乔家洼油田长6油藏注CO2驱开发实践与效果分析

王　艳，李伟峰，贾自力，石　彬

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安710075；2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000)



乔家洼油田长6油藏注CO2驱开发实践与效果分析

王艳1，李伟峰2，贾自力1，石彬1

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安710075；2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000)

摘要：乔家洼油田长6油藏为典型的低孔、特低渗油藏，自然能量开采的产量低、采收率低、递减快。为提高特低渗油藏产量及采收率，试验了注CO2驱的开发方式。根据油田开采方式及实际生产参数，利用数值模拟分析了研究区注CO2驱的适应性，证实该区适合CO2驱开采，并通过模拟优选了乔家洼油田CO2的注气量、注气压力、注气速度、注气方式等参数。选定该区最佳注气速度为20t/d，注气压力为16MPa，注气方式为水气交替注入。最后分析了注CO2驱的开发效果，结果表明，特低渗油藏一般在注入CO2后7个月左右采油井见效，注气区单井产量提高、含水上升率减缓、递减率降低，增产效果明显，注CO2驱是提高特低渗油藏采收率的有效手段。

关键词：CO2驱油；非均质；递减；采收率

乔家洼油田位于鄂尔多斯盆地北部的靖边县境内(图1)，区域构造为东高西低的单斜，局部发育鼻状隆起，形成油气聚集有利区。区内主力含油层系长6油层组为三角洲平原亚相沉积，发育分流河道、泛滥平原、天然堤等微相。砂体在纵向、平面上分布稳定；层间、层内非均质性较强，隔夹层较发育。储层岩性以灰色—灰白色长石细砂岩为主，孔隙类型主要为原生粒间孔和粒内溶孔，微裂缝发育。储层平均孔隙度为11.2%，平均渗透率为0.75mD，属典型的低孔、特低渗储层。

乔家洼油田长6油藏勘探开发始于2005年，2007年规模建产，共有85口井，其中投产54口，平均单井日产油1.02t。截至2012年9月注气前，油田主要为自然能量开采，经过5年左右的自然递减，目前平均单井日产油0.17t，单井产量低；累计产液36.49×104m3，累计产油12.64×104t，采出程度为1.35%，采出程度低，地层能量亏空严重。

当今大部分低渗油藏采用注水开发来补充地层能量，但在注水中又普遍存在注水压力高、注水成本高、渗透率降低、单井产量低、含水上升快、水淹水窜、缺水严重、配注量不足、注入水水质不达标等一系列问题。因此乔家洼油田开展了注CO2补充地层能量的试验。

CO2在原油和水中溶解度很高，在一定压力下将CO2注入原油和地层水中，使原油体积膨胀、黏度降低； CO2在原油中的溶解度大于地层水中溶解度，可改变油水界面张力，有利于驱油。采用注CO2驱油可解决低渗油藏开发困难的问题，同时为CO2气体提供一种有效埋存方式[1-4]。

1 注CO2适应性评价

根据乔家洼油田开发方式，采用CMG模拟软件中的GEM组分模型进行注CO2的数值模拟研究。模型设置反七点井网，注气井和采油井均为直井。采油井位于正六边形6个端点，注气井位于正六边形的中心。注气井最高注气压力不超过油藏压力的1.8倍，采油井的井底流压取3MPa。

(1)模型井距为300m，将表1中二级指标的各单因素作为模型设计参数进行敏感性分析，确定各单因素对采收率的影响程度。

(2)根据因素敏感性分析结果，综合考虑采收率变化趋势等多种因素，将所有影响CO2驱开发效果的指标划分为：地质因素、流体性质及开发因素3类[5-7]。根据重要性进行排序，建立评价指标体系，指标层次结构见表1。

表1　乔家洼油田CO2驱油藏指标层次结构与权重值表

(3)运用层次分析法原理，计算得出各级指标的权重(表1)。目前油藏参数中较完善的指标有油层有效厚度、油层深度压力、油藏平均渗透率、温度、流体黏度及流体密度，本研究将表1中二级指标权重按比例分配给表2中6项指标，6项指标权重值见表2。

表2　乔家洼油田CO2驱油藏指标权重值表

(1)

利用式(1)计算该区评价结果为0.698。根据各油田生产经验，低渗油藏评价值在0.53以上适合采用CO2驱开采，所以该区也合适采用CO2驱开采。

2 长6油藏注CO2驱参数

2.1 注气压力和注气速度

模拟10t/d和5t/d注气速度下的累计采收率和地层压力变化(图2)，发现注气速度越快，混相效应[9-10]越明显，累计采收率越高，地层压力保持水平也越高。

乔家洼油田经过多年自然能量开采，地层能量亏空较严重，结合油田生产实际情况，参考注水配注原则，选择注气速度为20t/d。

参考注气井地层破裂压力，在不超过地层破裂压力、以较高排量注入的原则下，设计注气压力小于20MPa(要求注气泵施工能力不低于25MPa)，根据现场条件，研究区先期试验选取压力为16MPa，后期实时调整。

2.2 注气方式

模拟了连续气驱和水气交替注入(WAG)的采出程度和含水率(图3)，连续气驱最终采出程度为33.73%；WAG最终采出程度为44.70%，比连续气驱高了10.97%。对于非均质储层，由于高渗通道的存在，注入气很容易沿高渗层突进，且储层非均质性越强，气体窜逸现象越严重[11-12]。水气段塞的交替注入能够调整注入流体剖面，使得注入流体更多地启动低渗层，从而改善非均质储层的驱油效果。

从含水率曲线可以看出，无论是连续气驱还是水气交替注入，均能有效降低含水率。当CO2气体窜逸后，连续气驱含水率可降至零；水气交替注入含水率曲线，大致在50%～90%范围内波动，含水率最低可降至53.33%。

3 CO2驱开发效果分析

3.1 CO2注气情况

乔家洼油田从2012年9月开始注CO2，目前共有5口注气井，一线受益采油井为18口，截至2015年8月，累计注入 CO2气51301.8t(表3)。平均单井注气速度为21.7t/d，注气强度达2.8～3t/(d·m)，同类油藏平均注水强度为1.42t/(d·m)，说明CO2气体的注入性更好。

表3　乔家洼油田靖45543井区CO2注气数据表

3.2 产量与含水率

注CO2后平均单井日产液由0.44t上升到0.79t，平均单井日产油由0.17t上升到0.29t，综合含水率控制在65%以内，累计增油1806.2t。总体表现为两升一稳特征(图4)，即日产液量、日产油量上升，综合含水率相对稳定。

3.3 见效及见气特征

45543-05注气井于2013年3月转注，一线受益井45586于2013年10月日产油明显上升，监测采油井含气量为20%，初步见效，见效期为7个月。通过监测注气井对应受益采油井CO2含量及单井产量变化发现，见气井(监测到CO2含量的油井)主要位于注气井的北偏东45°～65°，与研究区的主应力方向一致。

3.4 递减变缓，含水稳定

对5口注气井周边18口受益井统计分析发现，注CO2以来受益采油井已相继见效，产量明显回升，综合含水率稳定，递减得到有效控制。注气区单井产量月递减率为5.7%，非注气区单井产量月递减率为12.3%。截止到2015年5月，注气区单井平均月产量为非注气区的2.21倍(图5)，阶段累计增油1782.59t，采收率提高0.74个百分点。

4 结论

(1)注CO2驱数值模拟结果显示，乔家洼油田综合评价值为0.698，适合采用CO2驱开采。

(2)低渗油藏一般注入CO2后7个月左右采油井见效，产量上升或保持稳定，含水率稳定，递减变缓。

(3)注CO2以来，乔家洼油田阶段累计增油1782.59t，采收率提高0.74个百分点。

参考文献

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The Development Practice and Effect Analysis for CO2Injection in Chang 6 Reservoir of Qiaojiawa Oilfield

Wang Yan1，Li Weifeng2，Jia Zili1，Shi bin1

(1.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co.,Ltd.,Xi′an，Shaanxi 710075,China；2.ResearchCenterofExplorationandDevelopment,YanchangOilfiledCo.,Ltd.,Yanan,Shaanxi716000，China)

Abstract:The chang 6 reservoir of Qiaojiawa oil-field belongs to typical low porosity, low permeability reservoir, featured with low output by natural energy, low recovery ratio, and fast reduction of yield. To raise the production and recovery ratio, the test of CO2 flooding has been conducted. According to the developing mode and actual production parameters in the oilfield, the adaptability of CO2 flooding has been analyzed by numerical modeling, optimized parameters as injection volume of CO2, injection pressure, injection rate and injection modes in Qiaojiawa oilfield, which verified the CO2 flooding is fit for the development in this area. Finally, it is considered that best injection rate is 20t/d，injection pressure should be 16MPa，with the water and CO2 injecting alternatively. The development effect of CO2 flooding showed that yield raised in low permeability reservoir after injecting CO2 for seven months, lowered the rate both water cut rise and yield decrease, with obvious effect of raising production. So, CO2 flooding has been considered as an effective means to improve the recovery ratio in extra low permeability reservoir.

Key words:CO2 flooding；heterogeneity；decreasing；recovery ratio

第一作者简介：王艳(1982年生)，女，硕士，工程师，从事油田开发工作。邮箱：272763681@qq.com。

中图分类号：TE348

文献标识码：A