苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识

唐人选， 梁 珀， 吴公益， 陈 菊， 梁 翠

（中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏泰州 225300）

苏北盆地复杂断块油藏的构造复杂，地层非均质性强，水敏严重，注水开发效果不理想，采出程度低。2005 年，在CN 断块泰州组油藏进行了注CO2开发先导性试验，取得了一定成效；2011 年，注CO2开发逐步推广到其他“三低”（低渗透、低效开发、低采出程度）断块油藏；2015 年，又逐步推广到“三高”（高渗、高含水、高采出程度）油藏及底水稠油油藏。截至2018 年12 月底，苏北盆地复杂断块油藏已有9 个区块规模化注CO2，共有69 口采油井，其中37 口井注CO2开发，有同步注CO2开发，也有注水转注CO2开发，累计注入64×104t CO2，占注气驱总注入量的97%，平均换油率0.312 5。注CO2区块中部分低渗透油藏采用水平井开发，部分采油井进行了压裂改造。

统计分析发现，地质特征类似的区块注CO2开发效果差异较大，同一区块不同开发单元的开发效果差异也较大。目前已有研究大多数针对特定的油藏，采用数值模拟方法，开展注气参数优化及注气效果预测[1-5]，但没有验证实际开发效果和模拟预测结果吻合度，因此，这些文献资料的借鉴意义不大。为了弄清引起CO2驱油效果差异的原因，笔者对苏北盆地复杂断块油藏9 个注CO2区块的相关数据进行了统计分析，明确了影响CO2驱油效果的主要因素，并对其影响规律有了基本认识。

1 注CO2 区块油藏概况

苏北盆地先后有13 区块进行了注CO2开发，其中9 个区块形成了规模，且均取得了较好的注气效果。9 个区块的油藏基本参数见表1。

表 1 苏北盆地9 个注CO2 区块油藏基本参数Table 1 Basic reservoir parameters of 9 CO2 flooding blocks in the Subei Basin

从表1 可以看出，低渗透油藏中深2 160.00～3 150.00 m，储层孔隙度13.0%～20.1%，储层渗透率4～47 mD，储层压力22.50～40.82 MPa，储层温度74.3～110.0 ℃，地层条件下原油黏度3.78～19.85 mPa·s，储层有效厚度5.1～38.8 m，混相压力22.11～29.34 MPa，储量（49～212）×104t。对低渗透油藏，初期进行注水开发或直接注CO2开发。中高渗及普通稠油油藏中深1 649.70～2 364.60 m，储层孔隙度26.68%～28.40%，储层渗透率93.7～1 394.0 mD，储层温度75.6～81.3 ℃，地层条件下原油黏度7.60～5 335.87 mPa·s，储层平均有效厚度2.9～25.4 m，混相压力17.2～18.5 MPa，储量（124.5～167.0）×104t。对中高渗及普通稠油油藏，初期进行注水开发或靠天然边底水驱动。

总体而言，苏北盆地注CO2开发区块的储层非均质性较强，统计的9 个区块渗透率突进系数1.82～4.45，变异系数0.5～1.0，储层中等偏强水敏。

2 C O2 驱油效果影响因素

基于苏北注CO2区块油藏基本参数，结合现场实践，分析井型、压裂情况、注气前油井初产量、注采比和注气方式等对CO2驱油效果的影响程度。

2.1 井型

苏北9 个注CO2区块的69 口采油井中，直井48 口，水平井21 口，其见气见效情况分别见表2、表3。

表 2 注CO2 区块直井见气见效情况Table 2 Flooding effects and gas production in vertical wells in a CO2 flooding blocks

表 3 注CO2 区块水平井见气见效情况Table 3 Flooding effect and gas production in horizontal wells in CO2 flooding block

由表2 和表3 可知，直井CO2驱的见效率达到67%，明显高于水平井。

注CO2开发不见效水平井日产油归一化产量叠加曲线如图1 所示，注CO2开发见效水平井日产油归一化产量叠加曲线如图2 所示。

图 1 注CO2 开发不见效水平井日产油量叠加曲线Fig. 1 Normalized daily oil rate superposition curve of a non-affected horizontal well after CO2 injection

图 2 注CO2 开发见效水平井日产油量叠加曲线Fig. 2 A normalized daily oil rate superposition curve of affected horizontal well after CO2 injection

由图1 可知，注CO2开发后，不见效水平井产量递减快，3 年后平均单井日产量不到1.7 t。由图2可知，见效水平井产量稳定或递减慢，3 年后平均单井日产量达到4.1 t。可见，井型对CO2驱油效果有较大影响。

2.2 压裂情况

苏北盆地9 个注CO2开发区块中，21 口水平井进行了注CO2开发，其中15 口井进行了压裂，6 口井未进行压裂，其见气见效情况分别见表4 和表5。

表 4 注CO2 水平井压裂后见气见效情况Table 4 Flooding effect and gas production of CO2 flooding in fractured horizontal wells

表 5 注CO2 未压裂水平井见气见效情况Table 5 Flooding effect and gas production of CO2 flooding in non-fractured horizontal wells

由表4 和表5 可知：15 口进行了压裂的水平井中，见效井仅2 口，占13%；6 口未压裂水平井中，见效井3 口，占50%。可见，是否进行了压裂，对水平井CO2驱油效果有较大影响。

2.3 注气前油井产量

对苏北盆地注CO2见效井的日产油量进行了统计，结果见表6。

由表6 可知，见效井的增油量与其注气前产油量密切相关。注气前产油量高的，注气见效后产油量增幅大；相反，注气前产油量低的，注气见效后产油量增幅小。

进一步统计分析注CO2见效前后日产油量之间的关系，结果如图3 所示。从图3 可以看出，见效前后的日产油量几乎呈线性关系。

表 6 苏北盆地注CO2 见效井日产油量统计Table 6 Statistics on the oil production of wells with effective CO2 flooding in the Subei Basin

2.4 注采比

图 3 注CO2 见效前后日产量之间关系Fig. 3 The relationship between daily oil rates before and after effective CO2 flooding

注CO2采油初期生产气油比较低，为原始溶解气油比。由于储层的非均质性及各井开采程度不同，油井见气周期不同，部分井套管内CO2体积分数、生产气油比逐渐增大，最后当气油比升高到一定程度时，油井发生严重气窜，几乎不产油。通过岩心注CO2驱油试验可知，高气油比驱替阶段油井仍有一定产油量，仍然是注CO2开采的主要组成部分，但同时也意味着需要较高的注采比（注入CO2地下体积/采出原油地下体积）。室内试验对矿场开采有一定的借鉴和指导意义，实际开发中对经济效益有要求，注采比过大则开发成本较高，因此需要找出合理的注采比。

对苏北CZ、TN 和ZJD 等3 个主力区块日产油量与注采比的数据进行了统计，得到了两者的拟合曲线，分别见图4、图5 和图6。

图 4 CZ 区块注CO2 采油井日产油量与注采比的关系Fig. 4 The relationship curves of daily oil rate and injection-production ratio of CO2 flooding in wells in the CZ Block

由图4—图6 可知，注CO2采油井的日产油量随注采比增大不断递减，但综合分析3 个区块日产油量与注采比的关系，稳产期最佳注采比应在2.5 左右。

2.5 注气方式

注气方式主要有注水后转注气、直接注气、注气后转注水3 种。

图 5 TN 区块注CO2 采油井日产油量与注采比的关系Fig. 5 The relationship curves for the daily oil rate and the injection-production ratio of CO2 flooding well in the TN Block

图 6 ZJD 区块注CO2 采油井日产油量与注采比的关系Fig. 6 Relationship curves for the daily oil rate and injection-production ratio of CO2 flooding well in the ZJD Block

苏北盆地复杂断块油藏中，CN 泰州组、TN 阜三段、JN 油田、ZC 垛一段等油藏为注水后转注CO2开发；XB 区块垛一段底水稠油油藏由天然能量驱转注CO2吞吐；CN、TN、ZJD 和CZ 区块注CO2后，由于气油比增大，进行了水气交替注入；另有多个区块进行了同步注CO2开发。统计分析这些油藏的生产数据发现，注CO2后的增油效果与注气方式关系不大，与注气前油藏含油饱和度有较强的相关性。

3 C O2 驱主要影响因素的影响机理

3.1 井型和压裂

从表2—表5 可以看出，水平井注CO2后见效率很低，尤其是水平井压裂开采见效率更低。分析认为，应该可以归结于以下几方面的原因：

1）地层天然微裂缝发育。由于低渗透油藏埋藏深，一般存在天然微裂缝，当油藏埋深超过900.00 m后多会产生垂直裂缝，水平井可以穿过这些微裂缝，形成连通网络[6]。水平井进行压裂改造，会导致地层天然微裂缝扩张延伸，在注采井距几百米情形下，这些纵横交错微裂缝很容易将注采井沟通，若人工裂缝方向平行于流线方向，更容易造成气体突破。用天然能量开发低渗透油藏，水平井是一种理想的井型；但对于注气开采，水平井恰恰是不好的选择[6]。另外，水平井压裂增加了地层裂缝，人为加大了地层的非均质性，使水平井见气周期更短，气窜更严重，最终采收率更低[3,7]。

2）水平井流动阻力小[6]，气体易突破。以一注一采为例，在注采井距相同、产量相同、注采压差相同前提下，水平井为线性流，阻力小，而直井为径向流，阻力大，水平井见气周期短于直井。

3）水平井易气窜。低渗透油藏储层多而薄，水平井穿插各个小层，各小层纵向非均质性导致其容易气窜。特别是相对于直井而言，水平井控制面积较大，近井地带为线性流，气体流动阻力小，因而气窜更严重。

4）油藏厚度较小。当油藏厚度较小或原油黏度较高时，一般采用水平井开采[6]。但薄油层过流面积小，原油黏度高，相同注入压差下气体运动更快，水平井见气周期更短。苏北低渗透油藏埋藏深，储层温度相对较高，地层原油黏度低，低渗区块横向黏度变化不大。因此，低渗透油藏水平井气窜与原油黏度相关性不大，但油藏厚度有一定影响。

另外，因苏北低渗透油藏埋藏较深，压实作用明显，砂层泥岩含量高，层间泥岩隔层多，纵向渗透性较差，水平井初产及累计产油量均不如直井。

3.2 注采比

注采比一般高于1，但注采比应该在合理的范围内。注采比太低，见效周期长，产量低；注采比太高，见气周期短，容易引起气窜。因此，注采比过高或过低，注气效果均不理想。苏北盆地复杂断块油藏选择注采比时，一般要考虑以下因素：1）复杂低渗透断块油藏大多为半封闭断块，层间、平面不可避免地存在外溢；2）滞后注气要考虑地层亏空，较高的注采比能很快提高地层压力水平；3）为确保油藏处于混相，保证地层压力略高于混相压力；4）当气油比较高或采油井气窜后，地层压力下降，为维持一定的产量，就必须逐渐提高注采比，以保持地层压力处于一定的水平。

苏北盆地有的区块注采比较高，但日产油量下降幅度小，这主要是油藏均质性较好，采油井压裂少，且未采用水平井开发，气油比虽然不断增大，但气窜井较少。有的区块日产油量随着注采比增大急剧下降，分析认为是对水平井进行了压裂，人为增强了油藏的非均质性，气窜严重，导致井底附近温度降低[8]，原油黏度增大，原油流动阻力增大。因而，注采比越高，日产油下降越快。

3.3 油井产油量

无论是注水开发还是注气开发，油藏必须得有一定的物质基础，即必须得有一定的储量支撑。对于注水转注气开发井而言，最好的判断参数就是油井注气前的产油量和油藏的剩余储量；对于同步注气开发井，油藏要有一定的自然产能；对于注水转注气或弹性开发转注气开发，必须优化注采井组，落实井组的采出程度，一般选初期产量较高、产量递减快和采出程度低的注采井组。

苏北盆地复杂断块油藏开发数据验证了上述说法：注水转注CO2区块见效井组，见效井主要分布在剩余油富集区，且有一定的产油量；同步注CO2开发的苏北CZ 阜三段、SD 阜三段和HZ 阜三段，有较明显效果的是自然产能较高的CZ 阜三段；对比注水转注CO2区块的井组，位于剩余油富集区的洲18 井组取得了明显的增油效果。剩余油富集区一般分布在构造高部位与断层遮挡处、注水不见效的低渗地带、被砂埋的注水井下部、注采流线较弱区域、正韵律地层上部、高含水稠油等区域。剩余油富集区均为注水未波及区，动用程度低，注水转注气开发效果较好，吸入剖面明显改善[9]，注CO2后动用程度提高，单井产量大幅度增加。进一步分析认为，之所以注CO2效果好于注水，是因为气体扩散性好于水，另外CO2具有膨胀、降黏、降低界面张力等特性，CO2驱的波及系数和洗油效率均好于水驱[4]。

4 结论及认识

1）注CO2开发低渗透油藏时，井型和压裂对开发效果都有影响，直井的驱油效果好于水平井，未压裂井的驱油效果好于压裂井。

2）注CO2开发低渗透油藏时，过低的注采比和过高的注采比均得不到很好的驱油效果。苏北盆地低渗透油藏注CO2开发时的最佳注采比为2.5左右。

3）油藏注气前的产量越大，CO2驱油效果越好。对于高含水二次注CO2开发，油藏既要有一定的产量，也要有一定的剩余储量，以保证注CO2高效、长效。

4）注气方式对苏北盆地复杂断块油藏注CO2开发效果影响不大。