鄂尔多斯盆地油沟区长4+51低渗透油藏二氧化碳驱先导试验

齐春民 李瑞冬 朱世东 刘立虎 李金灵

1.延长油田股份有限公司吴起采油厂；2.西安石油大学材料科学与工程学院；3.石油石化污染物控制与处理国家重点实验室；4.陕西省油气田环境污染与储层保护重点实验室

吴起油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，属于典型的低渗透油田(一般低渗透油层渗透率为 (10～50)×10-3μm2、特低渗透油层渗透率为(1～10)×10-3μm2、超低渗透油层渗透率为 (0.1～1)×10-3μm2)，丰度低，单井产能低。该油田在开发初期产量递减速度快、中后期注水开发效果差［1］，且陕北水源不足，开采难度加大［2］。碳捕获、利用与封存是一项绿色环保的驱油技术［3］，该技术既可实现CO2的地质埋存，又可提高原油采收率，兼具技术、经济和社会多重效益。延长石油(集团)有限责任公司在陕北地区就约有12×108t的石油地质储量适宜CO2驱油与封存，其中鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩油藏是实施CO2埋存和提高采收率技术攻关的良好实验田。以吴起油田油沟长4+51小层油藏为例，从其前期的储层物性勘测、混相注入压力设计，到驱油效果评价与预测，以及后期的风险监测评估，系统地开展了CO2驱现场先导试验研究，为进一步开展CO2驱现场试验、探索CO2驱在陕北低渗透油藏的适用性提供参考。

1 试验井组概况

相对注水开采，注气开采可取得好的驱油效果［4］，而且在常规注气中，CO2最易与原油混相。向油藏注入CO2既能降低温室效应［5］，而且还可有效降低原油黏度、溶解储层中胶质［6］、提高砂岩储层酸化效果［7］、消除储层水敏和水锁伤害［8］，呈现出比水驱采油更明显的技术优势［9］。

鄂尔多斯盆地中部吴起地区油沟油区长4+51油藏储层砂岩连片发育，连续性好，储层构造简单，裂缝不发育，储层发育较好，平面分布稳定，区内断层不发育，油层连通性好，无边水、底水、气顶。选取吴 38-11、吴 38-21、吴 38-111、吴 38-112、吴 38-28共计5个井组进行CO2驱先导试验。为了计算长4+51探明储量，对全油田长4+51层170多口井进行了储层解释，该区含油面积14.8 km2，含油饱和度55%，原始饱和压力 5.4 MPa，溶解气油比 45.6 m3/t，原油黏度2.38 mPa·s，密度0.7816 g/cm3，原油体积系数1.329，储层砂岩平均厚度 7.69 m，孔隙度12.8%，渗透率 0.783×10-3μm2，属于超低渗透油层。用容积法计算的油沟油区长4+51探明石油地质储量为563.13×104t。根据油沟油区长4+5储量计算参数，对5个注CO2气驱井组进行试验，受益油井24口，平均油层厚度10 m，控制储量面积2.72 km2，地质储量为 130×104t。

2 试验方案

2.1 最小混相压力测定

依据SY/T 6573-2016《最低混相压力细管实验测定法》，采用细管实验测定目标区CO2驱油最小混相压力，注入1.2 PV时的原油采出程度大于90%，而且随着驱替压力的升高，驱油效率没有明显的增加，并在观察窗中可以观察到混相流体(即在CO2气和其之前的油墙间不存在明显的界面)。确定最小混相压力的方法是在保证细管实验实现混相和非混相驱替各有3次的情况下，绘制各次细管实验注入1.2 PV时的原油采出程度与驱替压力的关系曲线图，非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力即为最小混相压力(MMP)［10］。

实验油为吴起油沟长4+51油层原油。驱替气为工业级CO2气体。实验装置为美国CORELAB公司的细管装置和加拿大HYCAL公司的岩心驱替装置，整个系统主要由注入系统、岩心夹持系统和采出系统组成，3个系统为独立的板块结构，其中岩心夹持器为实验的关键部分，其主要组成设备为一维长细管、中间容器、高压驱替泵、配样器、恒温烘箱、回压阀、气量计等。一维细长管(模拟岩心)为一个用石英砂(170～230目)填充的不锈钢盘管，内径 3.8 mm、长度 20 m，平均渗透率 0.94×10-3μm2，孔隙度13%，将其置于恒温箱中，用填砂细管的目的是模拟油藏储层多孔介质状态，以便在流动过程中为注入气和原油的混合及多次接触提供一种介质。最小混相压力测定实验流程示意图［11］如图1所示，该装置的最高工作压力及温度为55 MPa和150 ℃。

图1 最小混相压力测定实验流程图Fig.1 Flow chart of minimum miscible pressure determination test

2.2 CO2气体碳同位素值δ13C的测定

对CO2气体碳同位素值δ13C的测定是一种鉴别有机成因和无机成因CO2的有效方法［12］，通过测量注入井周边采油井周围CO2气体碳同位素值δ13C，可确定注入的CO2是否有泄漏风险以及泄漏程度。在CO2注入过程中添加CO2气体碳同位素值δ13C，在二氧化碳注入区块土壤中收集二氧化碳气体，使用激光拉曼光谱仪对混合气体样品进行显微激光拉曼测试分析，进行同位素值δ13C的测量。

2.3 SF6气相示踪剂监测

SF6因其与CO2在物理性质上具有最相近的特性，所以，本研究中选择SF6作为低渗透储层CO2驱替实验的示踪剂。在CO2注入过程中添加SF6气相示踪剂，对反九点井网上的16口一线受益井伴生气进行取样，采用选配高灵敏度热导检测器的GC9890A/T型气相色谱仪对SF6示踪气体进行检测分析。

3 施工参数设计

3.1 CO2驱油最小混相压力(MMP)

依据SY/T 6573-2016，在6个驱替压力下完成注CO2驱细长管实验，其驱替1.2 PV时的原油采出程度与驱替压力的关系如图2所示。

图2 CO2驱最小混相压力(MMP)的确定Fig.2 MMP map of in-place oil with injected CO2

从图2中可以看出，非混相段的切线与混相段的切线相交，该交点所对应的压力为17.8 MPa，由此可判定CO2与吴38-272井地层原油达到混相的最小混相压力为17.8 MPa，这也是决定能否形成混相驱的关键性因素之一。驱替压力若小于17.8 MPa，采出程度相对较低，随着驱替压力的增加，采出程度明显提高，此过程为非混相驱替过程；当驱替压力达到17.8 MPa时，由于注入气与流体达到动态混相，相对于未混相条件，驱替效率大幅度提高，达到93%；驱替压力继续增大，采出程度增加幅度变缓，此时的驱油机理为完全混相驱替。

3.2 注入参数优化

油沟油区吴38井区长4+5油藏油层平均破裂压力为28 MPa，因此，注入井最大井底流压应小于28 MPa。注水井转注CO2时，井内流体为气液混合流体，流体平均密度为 0.75～0.8 g/cm3，注 CO2时静液柱压力为 15～16 MPa，摩阻损失小于 0.5 MPa。根据流体力学理论计算可获得井口最大注CO2压力(油压)为15.5 MPa。另外，根据该油藏特征，最终确定井口的实际液态CO2注入压力为8 MPa，注入流量为 0.6 t/h。

4 施工效果分析

4.1 注CO2前后地层压力对比

对油沟试验井区内的受益油井采用井下压力恢复试井的方法来获取不同开发阶段的地层压力，该井区原始地层压力为15 MPa，2005年8月开始采用衰竭式开采模式，至2008年8月地层压力降至8.7 MPa。2008年9月开始转入注水开发，属于滞后注水开发模式，至2014年9月地层压力恢复至9.8 MPa。2014年10月开始进行注CO2矿场先导性试验，至2017年1月注气后地层压力升至10.5 MPa。可见，原始地层压力因油气开采而大幅度降低，水驱开发后地层能量得到补充。而转注CO2后，地层压力进一步回升，说明注CO2能使地层能量得到有效的补充并且补充稳定。

4.2 CO2驱油效果

图3为5个试验井组注气见效前后产液、产油量变化柱状图。由图3a可见注CO2后试验井组的产液量增加，由图3b可知产油量大幅度提高，其中受益井组最大增油量为3.84 t(如38-11井)，最大增油幅度为68.98%(如38-111井组)。对比图3a和图3b发现产出液含水率明显降低。

图3 注CO2实验井组注气见效前后产液、产油量Fig.3 Comparison of liquid production rate and oil production rate before and after the response of CO2 flooding in the test well groups

根据前期的产量数据，拟合可得曲线递减趋势，其注气井组月产油量和累计产油量拟合曲线如图4所示，其拟合曲线方程均为无量纲的7次多项式：y=C+B1x+B2x2+B3x3+B4x4+B5x5+B6x6+B7x7，其中C为常数、B1～B7为系数、x为时间、y为产油量，R2值分别为 0.989 4 和 0.996 2。自 2014年9月开始注气，2年后共累计注入液态 CO28 900 t，产油量比注水时同比增加2 935.6 t，其注入液态CO2量与提高原油产量体积比值(换油比)为3.03∶1。如果该井组不注气，预测30年产量，到2043年底累计产油 39.04×104t。根据国内外 CO2驱油效果经验，预计可提高原油采收率10%，以该井区地质储量130×104t进行计算，试验井区实施 CO2驱增产13×104t，到 2043年后可累计产油 52.04×104t。

图4 注气井组月产量和累计产油量拟合曲线Fig.4 Fitting curve of monthly production and cumulative oil production of CO2 flooding well groups

4.3 实施区CO2泄露监测

利用δ13C同位素对注入CO2前后的本底浓度等值线分布进行分析，结果表明，注入CO2前后的本底浓度基本无差别，说明CO2未向地表泄露。与此同时，于2016年10月在38-28注气井组采用SF6气相示踪剂监测，测试周期为3个月，通过与背景浓度对比，未发现示踪剂峰值，这充分说明CO2在储层中的推进速度缓慢［7］、且均速，未发生CO2突进和窜流现象，CO2在储层中的推进效应良好。

5 结论

(1)对于油沟油区长4+51低渗透油藏，CO2与其原油的最小混相压力为17.8 MPa，设计井口最大注入压力为 15.5 MPa，现场实际注入压力为 8 MPa，CO2注入流量为 0.6 t/h。

(2)CO2驱先导试验表明，注气井组原油产量上升，含水率下降，证明在陕北特低渗透油藏实施和推广CO2驱提高原油采收率技术具有可行性和经济性。

(3)储层天然裂缝和优势水驱通道的存在严重影响着CO2驱油效果，对CO2在裂缝中窜逸的监测与控制将是CO2驱的关键，建议利用纳米型或改性淀粉封堵技术控制CO2窜逸。