤全 黎 平 魏敏章 强小军 李霞颖

(①中国石油长庆油田分公司第五采油厂， 西安 710200， 中国)

(②中国科学院武汉岩土力学研究所岩土力学与国家重点实验室， 武汉 430071， 中国)

(③中国科学院大学， 北京 100049， 中国)

0 引 言

二氧化碳(CO2)是重要的温室气体，对其进行合理处置不仅可以实现大规模碳减排的目的，而且可以强化能源、资源开采，获得额外经济收益(刘桂臻等， 2018)。CO2地质封存是应对全球气候变化的有效技术手段之一(李琦等， 2014)，因而受到广泛关注。二氧化碳地质封存需要合适的地质环境，例如，废弃油气田、深部咸水层、不可开采的煤层和地热储层等(关振良等， 2007； 崔振东等， 2010； 李琦等， 2016a； 于慧等， 2019)。前期勘探证实具有较好圈闭系统和较大储集空间的废弃油气田被认为是最有利于CO2封存的储层介质(匡冬琴等， 2015； 李琦等， 2016b)。

大量统计结果表明，在油气田开采过程中，一次驱油通常只能开采已探明油气藏资源量的大约33%的原油(Jiang et al.，2019)。因此，一次采油后地下储层往往还存有大量可供开采的油气资源。而且，常规的水驱技术一般很难再进一步提高油气采收率。另一方面，随着油气田的大规模开发利用和国际油气资源发展趋势，近几年来，我国油气开发战略已经逐渐地从常规油气资源向非常规油气资源转型。由于极低的渗透率，非常规油气资源的开发经常面临储量动用程度低、采收率低等问题(崔振东等， 2018; 李志清等， 2018)。如何提升枯竭油气田以及低渗油气藏的开采效率已经成为当今油田开发的重中之重的问题。

二氧化碳气具有较低的黏度和较好的流动性，在驱油过程中能够促使原油发生体积膨胀，同时可以降低原油的黏度和界面张力，减小驱替阻力，因此能够大幅度提高原油采收率。美国的Wasson San Anros油田采用CO2混相和非混相驱进行驱油后，使得原油的采收率提高了12.2%，证明CO2驱比水驱具有更加明显的技术优势(关振良等， 2007)。廖长霖等(2013)对新疆油田八区克上组油藏进行数值模拟的结果显示，通过水气交替方式加注二氧化碳能够降低剩余油的饱和度，从而提高采收率，同时能够有效扩大二氧化碳波及体积，有利于二氧化碳埋存。杜朝峰等进行的注CO2提高采收率的室内岩芯驱替实验结果表明，CO2水气交替驱能够提高驱油效率，对于高渗透岩芯，其驱替效果提高更为明显(杜朝锋等， 2010)。众多研究结果也表明，CO2驱在提高油气采收率方面优势明显，且在一定程度上还可以弥补水驱在这方面的不足，因此具有良好的应用前景。CO2比一般烃类气体更易溶于水，并且在原油中的溶解度大于其在水中的溶解度，而且还具有酸化解堵作用，可以大幅度提高注气潜力。因此，将CO2作为驱替剂用于油气田驱油，一方面可以大幅度提高低渗储层油气资源的有效动用量和单井产量，另一方面还可以封存大量的CO2，减少温室气体的排放。截至目前，我国的吉林油田(巫润建等， 2009； Zhang et al.，2015)、胜利油田(Lü et al.，2015； 刘桂臻等， 2018)、中原油田(Zhang et al.，2017)等已经开展了CO2驱油工程的实施及相关的研究工作，并取得了良好的效果。

中国石油长庆油田目前的主力产油层为低渗到超低渗的三叠系砂岩储层(杜朝锋等， 2010)，该类油藏开采难度大。鉴于CO2气驱技术具有较好的驱油特性，为确保油田长期稳产和可持续发展，长庆油田亟需大规模开展CO2驱的相关研究工作。根据长庆油田已经探明的地质储量估算，采收率每提高1%，可新增可采量近3000万吨。因此，长庆油田开展CO2驱油与埋存技术研究，一方面可以大幅度提高油井产量，提高经济效益，另一方面可以缓解周边煤化工企业的温室气体碳减排压力。为了评估CO2气驱在长庆油田低渗透油藏中的适应性及应用潜力，长庆油田拟开展CO2驱的试注及先导试验，为后续大规模开展CO2驱油工程提供技术支持。

1 试验区块筛选依据

基于国内外注CO2气驱提高采收率的诸多成功经验，考虑到实用技术和经济核算等因素，需要在长庆油田勘探开发区域范围内筛选出合适的油藏进行CO2驱油试验。目前已经有许多学者提出了注CO2油藏的筛选依据，例如，Thomas提出了相态特征、界面张力、流度效应、孔隙大小分布、相对密度及润湿性共6个参数作为注CO2油藏的筛选标准(高慧梅等， 2009)。此外，也有学者以油藏和原油的固有特性为基础提出了注CO2混相驱、非混相驱和吞吐的筛选标准。不同地区需根据当地油藏地质勘探情况确定出合适的筛选标准，长庆油田结合实际地质情况、周边气源情况及油藏条件，筛选了适合开展CO2驱油与埋存工程的先导试验区块。

1.1 周边气源情况

长庆油田勘探区域主要分布在鄂尔多斯盆地(又称陕甘宁盆地)，毗邻鄂尔多斯盆地的煤化工产业基地。图1为长庆油田CO2驱周边气源匹配分布图。图中显示了长庆油田勘探区域附近分布的诸多已投产、即将投产以及在建的煤化工项目。鄂尔多斯盆地丰富的煤炭资源以及规模化的煤化工产业，可以产生大量的高纯度CO2，为长庆油田实施CO2驱油与埋存工程提供充足的气源。

图1 长庆油田CO2驱周边气源匹配分布图

考虑到CO2运输和管线配套等经济成本因素，应充分利用CO2气源与注入油藏的地理优势，选择离气源较近的区块开展CO2驱油与埋存工程的先导试验。通过分析长庆油田区域内各油田气源配套的具体情况，综合对比各煤化工项目高浓度CO2年排放量、公路距离及管线距离等方面，姬源油田和安塞油田距离气源较近。表1为安塞、姬源油田CO2驱周边气源配套表，数据表明周边丰富的CO2气源为长庆油田CO2驱油与埋存工程提供了物质保障。

表1 安塞、姬源油田CO2驱周边气源配套表

1.2 油藏条件

由于混相驱在提高单井产量和实现难动用储层动用效果方面优势明显，混相驱的驱油效率明显高于非混相驱的驱油效率(高慧梅等， 2009)。因此，实施CO2驱油藏条件的筛选标准以油藏的原油物性和储层特性是否能达到混相驱的要求为依据。表2为长庆油田CO2驱油藏条件筛选标准表，分别从储量规模、原油性质和储层特征3个方面制定筛选标准。其中：原油性质包括原油黏度、油层深度、平均渗透率、油藏温度。储层性质包括含油饱和度、油层压力与最小混相压力之差、裂缝发育程度和盖层封闭性。

表2 长庆油田CO2驱油藏筛选标准表

利用改进的最小混相压力(MMP)计算公式对长庆油田区块的最小混相压力进行计算，计算公式如下所示：

(1)

其中：

(2)

(3)

式中：r0为原油相对密度；T为地层温度(℉)。

表3为最小混相压力计算结果表。根据CO2驱油藏条件筛选原则，选择地层压力达到或接近最小混相压力的区块作为试验区块。计算结果显示，姬源油田黄3区长8层位的油藏其地层压力(21.7MPa)与最小混相压力(20.78MPa)之差大于0，因此该油藏能够达到混相驱的条件。此外，姬源油田罗1区的地层压力(19MPa)接近最小混相压力(20.79MPa)。

表3 最小混相压力计算结果表

考虑到CO2驱试验规模的扩大和经验的推广，在选择区块时优先考虑具有较大规模且代表性的油藏。表4所示为黄3区及罗1区的油藏规模情况。黄3区和罗1区均具有较大的油藏规模和代表性。黄3区长8油藏平均厚度为13m，含油面积为60.8km2，地质储量为2604.8×104t。罗1区长8油藏的平均厚度为11m，含油面积为124.65km2，地质储量为7012.21×104t。

表4 油藏规模一览表

此外，黄3区道路交通情况良好，现有(国道、省道和县道)公路以柏油路为主，有利于CO2罐车运输。因此，综合对比油藏条件、油藏规模、现场道路及CO2试运输等条件，姬源油田黄3区长8油藏最终确定为CO2驱油与埋存工程的先导试验区块。

2 试验区概况

2.1 油藏地质特征

姬源油田黄3区油藏位于鄂尔多斯盆地中西部(图1)，地处陕西省定边县与宁夏回族自治区盐池县镜内。该油藏于2009～2011年规模建产，开发层系主要以三叠系特低渗砂岩储层为主，主力产油层为长8层，砂岩体连片性好，油层分布稳定，属于超低渗透开发早期油藏。

2.1.1 构造特征

黄3区长8油层组构造形态表现为东高西低的特征，具有很好的继承性，整体向西南倾斜，东南部为最高点。全区共分布了5条正断层，走向以NW方向为主，断层两盘垂直断距大，一般大于50m。岩层角度陡，倾角一般为70°左右。由于断层的影响，构造起伏变化大，局部形成断堑、断垒及断阶。

2.1.2 沉积特征

姬塬油田长8油层组以水下分流河道砂体沉积为主，自下而上由两个电测曲线变化明显的4级沉积旋回构成，按其特征可进一步分为长81、长82两个亚油层组，地层厚度变化范围为80～110m。岩性主要以灰色、浅灰色细粒砂岩和深灰色泥岩、泥质粉砂岩为主，夹少量粉砂岩。

2.1.3 储层特征

根据钻井岩芯的矿物组成分析，研究区岩石类型主要为岩屑质长石砂岩、长石砂岩，次为长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩。总体特征表现为高长石低石英，并含较多的岩屑。填隙物较少，平均含量为11.85%，主要类型有黏土矿物(高岭石、绿泥石、水云母等)和碳酸盐矿物(方解石、铁方解石、白云石，硅质等)。高岭石呈鳞片状充填颗粒之间，绿泥石呈薄膜状充填孔隙中。

储层岩石孔隙类型主要以长石溶孔、粒间孔和岩屑溶孔为主。平均孔径变化范围为10～120μm。粒间孔和长石溶孔构成了油藏的主要储集空间类型。此外，少量微裂缝主要发育在细砂岩层段，对储层孔隙度贡献不大，但对渗透率影响较大，可作为渗透通道。孔隙度分布范围为0.68%～18.71%，主值区间为5%～15%，平均孔隙度为7.1%。渗透率分布范围为0.0018～23.43×10-3μm2，主值区间为0.01～10×10-3μm2，平均渗透率为0.39×10-3μm2。因此，该储层为低孔-特低孔、低渗-超低渗储层。

2.1.4 流体特征

地层原油密度为0.722t·m-3，地层原油黏度为0.73mPa·s，原始气油比为85m3·t-1。地层水为CaCl2水型，总矿化度为35.42g·L-1。

2.1.5 地层温压条件

地层温度为85℃，原始地层压力为19.74MPa，饱和压力为10.27MPa，压力系数为0.7，属于低压油藏。

2.2 水驱开发现状

黄3区油藏于2009年开始试验开发，于2010～2012年进入规模开发阶段，期间主要采用同步、超前注水开发的方式，开发初期单井产能为2.6t。截至2017年6月，单井产能降低至1.52t。图2为黄3区长8油藏历年水驱状况对比柱状图。从图中可知，黄3区长8油藏水驱控制程度逐步上升，在2013年达到峰值之后便呈下降趋势。截至2017年水驱储量控制程度为98.3%，水驱动用程度为64.4%。

图2 黄3长8历年水驱状况对比柱状图

图3 为黄3长8历年压力变化图。受欠注井和断层的影响，黄3区地层的压力保持水平较低， 2016年地层压力为15MPa，压力保持水平仅为69%。在平面上压力分布不均，在区块边部和断层发育区压力较低。

图3 黄3长8历年压力变化图

黄3长8区油藏整体含水上升率保持较低，目前为0.7%，但局部受天然裂缝的影响，油井见水、含水上升较快。

3 试注效果分析

在黄3区长8油藏共开展9个井组进行CO2驱先导试验，计划采用周期注气方式，每3～4个月连续注CO2后关停1个月。

单井CO2日注入量设计为15t，注气压力上限设为18MPa。注气年限设计为15年，累计注入量设计为37.6万吨，预期累计产油量可以达到35.4万吨，累计产气量达到8.9万吨，CO2埋存率可达到73.2%。相对于水驱，气驱增油量预计为18.3万吨，采收率预计可提高10.1%。

CO2驱先导试验于2017年7月1日开始注入CO2，目前已投注5口井。截至2018年8月6日， 5口井累计注入液态CO2量为18907t，完成总设计注入量的5.02%。注入压力为17～19MPa。表5为黄3区5口CO2注入井的基本情况。

表5 黄3区注入井CO2注入情况

从注入压力来看，注CO2驱时注气压力为17～19MPa，前期水驱时注水压力为15～18MPa。相对于水驱，CO2驱注入压力无明显上升，说明CO2驱在黄3区长8油藏具有较好的注入性。

图4及图5分别为塬29-101井和塬29-103井的注入压力、日注气及吸气指数曲线。从图中可知，单井日注入量分别为30t、20t和15t时，井口注入压力无明显变化，视吸气指数为0.75～2.0t/d/MPa， 说明黄3区长8油藏储层具有良好的吸气能力。

图4 塬29-101井注入压力、日注气及视吸气指数曲线

图5 塬29-103井注入压力、日注气及视吸气指数曲线

黄3区长8油藏试验区5口注入井所对应的一线采油井和开采井共24口。图6为CO2试注区综合开采曲线。表6为该试验区采油井生产情况对比表。从图6和表6中可知，与注气前相比，日产液量从40.89t下降至40.22t，日产油量从24.16t增加至25.58t，含水率从40.9%下降至36.4%。整体上看日产油量稳定上升，相对于水驱，CO2驱一方面可以有效提高日产油量及累计产油量，另一方面也能够有效降低产液量以及含水率，应用前景较好。

图6 黄3区长8油藏CO2试验区综合开采曲线

表6 黄3区长8油藏CO2试验区采油井生产情况对比表

试注井组共有13口油井初步见效，见效比例54.2%，平均见效周期为63d。其中3口井表现出日产液量和日产油量上升，以及含水率下降的特征。8口井表现出日产液量和日产油量上升，含水率基本平稳的特征。2口井表现出日产液量和日产油量平稳，含水率下降的特征。

另外，个别井在酸化补孔并恢复注气后，局部裂缝发育区有气窜现象发生，但试注区整体气窜问题不明显。

4 结 论

针对长庆油田特低渗油藏开采难度大及开采效率低的问题，长庆油田开展了CO2驱油及埋存先导试验技术研究。通过CO2试注及先导试验，主要取得了以下几点认识：

(1)综合对比周边气源条件、油藏条件及规模、现场道路及CO2试运输等方面，长庆油田确定了姬源油田黄3区油藏为CO2驱油与埋存工程的先导试验区块。该油藏毗邻当地规模化的煤化工产业，具有充足的CO2气源，现场道路条件好，油藏规模大，具有达到混相驱的油藏条件。

(2)姬源油田黄3区长8油藏砂体连片性好，油层分布稳定，储层具有低孔-特低孔和低渗-超低渗的岩性特征，开采难度大，前期水驱开采效率低，亟需改变开发方式提高油井产量。

(3)试注效果初步表明，在CO2驱的作用下，黄3区试验区油井日产液量及日产油量明显上升，且含水率下降，说明CO2驱具有进一步在长庆油田推广的价值。与水驱注入压力相比，CO2注入压力无明显上升，说明CO2驱在黄3区长8油藏具有较好的注入性，且前期注入参数设计合理。此外，井口注入压力不随注入量的变化而变化，说明该油藏储层具有良好的吸气能力。

根据CO2试注试验效果分析，CO2驱在黄3区油藏注入性较好，但注入压力较水驱上升幅度较低，因此，原方案的周期注气方式、注入速率及注入压力上限仍有进一步优化的空间。后续可根据注采反应动态，加强水气交替驱的可行性研究。此外，可进一步扩大先导试验规模，提升试验效果，便于试验的整体评价分析，为推广CO2驱在长庆油田的应用提供进一步指导。