CO2驱油技术适应性分析及在不同类型油藏的应用——以华东油气分公司为例

王海妹

（中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京 210011）

华东油气区不仅具有丰富的天然 CO2资源，而且具有开展 CO2驱油的技术条件。华东油气分公司1982年开展了CO2吞吐和CO2混相驱矿场试验，取得了较好的效果，积累了丰富的经验，形成了CO2驱油的配套技术系列。

华东油气分公司累计探明油田21个，探明石油地质储量5 781.98×104t，其中低渗透石油地质储量4 004.38×104t，占 69.26%。低渗油藏埋藏深（2 700～3 300 m），单层厚度薄（3～5 m）、物性差，孔隙度12%～17%、渗透性（10～30）×10–3μm2，采油速度低、储层“五敏”现象严重，不适合水驱开发。

CO2驱油技术推广后，预计可盘活石油地质储量4 208×104t，CO2驱的油井总数可达到200口，注气井可达76口，按单井日注30 t计算，年注CO2量可达75.24×104t, CO2年埋存量为67.7×104t（按草舍油田泰州组油藏存碳率90%类比）。

1 CO2驱油技术适应性分析

经过对大量国内外文献调研，发现 CO2驱适用条件可以概括为流体物性、油藏特征和开发参数 3个方面。

1.1 流体性质

统计国外80个注CO2项目发现原油密度高、重质烃类较多、黏度大的油藏，注气易形成黏性指进，有效实施注CO2的原油密度范围为0.80～0.91 g/cm3。从矿场试验看，原油黏度在0.3～1 000 mPa·s的原油都可进行混相和非混相驱。

华东油区原油密度0.803～0.950 g/cm3，原油黏度1.38～18.5 mPa·s，气油体积比4.4～208.6，地层水类型为碳酸氢钠型，从流体性质角度分析大部分原油符合CO2驱油条件。

1.2 油藏特征

（1）地层压力。CO2之所以能有效地使原油流动，最根本的原因是 CO2能与原油中的轻质组分混相，因此，地层压力必须高于最小混相压力，才能实现混相驱。从美国实施注 CO2的应用来看，适应的油藏压力范围分布广，有效实施注 CO2的油藏地层压力范围为5～60 MPa[1]。

（2）埋藏深度。CO2驱油藏埋深范围是600～4 000 m，埋深不足600 m油藏的破裂压力常常低于注入压力而不能确保 CO2与原油互溶。美国较多实施注CO2驱油藏深度为1 200～2 500 m[2]。

（3）地层温度。温度对混相有一定影响，最小混相压力随温度的增加而升高。油藏温度不能太高，有效实施注CO2的油藏地层温度为70～121℃[3]。

（4）地层倾角。一般认为，倾斜油藏注气效果远远好于非倾斜油藏。把 CO2注到构造上倾部位，并以低速驱替，利用重力维持 CO2与原油混合，抑制指进，从而提高波及效率。统计表明，实施注CO2的油藏地层倾角为0～36°[4]。

（5）地层厚度。矿场试验表明，对油层厚度2.5～180.0 m采用CO2驱均有效。为防止重力分离的影响，在厚度大的地层中可采用水气交替、加密井网、向油层顶部注气等方法。有效实施注 CO2的油藏地层厚度（驱替）为5～60 m[5]。

（6）地层孔隙度。地层孔隙度为非关键因素，但油层应有足够大的孔隙体积与 CO2接触，有效实施注CO2的油藏地层孔隙度为5%～35%。

（7）地层渗透率。低渗透地层可提供充分的混相条件，减少重力分离；高渗透地层易导致早期气窜，降低驱油效率。倾斜油藏垂向渗透率应大于0.2 μm2，水平油藏渗透率应高于 0.005 μm2。大量应用表明，CO2混相驱在不同的渗透率油藏都取得了较好的效果。统计的有效实施注 CO2的油藏地层渗透率范围为（5～2 000）×10–3μm2[6]。

华东油区油藏埋深 1 537～3 500 m，地层压力16.62～28.64 MPa，油藏温度59.77～113.6 ℃，地层倾角 2～40°，油层厚度 5.2～30 m，有效孔隙度10.07%～20.62%，渗透率（1.42～86.87）×10–3μm2。从油藏特征角度分析符合CO2驱油条件[7]。

1.3 开发参数

（1）注气时机。由于流度比及非均质的影响，在最好的情况下，混相驱体积波及系数也只能达到55%～60%。有效实施注 CO2的油藏注气前含油饱和度为35%～65%。

（2）井网。井网部署的目的是让注入的流体能驱扫到油藏的绝大部分区域，并能采出更多的可动性原油。国外多采用反九点、反七点和五点法面积布井方式，可使较多的 CO2向采油井方向推进，并易于在开发过程中及时调整。有效实施注 CO2的油藏注采井数比为1∶2。

（3）井距。注CO2驱油在确定井距时，为防止过早气窜，要考虑注采井的连通状况、井网对砂体控制程度以及渗流能力，可适当地加大井距，同时应综合考虑技术效益和经济效益。对国外 CO2驱矿场应用资料统计表明，井网密度从0.1～0.7 km2/口均有较好的技术效果。先导试验阶段，通常采用0.1～0.15 km2/口的井网密度；工业化应用阶段，大多采用0.3～0.4 km2/口的井网密度，即200～350 m的井距。

（4）注入方式。气、水交替注入是为了降低CO2流度，最终减少油藏水平窜流和垂向窜流的程度。国外研究表明，在层状倾斜油藏中，对下倾油藏采用气水交替驱比对上倾油藏采用气驱更有效；对互相连通的层状油藏，采用气水交替注入更具优越性。注气水交替在CO2驱项目上占80%以上，气水质量比为1∶1。

华东油区原油饱和度43%～65%，油藏断块小、断裂系统复杂多为不规则三角形井网，井距 150～350 m，在地层倾角大于15°的油藏中可采用水气交替的注入方式。从开发参数角度分析，华东油区可以进行CO2驱油。

2 CO2驱油技术在各油藏中的应用

2.1 底块砂岩油藏

草舍区块泰州组油藏构造南北侧为Ⅰ、Ⅱ号断层夹持，北东向的f1、f2断层将断块分割成南南、南中、南北断块，南中断块内部9个断块，地层呈区域性西北倾，倾角9°～14°，面积0.7 km2，探明储量142×104t，为复杂小断块油藏。储层以细砂岩为主，平均孔隙度14.08%，平均渗透率24×10–3μ m2。油层厚度37 m ，油藏埋深3 020 m，地层压力35.9 MPa，地层温度119℃。以上油藏特征适合CO2驱油。

该区块采出程度低（16.4%），日产油下降快，从2001年的113 t/d降到2004年底的56 t/d；含水率上升快，从28%上升至45%。以上开发参数说明该区块水驱开发效果差，需要更换技术提高油田采收率。

2005年开始边部注CO2（2注4采），2008年开始5注15采，稳定连续注气5年，到2017年6月累计注入CO2气体20.5×104t，累计增油10.7×104t，提高采收率12.6%。

2.2 深层低渗油藏

草舍区块阜三段油藏面积1.8 km2，探明储量134×104t，油层厚度17.5 m；储层以细砂岩为主，平均孔隙度13.5%，平均渗透率10.6 ×10–3μm2，强水敏，油藏埋深3 000 m，地层压力29.89 MPa（混相压力26.6 MPa），地层温度104.45℃。以上油藏特征参数分析，该区块适合注气。

2012年部署6注13采CO2驱井网，采用大井距同步注气，井距200～500 m。到2017年6月累注气12.3×104t，累计增油3.0×104t，阶段提高采收率2.4%。

2.3 高含水油藏转气驱

台兴区块阜三段油藏含油面积1.6 km2，地质储量151.91×104t。注气前共有油水井29口（6注23采），开井数13口（5注8采），累积产油21.48×104t，采出程度14.14%，采油速度0.3%，综合含水66%。该区块为高含水老油藏，开发特征适合注气开发。

该区块2012年转注气开发，共设计25口井（全部为老井，包括两口侧钻井），形成5注20采的注采井网，共分为5个注采井组，先实施台14井组（1注3采），见效见2口。到2017年6月累计注气6.1×104t，累增油1.3×104t，阶段提高采收率0.8%。

2.4 大倾角油藏衰竭开采后CO2驱（吞吐）

张家垛区块含油面积2.74 km2，地质储量215.25×104t，油藏埋深3 150 m，孔隙度17.8%，渗透率5.6 ×10–3μm2，为特低渗油藏，存在天然能量开发效果差、注水注不进的问题，地面原油密度 0.8956 g/cm3，地面原油黏度117.78 mPa·s，适合注气开发。

该区块地层倾角45°，采用顶部CO2驱、低部位注水开发模式，以保持地层能量有效动用深层致密油藏。到2017年6月，累计注气3.9×104t，累计增油1.5×104t，阶段提高采收率0.8%。

2.5 特低渗油藏分段压裂水平井异步吞吐

金南区块阜二段含油面积 0.82 km2，地质储量38×104t，储层以细砂岩为主，平均孔隙度10.5%，平均渗透率3.69×10–3μm2，为特低渗油藏；地面原油密度0.876 g/cm3，地面原油黏度44 mPa·s。吞吐前采出程度24.5%，含水68%。油藏条件适合注气。

2014年5月在金南阜二段致密油藏开展水平井井组吞吐试验。到2017年6月，累计注入CO20.4 t，累增油0.5 t，阶段提高采收率0.7%。

2.6 稠油底水油藏水平井“HDC”技术

兴北区块三垛组油藏含油面积0.66 km2，地质储量124.53×104t，油藏埋深1 948 m，孔隙度28.4%，原油密度0.953 g/cm3，黏度为3 000 mPa·s，属于重质稠油。2012年部署水平井开发，投产效果差，投产后日产油2.5～10.7 t，且很快高含水，后因特高含水关停。根据 CO2注气适用条件分析，该区块适合注气。

HDC采油技术是采用高效油溶性复合降黏剂辅助水平井 CO2吞吐技术，利用其滚动接替降黏、增能助排的作用，降低注气压力、扩大波及面积，是实现中深层稠油油藏有效开发的一种技术。

2016年在兴北三垛组的4口水平井实施“HDC”技术后，均见效，其中兴北1平1效果最为显著，含水99%降至6%，日增油9 t，2017年6月累计注气 0.8×104t，累增油 0.3×104t，阶段提高采收率0.2%。

目前华东分公司CO2驱油规模化应用达13个单元，43注117采的注采井网，包括2个吞吐井组、1个“c+c”单元，覆盖储量1591.7×104t，见效10个开发单元、54口井，累计增油17.6×104t，累计注气52.1×104t。

3 结论与建议

（1）华东油气分公司CO2驱油技术推广后预计可盘活石油地质储量4 208×104t，预计年CO2注入量达到75.24×104t，CO2年埋存量达67.7×104t。

（2）在编制CO2驱开发方案前，应该从流体物性、油藏特征和开发参数等3个方面对油藏的CO2驱油适应性进行评价。

（3）在CO2驱油技术推广应用的过程中，为了更好地提高采收率，应该针对不同的油藏类型，在不同的开发阶段使用不同的驱替方式。