鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO2提高采收率

张本艳,党文斌,王少朋,何学文

(中国石化 华北油气分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450006)



鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO2提高采收率

张本艳,党文斌,王少朋,何学文

(中国石化 华北油气分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450006)

鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低，天然能量开发递减较快、采收率低，难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育，注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题，进行红河油田长8储层注CO2提高采收率的可行性实验研究，室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO2驱油实验，并评价了CO2吞吐的开发效果。实验结果表明：红河油田原油注入CO2后体积增大，具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大，原油与CO2能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO2的混相压力为17.34 MPa，低于红河油田原始地层压力，注CO2驱油能达到混相条件。通过多轮次CO2吞吐实验，在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO2补充能量开发具有可行性。

CO2吞吐；补充能量；提高采收率；致密砂岩；延长组；鄂尔多斯盆地

红河油田处于鄂尔多斯盆地天环向斜南端，受多期构造运动的改造，区内断裂发育。区内主要含油层系为三叠系延长组长8油层，为典型的低孔、超低渗裂缝性砂岩储层[1]。目前，大部分致密油藏都是在压裂的基础上依靠天然能量衰竭开采。然而，由于严重的毛细管效应，一次采收率仍然很低。红河油田2012年进入水平井分段压裂大规模开发阶段，但是由于油藏物性差，含油性差，产量递减快，天然能量开发效果不理想。截止到2015年底，红河油田长8油层采收率仅1.81%。已经开展的注水先导试验井组沿裂缝水窜、水淹现象十分严重，油井见效率低。

CO2具有降低原油粘度、膨胀原油体积、降低界面张力、溶解气驱等特点，成为日趋成熟驱油技术，在常规油藏取得不少成功先例。国外早在1920年就有文献记载，可通过注入CO2气体的方法来采出原油[2]，2014年，美国注CO2驱油项目达到137个，其中混相驱项目128个，获得成功的项目104个，成功率达81.25%[3]。渗透率为(1.3～123)×10-3μm2，储层物性明显优于红河油田致密砂岩油藏。我国从20世纪60年代初开始注CO2提高采收率技术研究，1965年首先在大庆油田开展了注CO2小规模的先导性试验，提高采收率7.8%，后来陆续在低渗透油藏、高含水油田、复杂断块、稠油油藏、碳酸盐岩油藏及煤层气等储集层开展注CO2项目[4]。现场试验结果显示，提高采收率幅度为1.07%～6.00%，换油率为0.98～2.49 t/t。但用于提高致密油藏采收率的研究仍停留在室内[5-9]，矿场实施鲜见报道[10-11]。本文开展了针对红河油田长8致密油注CO2提高采收率机理研究，对CO2驱油过程中的相态特征、混相特征做了深入研究，并对注CO2驱油效果展开了评价，探索了红河油田长8油藏注CO2补充能量开发的可行性。

1　区域概况

1.1油藏地质特征

红河油田长8油藏呈东高西低的单斜，油藏埋深为1 860～2 200 m。地层倾角小于1°，构造对油藏无明显控制作用，区内发育北西向、北东向两组大断裂，并伴生大量裂缝。辫状河三角洲前缘沉积是主要的沉积特征，水下分流河道、分流间湾微相，水下天然堤、水下决口扇为有利沉积微相。平均孔隙度为9.6%，平均渗透率为0.28×10-3μm2，原始地层压力为21.4～22.8 MPa，压力系数为0.69，地层温度为71.73 ℃。储层物性差，属低孔隙度、特低渗透率油层[12]。

1.2油藏开发特征

压裂投产后试油产量较高，初期平均单井日产油8 t以上，但投产后产量下降较快，生产1年后平均单井日产油4.8 t，生产2年后平均单井日产油1.36 t。油层束缚水饱和度高，不存在无水采油期和低含水期，投产初期平均综合含水已达69.2%。油藏具有低渗透率与裂缝高渗透率存在的双重性，目前已开展的注水补充能量试验井组水窜严重，油井水淹达60%以上，见效油井裂缝型见效特征明显，长8油藏注水补充能量开发难度很大，因此需要探索新的补充能量方式[13]。

2　CO2驱油室内实验

在对注CO2驱油机理实验方法调研的基础上[14]，开展了注CO2过程中流体相态变化规律、CO2与油水界面性质、CO2与原油混相压力测定及裂缝岩心CO2吞吐实验。初步获得了红河油田长8油层原油和CO2的作用机理，评价了CO2吞吐提高原油采收率效果，为明确红河油田长8油藏注CO2开采机理、编制注气先导试验方案提供了支持。

2.1注CO2过程中流体相态变化规律

相态变化规律研究是研究气驱驱替方式、驱替机理的重要依据，在注CO2研究过程中非常重要。常规流体的相态测试通过PVT仪进行，主要包括溶胀实验、多次接触实验、多级脱气实验和CO2注入量对油藏原油粘度的影响实验。

本次研究利用PVT实验装置，采用红河37井区原油，开展了注CO2前后原油相态变化实验，包括原油组成分析、单次脱气实验，结果显示，红河油田原油属于典型的黑油，C7+比例较高，达到63.75%。PV实验结果如图1所示，从中可以看出注气前后原油相对体积随压力变化关系可以看出，随着CO2的注入，流体泡点压力升高，体积系数或者相对体积增大。在高于泡点压力时，随着压力的升高，相对体积变化不大。在低于泡点压力时，随着压力的升高，相对体积降低。在实验油样体积下，在共计注入34.62 mL的CO2时，原油体积增大34%，说明红河油田原油注入CO2后具有较强的膨胀能力。

2.2CO2与原油界面性质

当地层流体在多孔隙介质中流动时，除了岩石本身的属性和润湿性之外，界面张力、粘度和流速决定其渗流特性。降低界面张力可以减小残余油饱和度，提高最终采收率。决定相对渗透率曲线形状的一个重要因素是界面张力，当界面张力为零时，残余油饱和度为零，并且相对渗透率曲线变为直线。红河原油与CO2接触之后，需要一定的时间才可以达到稳定的界面张力值，试验测得20 MPa下的界面张力值从最初的12 mN/m降到2 mN/m以下。为了分析体系压力对原油在CO2中的扩散作用的影响，进行了不同压力下原油与CO2接触的试验(图2)。

图1　红河油田原油注气前、后PV关系实验结果Fig.1　Pressure vs. volume of crude oil from Honghe oilfield before and after gas injection

图2　红河油田不同压力下原油在二氧化碳中的扩散作用Fig.2　Diffusion of Honghe oilfield crude oil in CO2 under different pressure

压力为9 MPa时，图2a看不出明显的扩散传质作用。压力升高到12 MPa时，图2b可以观察到轻微的轻组分抽提溶解作用，但并不强烈。随着压力的进一步升高，这种相互作用逐渐增强。压力达到18 MPa时，图2c中相互扩散传质作用变得非常强烈，以上现象表明：压力的升高，原油在CO2中的扩散作用逐渐增强，这主要是因为低压下CO2可以萃取低分子量轻质组分，随着压力升高，CO2能够萃取的组分分子量逐渐增大。在CO2驱油过程中，随注入压力升高，更多的轻质组分被CO2萃取抽提，即原油中更多组分与CO2实现混相，残余的不能混相重质组分会相应减少，与CO2实现混相的组分很容易被从油藏孔隙中驱替出来，提高了原油的采收率。

2.3CO2与红河原油混相压力(MMP)测定

CO2与原油混相后，不仅能萃取和汽化原油中的轻质烃，而且还能形成CO2和轻质烃混合的油带。油带移动是最有效的驱油过程，能大幅度提高原油采收率[15]。因此，测定原油与CO2的混相特征对制定CO2提高采收率方案具有至关重要的作用。

为了更好的研究红河油田原油与CO2的混相性质，本次分别采用经验公式法[16]、数值模拟法、界面张力法和长细管混相法评价红河油田原油与CO2的最小混相压力(表1)。从表中可以看出，采用经验公式法预测的最小混相压力结果偏差较大，采用数模方法和长细管混相仪法结果相差不大。其中界面张力消失法原理是CO2与原油一次接触过程，其最小混相压力为20 MPa左右；而长细管混相仪法原理是CO2与原油属于多次接触过程，其最小混相压力为17.34 MPa左右。而相邻西峰油田的MMP测定结果为19.14 MPa，与实验测定结果相近。红河油田长8油层原始地层压力为21.4～22.8 MPa，理论上，地层压力达到原油与CO2的最小混相压力，即此压力下原油与CO2可以实现完全混相，可以大幅度提高采收率。

表1　不同方法预测的红河原油与CO2的最小混相压力结果Table 1　The minimum miscible pressure of Honghe oilfield crude oil and CO2 predicted by using different methods

2.4CO2驱油实验

实验采用长岩心驱替系统开展了裂缝性致密砂岩CO2驱油提高采收率机理研究。所用原油为HH37P62井复配油，气油比40 ∶1，选择渗透率相近的红河油田岩心共18块，其中9块岩心进行人工造缝，并加入陶粒支撑剂，样品总长度为1 m，分别将含裂缝岩心和基质岩心按照调和平均的方法拼接起来，裂缝岩心靠近注入端，岩心端面垫上滤纸，制成长岩心模型开展CO2吞吐试验。获得了裂缝性致密砂岩岩心弹性开采和CO2吞吐驱油的原油采收率。

天然能量开发实验以原始地层压力18 MPa为起点，逐级降压，每级压力降低2 MPa，最终压力为10 MPa，模拟现场弹性开采过程。实验结果如图3，随着压力的不断下降，累积采收率不断升高，最终弹性开采采收率为4.04%。CO2驱油实验以地层压力10 MPa为起点，共吞吐4轮次。每轮次注入CO2补充地层能量1.2倍，即12 MPa，焖井1 h，分两级降压开采至8 MPa，每级降压2 MPa。实验结果表明，随着吞吐轮次的增加，采出程度增幅逐渐降低，气油比不断升高，换油率逐渐降低，说明吞吐效果逐渐变差，4轮次吞吐在衰竭实验的基础上累积采收率提高3.14%(图4)，因此注CO2吞吐补充能量开发在红河油田长8致密砂岩油藏是可行的。

为评价CO2驱油效果及在红河油田补充能量的适应性，在红河油田12井区HH156井组开展了注CO2小井组试验。生产井HH12P71井日产油略有上升，含水率大幅下降，从63.2%降至25%。

图3　红河油田天然能量开发累积采收率与压力关系Fig.3　Pressure vs. cumulative oil recovery of natural depletion in Honghe oilfield

图4　红河油田各吞吐周期累积采收率实验结果Fig.4　Cumulative oil recovery of all CO2 huff-an-puff cycles in Honghe oilfield

3　结论

针对红河油田长8致密低渗储层难以有效开发的实际情况，探索通过注CO2改善开发效果的可能性。室内实验表明，红河油田原油注入CO2后具有较强的膨胀能力，能降低红河油田原油和CO2之间的界面张力，使红河原油与CO2之间达到混相。细管法测得混相压力为17.34 MPa。红河油田长8致密砂岩油藏天然能量采收率低，采用CO2吞吐可提高3.14%的采收率，是有效的开发方式。

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(编辑张亚雄)

CO2-EOR in Chang 8 tight sandstone reservoir of Honghe oilfield in Ordos Basin

Zhang Benyan,Dang Wenbin,Wang Shaopeng,He Xuewen

(ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450006,China)

The Honghe oilfield in Ordos Basin has difficulty achieving effective development due to low formation pressure,quick production decline and low recovery efficiency during natural depletion.In addition,natural fractures are well developed in Chang 8 tight sandstone reservoir,making it difficult to carry out waterflooding due to serious water channeling and low efficiency.Various CO2-EOR experiments including PVT,minimum miscible pressure and CO2flooding in fractured cores were performed to determine the feasibility of maintaining reservoir pressure via CO2injection.The performance of CO2puff-huff was also eveluated.The results show that the crude oil of Honghe oilfield swells significantly after CO2injection.The diffusion between crude oil and CO2gradually increased as the pressure grows.The measured miscible pressure of crude oil and CO2is 17.34 MPa, lower than the initial formation pressure of Honghe oilfield,indicating that miscible flooding of CO2is feasible.Multi-cycle CO2huff-puff experiments show that an additional oil recovery factor of 3.14% can be achieved on the basis of 4.04% of natural depletion.A comprehensive evaluation of the experiment results indicates that CO2injection is feasible in Chang 8 reservoir of Honghe oilfield.

CO2huff-puff,complement producing energy,enhance oil recovery,tight sandstone,Yanchang Formation,Ordos Basin

2015-12-20;

2016-02-24。

张本艳(1976—)，女,高级工程师，油田开发。E-mail:649498525@qq.com。

国家科技重大专项(2011ZX05002)。

0253-9985(2016)02-0272-04

10.11743/ogg20160217

TE357

A