新疆油田CO2辅助蒸汽吞吐技术研究

察兴辰

(中国石油新疆油田公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000)

新疆油田CO2辅助蒸汽吞吐技术研究

察兴辰

(中国石油新疆油田公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000)

以新疆油田车510井区沙湾组浅层稠油油藏为研究对象，通过PVT高压物性室内实验方法分析了CO2辅助蒸汽吞吐开采机理，并针对在开发过程中出现的蒸汽超覆及汽窜现象等问题，对该区块进行了CO2辅助蒸汽吞吐技术的现场应用。结果表明，措施井平均单井增油量为206 t；措施井平均含水率降低了23%，目前已累计增油6 792 t，实现增油收益1 564万元。经过CO2辅助蒸汽吞吐措施之后可以明显改变该区块的开发效果，并对同类油藏的开发具有现实指导意义。

浅层稠油油藏; CO2辅助蒸汽吞吐; 高压物性; 开发效果

车510区块沙一段油藏在2015年5月投产以后，因原油黏度大、非均质性较强、储层岩性疏松等问题而导致蒸汽吞吐效果较差[1]。CO2易溶于原油，在原油中具有很高的溶解能力，具有降低原油黏度、使原油体积膨胀、调整注汽剖面的特点[2]。因此，稠油井进行CO2辅助蒸汽吞吐采油，可以降低原油黏度，同时又可增加近井地带原油驱动能量，是一种开采稠油的较好方法。事实证明，用CO2辅助蒸汽吞吐方法开采该油藏的开采效果明显好转。

1 油藏基本概况

1.1 油藏特性

车510井区位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东北段。本区正断裂发育，近东-西走向。本次研究沙一段储层的平均沉积厚度21 m，油层平均有效厚度8 m，地层中部平均埋深340 m，属于浅层油藏[3-6]。

沙一段储层主要以细砂岩、砂砾岩、含砾砂岩为主，油层平均孔隙度28.7%，平均渗透率912 mD，平均含油饱和度77.8%，属高孔高渗储层,且非均质性较为严重。车510井区沙一段油藏原油黏度在平面上显示中西部略高，向东逐渐变低，50 ℃平均脱汽原油黏度2 300 mPa·s，平均原油密度0.954 g/cm3，为超稠油油藏。油藏原始地层压力3.32 MPa，地层温度20.8 ℃。

1.2 区块开采现状及特征

该井区于2015年5月开始全面投产，现已动用含油面积1.38 km2，动用储量352.7×104t，在纯油区范围内采用60 m×85 m反九点井网进行部署，采用蒸汽吞吐加汽驱的开发方式。截止2016年6月，采出程度为9.8%，尚属于开发初期，开采现状见表1。

表1 车510井区综合生产情况Table 1 Comprehensive production chart of Che 510 well area

车510井区生产特征表现为整体效果较好，日产油水平随投产井数增加逐月上升。截止2015年9月，月平均产量达到峰值1 197 t，但产油量很快下降。2015年年底本区日产油量已经低于800 t，同时综合含水率上升较快，已由开采初期的40%上升到70%。单井产能差异较大，且周期递减快，稳产期较短(见图1)。

图1 车510井区综合生产曲线Fig.1 Comprehensive production curve of Che 510 well area

1.3 影响初期产能因素分析

1.3.1 非均质性影响 由于储层非均质性严重，在吞吐生产过程中导致纵向上动用不均，使部分井汽窜严重，造成单井产能差异大，影响了开发效果。

1.3.2 原油黏度影响 原油黏度高导致对注汽温度的要求更高，周期内温度场的降低速度快，导致产量递减幅度大，吞吐开发周期较短。

2 CO2辅助蒸汽吞吐机理研究

根据PVT高压物性实验结果分析CO2辅助蒸汽吞吐开采机理[7-9]。实验通过测定不同温度、不同CO2注入量条件下原油的体积系数、密度、黏度等参数，证明CO2能够在很大程度上改变该区块原油高压物性。

2.1 溶解降黏作用

图2为CO2对原油高压物性影响曲线。从图2(a)、(b)中可知，原油黏度随CO2溶解量和温度的升高而显著降低，而且CO2在原油中具有很强的溶解能力。特别是在低温条件下CO2的降黏作用还是很明显的，与注汽前同等温度相比黏度降低了53.88%。

图2 CO2对原油高压物性影响曲线

Fig.2 The influence curve of CO2on high pressure physical property crude oil

2.2 膨胀作用

实验发现 CO2能够大量溶解于原油，使原油体积膨胀，起到了溶解气驱油的作用。体积系数随CO2溶解量而逐渐增大，见图 2(c)。在地层温度为50 ℃条件下，原始地层油的体积系数为1.029 8，在不超过地层破裂压力的情况下，原油体积最大膨胀了1.18倍，说明注入CO2可使原油采收率提高18%左右，蒸汽伴注 CO2较单纯的蒸汽吞吐驱油效果要好。

2.3 降低界面张力作用

非遗进入市场的前提是让市场了解非遗，非物质文化遗产作为一种活态文化，具有很强的流动性，非物质文化遗产同多领域的跨界合作将成为现阶段保护的必然选择。在如今高度发达的互联网社会，将互联网技术与非遗相结合成为一种主流手段。互联网具有很强的传播性和创造性，“非遗+互联网”将会加速扩大对非物质文化的宣传力度。现阶段非物质文化遗产保护面临的一大问题就是社会对其的了解程度偏低，导致有很多具有价值的非遗无法进入到社会大众的视野中。

从图2(d)中可以看出，CO2对改善油水亲和力、增加界面活性有着重要的作用。在相同条件下，饱和CO2的油水界面张力最大可以降低41.17%。可以判断蒸汽伴注 CO2较单纯的蒸汽吞吐采油效率高[10]。

2.4 调整注汽剖面作用

在注入CO2过程中，CO2首先沿原注汽超覆部位进入油层，再后续注入高温蒸汽过程，CO2遇到高温热蒸汽，体积迅速膨胀并形成相对高压腔，使后续蒸汽向相对低渗透部位扩散，达到调剖的目的，见图3。同时CO2注入后占据超覆空间，减少热量向上部地层的扩散，使热量用于加热油层和原油，提高了热效率。

图3 车510井区未措施井与措施井逐日生产曲线对比Fig.3 The contrast daily production curve of well Che 510 between un-improved and improved wells

3 CO2辅助蒸汽吞吐技术的矿场应用

3.1 多种介质措施井效果对比

为验证CO2辅助蒸汽吞吐技术的优越性，在车510井区南北两个高黏、低孔、低渗区共部署多介质措施井37口，其中南部实施CO2辅助蒸汽吞吐措施井2口，结果如表2所示。

从表2中各项措施增油数据来看，CO2辅助蒸汽吞吐开采效果最好。

表2 多介质措施井增油统计表Table 2 The incremental oil statistical table of multimedium improved well

3.2 CO2辅助蒸汽吞吐措施实施效果评价

表3 CO2辅助蒸汽吞吐措施井增油统计表Table 3 The incremental oil statistical table of CO2 assisted steam huff and puff

图4为CH50170井措施前后吸汽剖面对比。由图3、4可知，与未措施井单轮次生产特征对比分析，可以得出该项措施开采特征，主要表现为[11-14]：

(1) 延长生产周期，提高单井产量。措施井日产油量提高一倍以上，生产期间产油量均保持在较高水平，产量波动较小。含水率也同样降低一倍以上，且含水率均保持在较低水平。

(2) 调整注汽剖面，改善开发效果。使用CO2调整注汽剖面降低高渗层的产水量，可以明显缩短焖开排水期，提高单井产油量并能降低原油的递减速率。

(3) 节约蒸汽，降本增效。在地层压力3.4 MPa时，1 t液态CO2在地层中可以占据16 m3的体积，因此平均注CO2量25 t的单井，至少比上一轮少注入蒸汽量达400 m3。

图4 CH50170井措施前后吸汽剖面对比

Fig.4 The contrast profile of well CH50170 before and after steam injection

4 结论

(1) CO2辅助蒸汽吞吐方法开采稠油，具有降低原油黏度、调整注汽剖面、增加地层流体的膨胀能等作用，有利于提高单井产量。

(2) 当地层中注入CO2后，在不超过地层破裂压力条件下，原油黏度可以降低53%左右，原油体积可以膨胀1.18倍，油水界面张力最大可以降低40%以上。

(3) 平均单井产油量比未措施井高出206 t，平均含水率比未措施井降低15.8%,目前已累计增油6 792 t。

(4)CO2辅助蒸汽吞吐措施井生产特征表现为延长生产周期、提高单井产量、调整注汽剖面、改善开发效果、节约蒸汽注入量。

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(编辑 王戬丽)

The Research and Application of CO2-Assistant Cyclic Steam Stimulation Technology of Xinjiang Oilfield

Cha Xingchen

(ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,KaramayXinjiang834000，China)

Taking the shallow heavy oil reservoir of Shawan group in 510 block at Chepaizi area of Xinjiang oilfield as the object of the research, mechanism of CO2-assistant cyclic steam stimulation was analyzed a by method of PVT physical properties at high pressure. Against the problems of steam overlap, steam channeling and sand producing during development, the technology was applied at this block. Practical application results show that the average oil production increment is 206 tones and the water cut decrement is 23 percentage for treated well. Currently the accumulative oil increment is up to 6 792 tones and get profit of 15.64 million yuan. Therefore the technology of CO2-assistant cyclic steam stimulation can obviously enhance development effect and have great practical guiding significance for similar oil reservoir block.

Heavy-oil reservoir of shallow buried formation; CO2-assistant cyclic steam stimulation; High pressure physical properties; Development effect

1006-396X(2017)03-0039-05

2017-02-12

2017-03-10

国家科技重大专项“CO2提高油田动用率和采收率技术”(2008zx05016-0014)。

察兴辰(1988-)，男，硕士，助理工程师，从事油田开发方面的研究； E-mail：chaxingchen880712@163.com。

T35

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.007

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn