胜利正理庄油田特低渗透油藏CO2驱气窜规律研究

彭松水（中石化胜利油田分公司纯梁采油厂，山东 博兴 256504）

CO2混相驱采油是提高采收率技术的发展方向之一，具有较高的开发价值和广阔的应用前景［1，2］。胜利正理庄油田属于特低渗透油藏，储层薄、物性差，平均孔隙度13.9%，渗透率0.43～7.2mD。依靠弹性能量开发则压力下降快，产量递减快，但采出液含水少，适合开展CO2混相驱采油［3，4］，2008年开展了CO2驱油试验。该区块采用五点法、注采井距230～350m的面积井网实施CO2驱开发，目前开采油井16口，日产液水平50.7t，日产油水平48.1t，综合含水5.4%；开注气井9口，日注水平146t，平均单井日注水平16.3t，已累计注气8.28×104t，平均单井累积注气0.92×104t，注采比1.8。按照指数递减，区块已累计增油2.2×104t，提高采收率1.25%，实际驱油效率达到每4tCO2可以驱出1t原油。实施CO2驱油以来效果明显，但气窜现象严重，气窜已成为制约CO2驱增油的主要因素。通过采取波动注气、间开间注、控制注入速度等多种方法有效地抑制了气窜，提高了CO2驱油的开发效果，为特低渗透油藏CO2驱气窜治理提供了较好的实践经验。

1 特低渗透油藏CO2驱气窜特征分析

从现场驱油试验效果来看，周围一线井全部见效，见效率为100%，其中有5口井气窜，占60%。数值模拟研究表明油井是否气窜主要从油井的生产规律、气油比变化情况和采出气组分来确定［5，6］。从油井的生产规律来看，气窜油井产量呈突然性的线性递增规律，油井无稳产期，产量上升后迅速下降；从气油比变化规律来看，油井气油比急剧上升，数值模拟计算当气油比大于200m3／m3时，气体首次突破地层原油；而后气油比继续上升突破井底，达到顶点时，气油比与油井产量均上升至最高，后气油比也开始下降，但下降幅度不大，气窜的严重程度与气油比的大小呈正比关系［7］；从采出气组分来看，气窜后CO2体积分数上升，一般稳定在50%以上且无下降趋势。如高891－7井气窜前气油比一直稳定在80m3／m3左右，后气油比在12个月内上升至516m3／m3，产量在气窜前呈递减趋势至10.6t，气窜后5个月内产量上升至峰值15.9t，后产量下降至6t趋于稳定，采出气组分中CO2体积分数由气窜前的10%上升至气窜后的85%，如图1所示。

图1 高891－7井气窜特征变化规律图

2 特低渗透油藏CO2驱气窜影响因素分析

从高89－1块气窜井的平面分布位置来看，CO2驱气窜主要受储层非均质性、注采井距、裂缝方向、采出程度状况及注入井投产方式、注气速度的影响。

1）储层非均质性影响 储层的非均质性使溶剂前缘以不稳定的状态、不规则的指进方式穿入原油，使气体过早突破，降低驱油效率。从高89－1块渗透率分布来看，平面非均质性强，高89－11区域储层物性较好，导致高89－11井在注气见效4个月后就气窜。

2）注采井距的影响 当注采井距过大时，油气井建立不起有效的驱替压差；注采井距过小，油井容易过早气窜。通过数值模拟表明高89－1块合理的注采井距为350m，因此当注采井距小于350m时易出现气窜，见气时间早晚跟注采井距呈正相关的关系。高89S1井组注采井距330m，见效后4个月开始见气，见气后产量下降但幅度较缓；高89S3井组注采井距280m，见效后30d开始见气，随后产量下降快。

3）裂缝方向的影响 从高89－1块油井的见效特征来看，裂缝方向上的油井易与气井形成优势通道，使油井见效快，见气早，气油比上升快，易产生气窜。非裂缝方向上的油井见效慢，见气晚，不易气窜。

4）采出程度的影响 采出程度较高时累计亏空大，地层压力保持水平降低。当地层压力低于最小混相压力时，地层原油呈近混相或非混相状态，气体容易早期突破，产生气窜。当地层压力高于最小混相压力时，地层原油与CO2实现混相，气体突破时间晚，气窜时间晚。从高891－7井的气窜规律来看，井区采出程度高，地层压力低于最小混相压力，属非混相状态。注气见效后2个月见气。

5）注入井投产方式的影响 从高89－1块不同注入井投产方式对应的生产井气窜情况统计结果来看，压裂规模越大，油井见气越早，气油比越高，气窜越严重；压裂规模越小或不压裂，油井见气时间晚，气油比较低。如高89－4井采用大型压裂投注，对应的2口油井都早期气窜，气油比高；高89－17井未压裂、高89－16井小型压裂均能较好地满足配注要求，对应的油井见气时间晚，气油比低。具体见表1。

表1 不同注入井投产方式对应油井气窜情况统计表

3 特低渗透油藏CO2驱气窜治理措施

国内油田开展CO2驱的单元不多，在CO2驱气窜治理方面的现场实践较少。采用泡沫调堵体系治理气窜是最有效的方式，但由于采出液还有少量水而使管线对防腐工艺要求高，实施难度大；因此探索采用动态调配的方式减缓气窜。

1）波动注气减缓气窜 高891－7井及高89－1井由于采出程度高、裂缝方向的影响气窜现象严重，为有效控制气窜，对应的高89－4井、高89－16井采用波动注气的方式，波动周期分别由10、15、20d进行调配，日配注量为20t。波动注气后发现高891－7井与高89－1井主要来气方向为高89－16井，同时波动周期为15d最优，因此单独对高89－16井采用波动注气，3个周期后，发现高891－7井与高89－1井的气油比降低，产量下降速度减缓，使气窜现象得到了抑制。

2）间开间注增油效果明显 通过波动注气虽然能有效地减缓气窜，但不能抑制产量递减。为此现场又探索了间开间注的调配方式。在高89－11井区对应的油气井采用间开间注的方式：开气井停油井，开油井停气井，停井周期为20d。2个周期以后，高89－11井产量开始缓慢回升，产量由停井前的1.3t上升到开井后的2.4t，地层能量得到恢复。

3）控制注入速度减缓气窜 CO2注入速度过低，难以维持地层压力，达不到混相驱的效果；太高将使气窜加剧，影响开发效果。通过数值模拟计算高89－1块合理的注气速度为20t／d，初期以2.0的注采比恢复地层能量，当地层压力大于最小混相压力后，以1.5的注采比生产。通过上述3种动态调配方式的实践，现场表现为可有效地控制气窜，平均单井增油0.8t，效果明显。在新区还可以通过放大注采井距、控制压裂规模、气水交替等方式减缓气窜，提高油藏采收率。

4 结论与认识

1）高89－1块现场试验表明，CO2驱气窜特征主要表现为气油比急剧上升，油井产量上升，有较短或无稳产期，采出气组分中CO2体积分数大于50%。

2）CO2驱气窜主要受储层非均质性、注采井距、裂缝方向、采出程度状况及注入井投产方式的影响。

3）通过波动注气、间开间注、控制注气速度等动态调配的方式可以有效地控制气窜，提高气驱效果，平均单井增油0.8t。

［1］ZHU Chunsheng，CHENG Linsong，CUI Shuheng.Study of CO2fooding for enhancement of oil recovery from low permeable reservoir［J］.Journal of Shaanxi University of Science ＆ Technology，2008，26（4）：36～40.

［2］刘昌贵 .注气提高石油采收率最优控制的理论、方法和实现 ［D］.南充：西南石油学院，2002.

［3］赵明国 .特低渗透油藏CO2驱室内实验及数值模拟研究 ［D］.大庆：大庆石油学院，2008.

［4］孙焕泉 .胜利油田低渗透油藏提高采收率技术对策 ［J］.油气地质与采收率，2002，9（2）：10～13.

［5］张艳玉，崔红霞，韩会军 .低渗透油藏天然气驱提高采收率数值模拟研究 ［J］.油气地质与采收率，2005，12（4）：61～63.

［6］宋道万.CO2混相驱数值模拟结果的主要影响因素 ［J］.油气地质与采收率，2008，15（4）：72～74.

［7］史华 .正理庄高89－1区块CO2混相驱参数优化数值模拟研究 ［J］.海洋石油，2008，28（1）：68～73.