低孔低渗油层CO2吞吐增能技术探讨

吴错（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

CO2吞吐采油试验技术是将表面活性剂处理剂及液态CO2由油套环空注入油层，焖井溶解平衡后开井采油。通过CO2吞吐技术治理低效井，提高低孔低渗油层开发效果[1-2]。

从国内油田CO2吞吐施工效果看，由于油藏的地质条件、原油性质、施工条件变化范围大，增油效果也有很大差别。大庆油田低孔低渗油层中应用CO2吞吐技术取得了较好的增油效果。此技术具有投资少、见效快的优点，应用前景广阔[3-4]。

1 CO2吞吐机理

1.1 CO2温度、压力变化特性

CO2易溶于原油，其溶解能力随着压力的升高而增大，同时会引起原油体积膨胀、黏度降低等物性改变（图1）。

图1 不同压力下溶解汽油比

1.2 降低原油黏度

在地层条件下，压力越高，CO2在原油中的溶解度就越大，降黏作用就越明显（图2）。

图2 CO2溶解后原油黏度变化

1.3 降低油水界面张力

在地层条件下，随着注入CO2量的增加，油水界面张力不断降低，增加原油流度（图3）。

1.4 改善油层渗透性

由图4可知，CO2与水作用形成碳酸，再与部分碳酸盐岩作用，使碳酸盐岩溶解，扩大原来的岩石孔缝或者形成新的通道，提高此类油层的渗透性[5]。

图3 注入CO2后油水界面张力变化

图4 CO2改善油层渗透率

表1 措施单井基本情况统计

2 选井的定性及定量标准

2.1 定性标准

措施井要位于相对封闭区块，注入的CO2不易泄露，可提高注入剂的利用率；特别是孤立砂体、有采无注型及部分注采不完善类型剩余油开采更具有优势。考虑到目前CO2吞吐为笼统注入，要求射孔层数尽量少，主力产层有效厚度大，确保尽可能把CO2注入主力生产油层，可有助于提高注入剂的换油率[6]。

2.2 定量标准

油层厚度对吞吐效果影响较大，在油层有效厚度不同、其他油藏地质条件相近的情况下，一般油层厚度大，吞吐效果好。

CO2吞吐可提高低渗油田的采收率，渗透率越高，油层流动系数越大，油层吸气能力强，产油能力高。通过现场试验，0.5～50 mD的油层均有不同程度的增油效果。

在现有的工艺条件下，为了确保油层与CO2换热后地下原油不发生凝固现象，油藏埋深应大于1200 m。

3 措施井效果分析

3.1 措施井基本情况

共施工6口井，平均单井砂岩厚度16.7 m，有效厚度8.9 m，平均单井控制储量2.3×104t，措施前平均单井累计产油0.22×104t，平均单井采出程度9.57%，措施后平均单井累计产油104.8 t（表1）。

3.2 措施井效果

从措施后生产半年情况来看，投产初期产量高且产量下降明显的井、投产初期含水上升快的井，吞吐后增油效果较好，适合CO2吞吐增油。针对投产初期低产液高含水的井或取样无物的井，措施有效期时间短，累计增油量少，吞吐效果较差，CO2吞吐适应性差。

由图5至图6可知，随着采出程度的增加有效期与增油量均出现先增加后下降的趋势，然而采出程度在9%～12%之间有效期最长，采出程度在8%～11%之间增油量最多；因此，建议选井时优选采出程度在8%～12%的井。

图5 CO2吞吐有效期与采出程度关系

由图7至图8可知，随着措施前日产液量的增加，有效期与增油量均出现下降的趋势，然而措施前日产液量小于1.2 t/d时有效期长、增油量也多；因此，建议选井时优选措施前日产液量小于1.2 t/d的井。

图6 CO2吞吐增油量与采出程度关系

图7 CO2吞吐有效期与措施前日产液量关系

表2 措施6口井地下亏空与注CO2补充地层对比统计

图8 CO2吞吐增油量与措施前日产液量关系

3.3 地层能量补充

截止到2016年12月，吞吐6口井地下亏空体积在750～9500 m3之间，CO2易溶于原油，使原油体积膨胀。原油相对密度越小，体积膨胀率越大，通常其体积膨胀可达10%～40%。如果按照体积膨胀系数为25%计算（表2），仅C井没有起到地层能量补充的作用。

3.4 施工井压力数据

CO2吞吐6口井施工初期注入压力基本相同，随着CO2注入量的增多，注入压力也随之增大（表3）。

表3 CO2吞吐6口井施工压力

由表2可知，其中3口井施工结束后停井压力较高。

由图9至图10可知，焖井前5天压力下降幅度较大，压力下降值在3.5 MPa以上的井有效期时间长，增油量也较多；因此，在焖井阶段要保证压力下降到3.5 MPa以上才可以开井生产。

图9 CO2吞吐焖井压力下降值与有效期关系

图10 CO2吞吐焖井压力下降值与增油量关系

3.5 焖井过程中监测压力

措施效果较好的井主要压力扩散时间在焖井的前5天，压力下降幅度30.7%；措施效果较差的井前5天压力下降幅度10.3%，压力在井底扩散效果较差。

由焖井前5天压力监测可知：初期产量高、投产后下降快的井压力平均下降2.55 MPa；投产初期低产液高含水或取样无物的井压力下降1.5 MPa，说明该类型的井压力扩散速度慢，扩散面积也相对较小。

在焖井10天到15天时压力基本稳定，说明措施井基本形成相对稳定的圈闭。

4 效益预测

2016年共实施CO2吞吐6口井（表4），单井实施费用13.1万元，累计增油628.8 t，按照50美元/桶计算，折合人民币2400元/t，投入产出比为1∶1.92。

表4 C O2吞吐6口井措施效果

5 结论

1）通过分析6口井的生产情况，在选井时，优先考虑地层厚度大、采出程度在8%～12%之间、日产液小于1.2 t/d及有利于形成圈闭的油井。

2）从地层能量补充角度讲，在施工设计时，要先计算地层能量亏空，从而通过计算注入CO2量来补充地层能量。

3）从施工压力分析可以看出，焖井前5天压力下降幅度大，压力下降值在3.5 MPa以上的井有效时间长、增油量多；因此，在焖井阶段要保证压力下降到3.5 MPa以上方可开井生产。