玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2异步吞吐提高采收率

邓振龙，王鑫，谭龙，张记刚，陈超，宋平

（中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000）

随着油气勘探开发技术的进步，非常规油气资源日益引起高度重视[1]。准噶尔盆地玛湖凹陷非常规油气资源丰富，其三叠系百口泉组主要发育致密砾岩油藏，储集层孔隙结构复杂、非均质性强[2-4]。采用水平井体积压裂的方式开发，存在产量递减快、稳产难度大、采收率低的问题[5]，亟需探索增能稳产新技术。室内实验与矿场实践均表明，CO2吞吐可有效提高油气采收率[6-9]。由于CO2优越的超临界性质，其驱油能力优于天然气、N2、空气和烟道气等[10]。与其他技术相比，CO2吞吐适用范围广，且成本低，见效快[11-12]。前人主要从2个方面对CO2吞吐效果影响因素进行了研究，一方面是油藏及原油性质，包括含油饱和度、储集层渗透率、原油黏度等[13-15]，认为储集层厚度和渗透率与CO2吞吐效果呈正相关，但渗透率越大，增油幅度越小[16]；另一方面是注采参数及相关工艺，包括注入速度、焖井时间、水平井水平段长等[17-19]。有学者通过开展CO2吞吐实验发现，在低于最小混相压力时，采收率随注入压力的升高而升高，当压力高于最小混相压力时，提高注入压力，采收率增幅基本不变[20]。此外，周期注气量、注气速度、焖井时间等都是影响单井吞吐效果的重要因素[21]。前人从可行性研究与水平井现场试验2 方面分析了玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2吞吐提高采收率的效果[22-23]，但吞吐模式以同步吞吐为主，关于CO2异步吞吐的研究甚少。CO2异步吞吐通过改变吞吐井与邻井的井间生产压差，提高井间储量动用程度，从而提高原油采收率。本文选取玛湖凹陷M13-3井百口泉组致密砾岩岩心，开展双岩心并联、测压点串联的CO2异步吞吐实验，对比分析不同注采参数下的原油采收率，为该类油藏CO2异步吞吐开发提供借鉴。

1 CO2异步吞吐机理

CO2吞吐是目前较为常用的提高油藏产量的开发方式，通过向油层注入CO2，随后焖井，使CO2与地层中原油充分接触并发生反应，补充地层能量后再开井生产[24]。

CO2异步吞吐是通过CO2注气井组的“注—采—焖”相互配合，提高井间储量动用程度的开发方式，包括4个阶段（图1）：第一阶段，1、3、5井注气，2、4井关井；第二阶段，1、3、5井焖井，2、4井生产；第三阶段，2、4井注气，1、3、5 井关井；第四阶段，2、4 井焖井，1、3、5 井生产。如此循环，地层中形成不稳定的压力场，在高渗和低渗区域之间产生压力差，扩大CO2波及范围，有效动用井间原油，从而提高采收率。此外，一部分CO2向低渗区域扩散，减弱驱替过程中黏性指进，延缓气窜的发生。

2 实验方法

2.1 实验材料

玛湖凹陷百口泉组致密砾岩油藏的溶解气油比为140 m3/m3，以此复配实验所用原油，50 ℃下原油黏度为1.52 mPa·s，饱和压力为26 MPa，目前油藏温度为80 ℃，地层压力为34 MPa。取自M13-3 井的岩心样品A 和B 的渗透率分别为1.22 mD 和1.58 mD，孔隙度分别为9.86%和11.02%。实验用水按照实际地层水配制（CaCl2水型，矿化度为20 512.59 mg/L），实验用CO2纯度为99.99%。

2.2 实验设计

按照油藏实际设计实验方案，考虑CO2与原油的接触状态并结合最小混相压力确定注采压力。实验设定温度为80 ℃，在原始地层压力40 MPa 下饱和M13-3井原油，考虑到原油饱和压力为26 MPa，与CO2的最小混相压力为26 MPa。岩心样品A和B分别代表水平井A 和B，2 口井均从压力为40 MPa 衰竭式开发至目前油藏地层压力34 MPa，设计4 种方案开展CO2异步吞吐实验（表1）。

表1 CO2异步吞吐实验方案Table 1.Experimental scheme of asynchronous CO2 huff and puff

2.2.1 实验装置

以双岩心并联、测压点串联的思路为基础，参照油田实际井网的分布特征，设计CO2异步吞吐实验装置，该装置是由恒温箱、驱替泵、岩心夹持器、中间容器、回压阀、分离器、气量计和压力监测系统构成（图2）。

2.2.2 实验步骤

以方案1为例，实验步骤如下。

①检查装置气密性，保持压力恒定为40 MPa，若12 h 内系统压力变化小于0.5%，说明该装置气密性良好。

②岩心洗净并烘干放入夹持器内抽真空，饱和原油，模拟温度为80 ℃、压力为40 MPa的原始地层条件。

③将回压阀和岩心夹持器前端的压力增大至40 MPa，打开开关1、2、3、4、7、9，关闭开关5、6、8，2个回压阀保持一致，分阶段降低压力至34 MPa，分别记录各测压点测定的A 井、B 井和井间压力，采用分离器计量衰竭式开发的各井原油产量。

④打开开关1、2、4、6、8，关闭开关3、5、7、9，保持压力恒定，将CO2注入A井，焖井12 h。

⑤将回压阀2 和岩心夹持器前端的压力增大至37 MPa，打开开关2、4、3、7，关闭开关1、5、8、9，分阶段降低压力至27 MPa，记录各测压点的压力变化，采用分离器计量CO2异步吞吐开发的A井原油产量。

⑥打开开关3、2、4、6，关闭开关1、5、7、8、9，保持压力恒定，将CO2注入B井，焖井12 h。

⑦将回压阀1 和岩心夹持器前端的压力增大至37 MPa，打开开关1、2、4、9，关闭开关3、5、6、7、8，分阶段降低回压阀压力至27 MPa，记录各测压点的压力变化，采用分离器计量CO2异步吞吐开发的B 井原油产量。

⑧使用有机溶剂清洗岩心，重复上述步骤，开展其余3组实验。

3 实验结果

4 种方案采用衰竭式开发时，原油采收率较低，均在6.00%左右，此阶段的原油采收率取决于开发压力和储集层物性。CO2异步吞吐开发原油采收率约为衰竭式开发的3～5倍（图3），CO2异步吞吐补充地层能量、提高采收率效果显著。

设计A 井和B 井的注气压力为目前实际地层压力（34 MPa），高于CO2与原油的最小混相压力（26 MPa），在混相状态下注入CO2与原油界面张力为0，有利于CO2进入更为致密的小孔喉区域，将衰竭式开发时不能采出的原油增溶降黏，提高流度比，随着压力降低，原油膨胀释放能量，CO2将原油驱替至大孔隙后采出。此外，CO2异步吞吐造成的压力变化可以增大CO2波及范围，进一步提高原油采收率。

分析不同开发阶段压力监测情况（图4），不同方案衰竭式开发过程中，A 井和B 井压力均有不同，这是井间存在压力传导滞后所致。

衰竭式开发阶段，A 井和B 井压力相近；B 井采用CO2异步吞吐开发阶段，由于衰竭出口端在B井，因此B 井压力低于A 井，反之亦然；单井开发过程中压力分段衰竭，在A 井和B 井压力相同情况下进行下步衰竭，表明A 井和B 井是同一个油水系统。此外，2口井压力同步变化，说明CO2异步吞吐可实现井间压力振荡，动用井间储量。

4 采收率影响因素

4.1 储集层物性

CO2异步吞吐开发阶段，不同实验方案B 井的原油采收率均高于A 井，采收率差值分别为1.93%、2.52%、5.37%和5.72%（图5）。这是由于B 井物性好于A 井，孔隙发育程度更高，孔喉连通程度更高，因此渗流阻力相较于A 井更小，更有利于原油流动。当储集层物性条件较差时，应采取相应的储集层改造措施来提高CO2异步吞吐的开发效果。

4.2 注采压差

4种实验方案的注采压差分别为10 MPa、13 MPa、14 MPa 和17 MPa，CO2异步吞吐开发阶段采收率分别为19.72%、22.85%、28.16%和30.47%，单位压差采收率分别为1.97%、1.76%、2.01%和1.79%。因此，CO2异步吞吐的注采压差越大，采收率越高；当注采压差大于14 MPa 时，采收率增长趋势变缓。此外，CO2异步吞吐开发时，井间压差越大，井间压力振荡越明显，井间储量动用程度越高，采出原油越多。

对比不同开发压力和注气压力下的原油采收率，结果表明，当注气压力为37 MPa和40 MPa时，开发压力降低4 MPa，采收率分别提高8.44%和7.62%，单位降低开发压力提高采收率约2.00%（表2）。因此，CO2异步吞吐开发的注气压力一定时，减小开发压力，可较大幅度提高原油采收率。当开发压力一定时，注气压力增大3 MPa，采收率只提高2.31%～3.13%，即单位增大注气压力提高采收率仅1.00%左右。此外，由于气体的强压缩性，注气压力越大，所需气体越多，增大注气压力越困难。因此，在CO2异步吞吐开发阶段，通过降低开发压力提高采收率的效果优于提高注气压力。

4.3 吞吐时机

4.3.1 饱和压力

CO2异步吞吐的压力分阶段降低，开发压力分别为36 MPa、31 MPa、27 MPa、26 MPa 和23 MPa 时，原油采收率分别为3.36%、11.30%、21.28%、24.26%和29.32%。当开发压力大于饱和压力时，开发压力越接近原油饱和压力，CO2异步吞吐效果越好，原油采收率越高；当开发压力小于饱和压力时，溶解气膨胀析出，提供动力，携带原油产出，采收率提高，当油藏压力低于饱和压力后，注气增能难度增大，因此CO2异步吞吐时开发压力应保持在饱和压力之上。

4.3.2 注气压力

自压力为40 MPa 衰竭式开发至34 MPa 后，进行CO2异步吞吐开发，先使压力恢复至40 MPa，再生产降压至34 MPa，以其单位压差采收率为例，对比分析CO2异步吞吐前后的开发效果。当压力降至34 MPa时，CO2异步吞吐的单位压差采收率均高于衰竭式开发（表3），表明焖井期间CO2与原油的混相有利于采收率的提高，因此注气压力应尽量高于最小混相压力26 MPa。

表3 不同开发方式单位压差采收率对比Table 3.Oil recovery factors per unit pressure difference in different development schemes

5 结论

（1）玛湖凹陷致密砾岩油藏经CO2异步吞吐开发后，原油采收率约为衰竭式开发的3～5倍，CO2异步吞吐开发是提高原油采收率的有效手段。

（2）储集层物性越好，渗流阻力越小，CO2异步吞吐提高采收率的效果越好；注采压差越大，压力振荡效果越显著，采出原油越多；CO2异步吞吐开发阶段，通过降低开发压力提高采收率的效果优于提高注气压力。

（3）CO2异步吞吐开发阶段，当开发压力小于饱和压力时，溶解气膨胀析出，注气增能难度较大，开发压力应保持在饱和压力之上；焖井期间，CO2与原油的混相有利于采收率的提高，故注气压力应尽量高于最小混相压力。