彩9井区西山窑组特高含水油藏CO2混相驱先导试验

张艳梅，万文胜，李 琛，罗鸿成，刘衍彤，张会利，张瑞雪

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆 阜康 831511；2.新疆新易通石油科技有限公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

注水开发油藏平均采收率仅为30.0%左右，剩余油饱和度高，三次采油提高采收率的空间很大。其中，CO2混相驱油是向储层中注入CO2，通过降低界面张力、原油黏度和改善原油流动性，提高最终采收率。CO2混相驱具有良好的增油效果和广泛的适应性，是国内外油田三次采油的主要措施[1-13]。近20 a来，中国大庆、吉林、中原和华东等油田均已开展CO2混相驱的室内研究和现场试验[14-17]，但针对特高含水油藏CO2混相驱现场试验的报道较少。因此，通过类比法和数值模拟法对彩南油田彩9井区CO2混相驱可行性分析，并优选西山窑组油藏中部的C2576井组开展CO2混相驱先导试验。

1 油藏概况

彩9井区西山窑组油藏位于准噶尔盆地彩南油田西部，是一个受构造、断裂和岩相控制的边水油藏(图1)。西山窑组油藏埋深为2 230 m，原始地层压力为21.27 MPa，压力系数为0.93，地层温度为76 ℃。地层原油黏度为1.0000 mPa·s，地层原油密度为0.754 g/cm3，地面脱气原油密度为0.828 g/cm3，原始溶解气油比为108 m3/t。油层平均孔隙度为16%，平均渗透率为10.05 mD，为中孔低渗油藏。

图1 过C109—C2205—C2220—C2235—C2248井油藏剖面图

目的层J2x1油层厚度为1.1～13.0 m，自上而下划分为J2x11、J2x12、J2x13、J2x14小层。其中，J2x13-1、J2x13-2砂层厚度大，分别为4.9、4.8 m；其次为J2x14，油层厚度为4.0 m；J2x12-2砂层发育较薄，油层厚度为3.7 m。油层纵向连续性较好，隔夹层不发育，仅局部区域隔层较厚，一般小于2.0 m。油层物性资料统计显示，纵向上J2x13小层物性最好，渗透率为0.60～60.10 mD；其次为J2x14小层，渗透率为0.60～23.50 mD；J2x12-2砂层物性最差，平均渗透率仅为4.40 mD。

彩9井区西山窑组油藏于1992年11月采用整体压裂改造投产，1993年12月开始陆续转为300 m×425 m的反九点井网。油藏经历了产能建设、高产稳产、递减和低产4个开发阶段，截至2019年4月，油藏共有注水井65口，开井9口，采油井165口，开井38口，日注水量为150 t/d，日产液为501.4 t/d，日产油为39.5 t/d，综合含水为91.7%，采油速度为0.07%，采出程度为23.05%，油藏处于低产低效开发状态。油藏目前主要开发矛盾为：①受原油性质和储层特征影响，彩9井区西山窑组油藏初期及中期水驱油效果较好，含水低于50%时，采出程度约为16%，但水驱后期油井水淹水窜严重，开井率低，导致水驱油效果差。②受油层纵向非均质性影响，彩9井区西山窑组油藏J2x12-2砂层动用程度低，表现为未水淹或者弱水淹特征，J2x13-2砂层、J2x14小层油层动用程度高，为中强水淹特征。由于纵向上各小层之间隔夹层发育差，加密调整井投产后大部分井表现为高液量、高含水特征，整体生产效果较差，因此，油层上部剩余油通过加密调整等常规措施动用难度较大。

2 CO2混相驱可行性分析

根据彩9井区西山窑组油藏C2575、C2576、C2581井核磁共振测试解释成果，结合油藏不同时期完钻的加密井及穿层井电性特征可知(图2)，该油藏水驱后期剩余油主要分布在J2x12-2及J2x13-1砂层，下部J2x13-2砂层、J2x14小层采出程度高(表1)。受油层纵向各小层之间隔层不发育的影响，采用补充新井、堵水和细分层注水等常规措施难以动用J2x12-2砂层的剩余油。通过理论分析可知，在彩9井区西山窑组油藏目前压力条件下，CO2在J2x12-2砂层的密度为0.62 g/cm3，易于超覆在J2x12-2砂层上部剩余油中形成CO2混相驱替带，有利于实现上部剩余油的有效动用[18-27]。

图2 C2575、C2576、C2581井核磁测试结果对比

表1 彩9井区西山窑组油藏各层储量动用状况(截至2019年4月底)

彩9井区西山窑组油藏从盖层的封闭性、储层条件、原油性质和地层压力，均适合CO2混相驱，主要表现如下。

(1) 彩9井区西山窑组油藏J2x12-1砂层为泥岩沉积，厚度为1.3～10.2 m，平均为5.5 m，油藏具有较好的封闭性，有利于CO2混相驱油。

(2) 彩9井区西山窑组油藏地层原油溶解CO2能力强，CO2溶解后原油体积膨胀系数增大，表明原油油品性质适合开展CO2驱。采用CMG软件的PVT软件包，在拟组分划分的基础上，对彩9井区西山窑组油藏的原油性质、PVT实验数据和混相压力进行拟合，在拟合的基础上计算CO2在彩9井区西山窑组原油中的溶解和膨胀能力。结果表明：当CO2注入的摩尔分数为20%～50%时，饱和压力由19.20 MPa升至21.22 MPa,溶解汽油比由187 m3/m3升至331 m3/m3，地层原油体积系数由1.352升至1.738，原油黏度由2.160 0 mPa·s降至0.949 5 mPa·s(图3)。由此可知，彩9井区西山窑组油藏地层原油CO2的溶解能力强，油藏注入CO2后，原油体积膨胀系数增大，黏度降低，有利于改善CO2驱替过程中的流度比，提高CO2膨胀驱油效率。

图3 CO2注入量与原油性质变化曲线

(3) 在地层温度(76 ℃)下，对彩9井区西山窑组油藏地层原油样品进行了5次不同驱替压力的细管实验，测试结果见图4，根据细管实验结果和混相条件判断标准，可以确定CO2与彩9井区西山窑组油藏地层原油的最小混相压力为21.60 MPa，由于最低混相压力接近目前的地层压力(表2)，彩9井区西山窑组油藏能够在目前的地层压力条件下实现CO2混相驱替。

图4 细管实验驱替压力与采收率关系曲线

表2 彩9井区西山窑组油藏近年压力状况变化

(4) 为了更好地评价彩9井区西山窑组油藏CO2混相驱提高采收率的效果，建立了全油藏三维地质模型和数值模拟模型，在相态拟合和历史拟合的基础上，开展了继续水驱和CO2混相驱开发指标对比，模拟结果见图5。由图5可知，在水驱的基础上，彩9西山窑组油藏CO2混相驱可增加可采储量263.29×104t，提高采收率12.17个百分点。

图5 不同生产方式年产油量变化曲线

3 CO2混相驱油藏工程方案设计

根据国内外CO2混相驱的筛选标准，CO2混相驱取得较好效果的储层需要满足如下条件：①油层厚度小于10 m，油藏连通性较好，连通系数大于80%；②注采井网较完善；③层内非均质性弱，层间渗透率差异小，高渗透层不发育，避免注气过程中CO2发生方向性突破。在此基础上对彩9井区西山窑组油藏CO2混相驱注入层位、注气方式、井网井距进行优化设计。

3.1 井网井距

根据国内外CO2试验区的成功经验，小井距CO2驱替油效果较好。统计资料显示，国外油藏CO2驱油矿场试验井距大部分在200～250 m。国内规模实施CO2驱的吉林油田黑59区块井距为250 m，草舍油田泰州组受原水驱井网限制，CO2驱替井距为80～350 m，平均为260 m，表明井距与油井见效时间及开发效果呈正相关性，小井距见效快。而低渗透油藏CO2驱试验的主要目的是在短期内取得较好的驱替效果，获取实际资料，小井距可以满足技术性需要。因此，结合彩9井区西山窑组油藏油井的生产情况、油层分布、油层纵向非均质性、井距等参数，最终选择C2576井组为试验井组。C2576井组为小井距反七点井网，注采井距为136～179 m，井网面积为0.067 km2，平均油层有效厚度为9.5 m，动用石油地质储量为3.83×104t。该井组测试资料丰富，剩余油分布较为明确，注采井网完善，有利于CO2驱替见效。

3.2 注入层位及注气方式

根据C2576井组数值模拟成果及电阻率、核磁共振测井解释成果，试验井组J2x12-2砂层动用程度较低，采出程度仅为10.9%，呈现未—弱水淹特征，J2x13-2砂层、J2x14小层采出程度分别为29.7%、33.3%，呈现中、强水淹特征。考虑到油层纵向剩余油分布特征，注气层位选择剩余油较为富集的J2x12-2砂层(表3、4)。

表3 C2576井区各层位储量、剩余油储量统计

表4 C2576井区水淹程度统计

为优化注采方式，采用数值模拟方法对比J2x12-2单层注入和J2x12-2、J2x13-12层合注时的CO2混相驱效果。结果表明，J2x12-2砂层含油饱和度高，更有利于CO2混相驱，方案的峰值产油量和累计产油量比J2x12-2、J2x13-12层合注高，累计增油高出971 t。因此，采用单层注气方式效果更好。

3.3 注气量及注气速度

利用类比法和数值模拟法，对C2576井组CO2混相驱的CO2注入量进行优化研究，结果见图6、图7。由图6、7可知：当CO2注入量大于0.3倍孔隙体积时，累计增油量持续增长，但CO2换油率开始下降，考虑成本等因素，CO2注入量应为0.3倍孔隙体积(地面注入CO2量为10 500 t)；当注气速度大于40 t/d时，累计增油量及CO2换油率不再增加，因此，注气速度应为30～40 t/d。

图6 CO2注入量与增油量和CO2换油率关系

图7 注气速度与增油量和CO2换油率关系

3.4 注采比及地层压力

保持地层压力高于CO2混相压力是提高CO2混相驱采收率的关键。CO2驱试验区目前地层压力为20.81 MPa，略低于最小混相压力21.60 MPa，需要在CO2试注期间，控制油井采液量，提高注采比。根据数值模拟研究成果，注采比控制在1.1～1.2，CO2驱替期间地层压力可以保持在最小混相压力之上，且经济效益较好。按照注采比优化结果，CO2试验区优化注气速度为 30～40 t/d(地下为51.3～68.5 m3/d)，井组油井采液量控制为42.5～57.1 t/d，CO2驱替期间地层压力可以保持在1.0倍最小混相压力(表4)，确保试验区实现CO2混相均匀驱替。

表4 不同注采比CO2驱替阶段地层压力对比

4 现场实施效果

试验井组C2576井于2019年6月22开始注气，2020年2月4日受疫情影响现场无法供气而停注，提前转入注水，累计注CO24529.66 t。通过及时完善注采井网、恢复外围注水以及调整注气速度等措施，保证了地层压力维持在最小混相压力之上，注气阶段注入压力运行平稳，CO2驱前缘稳定，主要见效井C1259、C2048井产出气中CO2摩尔分数和产气量平稳上升(图8，表5)。C2576井注入的CO2在油藏条件下与地层原油接触混相后，形成明显的波及驱替前缘，CO2混相前缘推进速度平缓，逐步达到增油降水效果。以CO2摩尔分数和日产气量平稳上升为见效期，此时C2576井组中C2048井增油792 t，C1259井增油477 t，合计增油1 269 t，阶段换油率达到0.27 t/t(表6)。

图8 C2048井综合生产曲线

表5 C2576井组见CO2时间及CO2前缘推进速度

表6 C2576井组增油效果

C2576井组CO2混相驱先导性试验由于受疫情影响未能实现连续注气，第1阶段仅注入 0.145倍孔隙体积的CO2后便提前转入水气交替阶段，混相驱前缘构建不足，增油降水效果未能持续。油藏研究显示，该油藏油品性质好，CO2溶解度高，CO2混相驱提高采收率的潜力较大，建议继续开展彩9井区特高含水油藏CO2混相驱试验，深化高含水条件下CO2混相驱特征认识及注采技术政策的探索实践，为特高含水油藏开展规模CO2混相驱提供理论支持。

5 结 论

(1) 彩9井区西山窑组为典型的低渗透砂岩油藏，长期水驱后，剩余油主要分布在油层上部的J2x12-2及J2x13-1，下部J2x13-2、J2x14层采出程度高，受油层纵向各小层之间隔层不发育的影响，常规措施难以动用J2x12-2层剩余油，而CO2与地层原油溶解能力较好，能够在目前的地层压力条件下实现CO2混相驱替，大幅度提高原油采收率。

(2) 彩9井区特高含水油藏CO2混相驱试验表明，CO2混相气驱前缘驱替均匀，气驱前缘推进速度平均为2.00 m/d，CO2波及驱替特征明显。油井生产特征显示，第1周期注气4 529.7 t，阶段增油1 269 t，换油率为0.27 t/t，CO2混相驱可以提高此类特高含水油藏的采收率。