低渗稠油油藏CO2表面活性剂复合吞吐开发
——以克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为例

黄伟强

（中国石油 新疆油田分公司 重油开发公司，新疆 克拉玛依 834000）

利用CO2提高油藏采收率，从20 世纪30 年代开始试验性应用，技术从单一的CO2增油（吞吐或驱油），逐步发展到CO2+聚合物（表面活性剂）等多元复合技术应用。前人对叙利亚O 油田SH-B 区块注蒸汽-CO2-化学剂复合吞吐的室内实验研究中发现，注蒸汽-CO2-化学剂复合吞吐较纯蒸汽吞吐第1周期产油量提高49.4%，最终驱替效率可提高25.7%，提高采收率效果显著[1]。在胜利油区陈家庄油田陈373 块进行CO2-化学剂复合吞吐实验也发现，复合吞吐油藏中的原油降黏率可达98.97%，平均周期产油量比单一蒸汽吞吐高252.4 t，增产能力强[2]。前人对克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏的研究，主要集中于布井、增油机理等方面[3-5]，针对多元复合吞吐综合建模及工艺优化方面的研究较少。本文在五区南先导试验的基础上，通过优化CO2表面活性剂复合吞吐注采参数，研究其对采收率的影响，旨在对研究区油藏开发有所裨益。

1 油藏概况

五区南上乌尔禾组油藏为低孔特低渗油藏，储集层平均孔隙度为8.82%，平均渗透率为6.058 mD；地面原油密度为0.895 g/cm3，50 ℃地面原油黏度为156.5 mPa·s，含蜡量为5.62%，凝固点为12 ℃，油藏原油性质中等偏稠。目前生产井大多低产关停，属于低效井，衰竭式开发驱动压差大，天然能量不足，自然产能低。注水开发后，存在注水井吸水能力低，高强度注水造成局部单层突进，注水过程中出现更严重的盐敏、水敏甚至水窜等问题。70%以上油井无注采反应，水驱见效差。

该区块近年已进行多批次的CO2吞吐实验，由于缺少精确的数据支撑和科学的施工工艺，前期效果不佳。而CO2表面活性剂复合开发能够在不同的油藏和流体条件下取得较好的增产效果，较单一的CO2增产有更广阔的应用空间[6-9]。其主要原理是基于表面活性剂造腔理论，尽可能放大CO2的波及空间，达到最佳的提高采收率效果。

本文以实验为基础，分析了五区南上乌尔禾组油藏地层原油相态特征及注气增溶膨胀驱油相态配伍性特征。对CO2和表面活性剂进行数值模拟，并开展复合吞吐模拟参数预测及参数优化，建立了符合该油藏特征的CO2表面活性剂复合吞吐开发施工流程。

2 复合吞吐增油机理

地层原油样品注气相态模拟结果表明：在地层压力（38.5 MPa）下，实验气体在注入过程中，CO2与原油后缘和前缘多次接触，形成凝析气驱与蒸发气驱的近混相驱替。通过原油样品注气增溶膨胀实验结果可以看出，CO2注入地层后，会导致原油样品的饱和压力、膨胀系数和溶解气油比上升，且随着注入CO2的增加，地层原油密度变小，CO2对地层原油有着很好的降黏效果，能够提高原油的流度，可提高驱油效率[10-12]。

通过原油与表面活性剂界面张力实验与岩心洗油实验可知，质量浓度为0.3%的表面活性剂（CRS-1080）溶液与原油间的界面张力降至3.260 mN/m（表1），随着浸泡时间增加，表面活性剂溶液换油量可达到20%（表2）。由此，CO2表面活性剂复合吞吐增油机理主要是利用表面活性剂造腔理论，降低残余油饱和度，降低界面张力，提高洗油效率，进一步扩大CO2的波及体积，充分发挥CO2增溶膨胀、降黏、改善流度比和补充地层能量的作用[13-17]。

表1 原油与表面活性剂溶液的界面张力Table 1.Interfacial tension between crude oil and surfactant solution

表2 岩心洗油实验效果Table 2.Experimental results of core washing

3 复合吞吐开发井优选

50031 井于1993 年8 月23 日压裂投产，初期产量较高，日产油12.4 t，累计生产3 477 d，累计产油6 391.0 t，累计产水1 479.0 m3，平均日产油1.8 t。依靠天然能量开发，投产后产量递减大，随着开发时间的延长，油井低能低产，于2012 年12 月停产关井。50031 井井段跨度较小，井筒完整性良好，目的层无窜漏，符合单井吞吐选井原则。

4 复合吞吐参数优选

4.1 模型建立

在完成五区南50031 井地层流体相态实验、相态参数获取、混相能力评价等基础上，利用油藏数值模拟技术，按照组分性质相近原则，进行组分劈分，合并为7 个拟组分。对恒质膨胀实验、多级脱气实验、地层原油注气膨胀实验等结果进行拟合，调整CO2与其他重质组分的二元交互作用系数、方程参数等，拟合最小混相压力（图1），从而完成油藏流体相态拟合。在此基础上，根据50031 井地质特征、测井解释成果和射孔数据，建立单井径向数值模拟模型。历史拟合定产液量，拟合产油量、含水率和井底流压，拟合精度大于85%（图2），满足模型计算需求。分析吞吐周期注入量、注入速度、焖井时间、开采强度等对增油量和换油率的影响，得到50031 井的注气吞吐最优方案。

4.2 CO2注入参数优化设计

4.2.1 周期注气量

模拟单周期注气量为10×104～60×104m3时的吞吐效果，焖井15 d，注气速度为5×104m3/d，单周期生产2 a。经济评价中，CO2注入成本按1.57 元/m3计算，原油价格按2 500元/t计算（图3）。

从图3 可以看出，随着注气量的增大，增油量相应增大，但注气量超过40.7×104m3后，换油率开始减小，经济效益增幅也减小。综合考虑换油率与经济效益的影响，确定最优周期注气量为40.7×104m3。

4.2.2 注气速度

模拟注气速度为1×104～10×104m3/d 时吞吐开发效果，各方案周期注气量均为40.7×104m3时，焖井15 d，单周期生产2 a。

随着注气速度增大，日产油量减小。注气速度为2×104m3/d时，增油量达到687.2 t，换油量达0.86 t/m3，注气速度为4×104m3/d时，增油量为656.7 t，换油量为0.82 t/m3，注气速度为6×104m3/d时，增油量为568.7 t，换油量为0.71 t/m3，再提高注气速度，增油量和换油量快速减少。增大注气速度有利于油藏快速增压，利用混相，但注气速度过大，不利于注入气波及面积和回采期稳产，综合考虑注气速度与增油量和换油率的影响，注气速度为2×104～4×104m3/d。

4.2.3 焖井时间

模拟焖井时间为2～15 a时的吞吐效果，周期注气量为40.7×104m3，注气速度为4×104m3/d。

随着焖井时间变长，日产油量增大。焖井时间为2 d 时，增油量为625.7 t；焖井时间为6 d 时，增油量为652.6 t；焖井时间为8 d 时，增油量达到656.7 t；焖井时间为10 d 时，增油量为656.5 t。因此，焖井时间对吞吐效果的影响相对不显著，且焖井过久地层能量损失加重，产油高峰越低，综合考虑焖井时间为6～10 d。

4.2.4 采液强度

模拟采液强度为10～25 m3/d 时吞吐效果，周期注气量为40.7×104m3，注气速度为4×104m3/d，焖井时间为8 d。

随着采液强度的提高，产油量增加。采液强度为8 m3/d时，增油量为511.0 t；采液强度为15 m3/d时，增油量为629.9 t；采液强度为20 m3/d时，增油量为656.7 t，增幅变缓。采液强度的变化虽然对日产油量有一定影响，但采液强度对吞吐效果相对不敏感，主要为充分释放地层能量；综合考虑采液强度对增油量的影响，由模拟结果预测的采液强度应大于15 m3/d。

4.3 表面活性剂段塞注入参数优化

表面活性剂段塞注入是本次先导试验的创新重点，目的是借助表面活性剂段塞的洗油降黏、造腔扩容作用，使CO2能够波及更大的空间，从而提高CO2增产效果[18-19]。

4.3.1 注入方式

模拟表面活性剂段塞注入方式对吞吐效果的影响，注气速度为4×104m3/d，周期注气量为40.7×104m3，活性剂水为400 m3，（质量浓度为0.3%），焖井时间为8 d，方案预测单周期为2 a。模拟对比了注CO2复合吞吐、前置表活剂段塞+CO2复合吞吐、后置表活剂段塞+CO2复合吞吐及前置纯水+CO2复合吞吐4个方案，结果表明前置段塞+CO2复合吞吐效果最好，增油量可达778.0 t。说明前置段塞可以充分发挥表面活性剂的洗油降黏造腔扩容效果，后续CO2注入进一步将表面活性剂段塞推向更远，将波及效果最大化。

4.3.2 段塞尺寸

考察表面活性剂溶液段塞大小为100～800 m3时吞吐效果，注气速度为4×104m3/d，周期注气量为40.7×104m3，焖井时间为8 d，表面活性剂为前置注入，注入速度为40 m3/d，方案预测单周期为2 a（图4）。

单一表面活性剂溶液注入量越大，日增油量增大，但复合吞吐日增产油先增加后降低，注入水过多不利于回采。前置段塞为400 m3时，复合吞吐效果最好。

综合以上优化结果，建立了一套CO2表面活性剂溶液复合吞吐注入流程，即：注表面活性剂前置段塞，注CO2段塞，注顶替液段塞，焖井，开井回采。

其中，CO2注入速度为2×104～4×104m3/d，注入量为40.7×104m3，焖井时间为6～10 d，采液强度大于15 m3/d，表面活性剂段塞为400 m3。

5 现场试验

在五区南50031 井地层流体相态实验、相态参数获取和混相能力评价等基础上，利用组分油藏数值模拟，对50031 井CO2表面活性剂复合吞吐工艺进行优化，提出符合50031井的注气吞吐最优方案。其中，CO2注入速度为2×104～4×104m3/d，注入量为40.7×104m3，焖井时间为6～10 d，采液强度大于15 m3/d，第2 周期注入时机为第1 周期回采180～270 d 后，表面活性剂段塞为400 m3。按照优化方案在50031井开展现场注气吞吐试验，累计产油7 923.85 t，效果明显。

根据二次压裂后生产情况，产量符合指数递减规律，计算日递减率为1.59%，见效期90 d。注CO2吞吐增产措施后已累计自喷240 d，按前后递减差值计算阶段累计增油净量达630 t，与吞吐第1周期预测产量和产能周期吻合，增产及工艺优化方案取得初步成效。该技术在五区南上乌尔禾组具备进一步开展应用的条件。

6 结论

（1）五区南上乌尔禾组油藏原油性质中等偏稠，CO2注入地层后无法混相，主要通过增溶膨胀、降黏、改善流度比、补充返排所需能量的方式达到提高采收率的目的。

（2）结合室内试验与数值模拟对50031 井进行了CO2表面活性剂复合吞吐工艺参数优化，并应用于现场试验。措施实施后累计自喷240 d，增油量达630 t，试验结果表明CO2表面活性剂复合吞吐开发在五区南低渗透油藏的应用效果较好，有效提高了原油采收率。

（3）CO2表面活性剂复合吞吐开发在五区南上乌尔禾组油藏的增油效果显著，具备规模推广的条件。