准噶尔盆地东部北10 井区中深层稠油CO2非混相驱油技术

许海鹏 张新奇 刘 蕊 夏近杰 王 倩 董 宏

（中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000）

0 引 言

中国稠油资源较为丰富，占全国探明资源量的20%以上，展现出较强的开发前景。随着石油需求的不断增长，特别是稠油在中国石油化工行业中战略地位的提高，对稠油进行经济开采越来越受到重视。对于普通稠油油藏，常规水驱即可使采收率达到20%以上。对于特稠油和超稠油油藏来说，根据稠油黏度对温度敏感的特点，采用以注蒸汽为主要形式的蒸汽吞吐、蒸汽驱、气体辅助重力驱（SAGD）等热力开采方法，可使采收率达到50%。对于一些不适合注蒸汽开采或者蒸汽吞吐后期不能转驱的稠油油藏来说，利用火驱的开采方法，通过注入空气或富氧气体作为助燃剂，在地下形成火墙向生产井推进，在理论上可使采收率达到90%以上［1-4］。

北10 井区头屯河组油藏属于典型的强水敏中深层稠油油藏，受限于井区油藏物性，传统稠油开采方法在北10 井区表现出很强的不适用性，针对这类油藏动用则需要提出新的开采手段。室内研究和矿场试验已证明CO2驱是一种能显著提高油井生产能力和油藏采收率方法，CO2作为驱油剂已被国内外广泛采用。

目前国内外对CO2驱开展研究的对象多是稀油油藏，而在稠油油藏中的研究与应用则较少［5-8］。本文通过开展原油注CO2膨胀实验和长岩心驱替实验，定量评价了CO2对井区稠油的膨胀降黏能力和驱替效率，针对试验区生产现状提出“非混相驱+吞吐”措施，利用数值模拟手段，在历史拟合的基础上优化注采参数得到最优方案并预测开发指标，最终使油藏得到有效动用，为中深层强水敏稠油油藏的开发提供借鉴。

1 北10油藏地质特征及开发简况

1.1 储层及流体特征

北10 井区侏罗系头屯河组油藏总体表现为北高南低的鼻状构造，地层倾角为1.7°~9.1°，油层在平面上分布连续，各小层之间泥岩隔层平面上连续稳定分布，未见明显水层，为受断裂切割的岩性油藏。油层平均厚度为33.4 m，平均孔隙度为22.28%，平均渗透率为37.39×10-3μm2，属中孔、中低渗储层。油藏平均埋深为1 987 m，50 ℃地面原油黏度平均为1 585 mPa·s，原始地层压力为31.75 MPa，地层压力系数为1.63，饱和压力为11.4 MPa，地温梯度为2.4 ℃/100 m，属于异常高压、正常温度系统的中深层未饱和稠油油藏。井区储层胶结疏松易出砂，出砂粒径集中在41~60 μm。储层速敏渗透率损失84.8%，水敏渗透率损失94.2%，属于强速敏、极强水敏性储层。井区原油油质偏稠易乳化，乳状液的粒径处于1~5 μm，稳定性强（30 d 无变化），可堵塞水敏后剩余大部分孔隙（0.1~10.0 μm）。

1.2 开发简况

北10 井区侏罗系头屯河组油藏于1991 年至2015 年完钻探井12 口，开发井13 口，采用衰竭式开发，长期试采井12 口，初期单井产能1.0~5.3 t/d，平均3.0 t/d，多口井长期自溢生产，单井产能低，探明近30 a 一直未获有效动用。为提高单井产能，2017 年在油藏中部实施7 注12 采注水试验。截至目前，注水试验区有11 口井注水见效，见效时间73~506 d，日增油21.1 t，累计增油7 781 t，整体见效明显。但油井受原油黏度影响见效差异大，试验区东南部原油黏度偏低区域油井见效明显，西北部黏度偏高区域见效差。另外受原油乳化和注入水配伍性差的影响，试验区注水井井口压力逐渐升高，换算地下接近地层破裂压力，日注水量也逐渐减小，7 口注水井中已关停3 口，采出程度仅为5.5%。

2 室内实验

2.1 地层原油性质

首先取井区注水试验区的地面原油和井口分离气配置地层原油并做井流物测试，分析得到地面脱气原油密度为0.937 1 g/cm3，地层原油密度为0.906 4 g/cm3，脱气原油黏度为1 711.0 mPa·s，地层原油黏度为648.2 mPa·s，气油比为28.0 m3/m3，地层原油体积系数为1.053 6，饱和压力为12.91 MPa。井流物中C1+N2摩尔分数为29.16%，CO2+C2-10摩尔分数为9.42%，C11+摩尔分数为61.42%。

2.2 原油注CO2膨胀实验

在饱和原油的基础上进行地层温度条件下的6次加气膨胀实验，分别测定CO2不同摩尔分数下的原油黏度、体积膨胀系数、饱和压力、气油比、原油密度等变化规律，分析注气驱油机理，实验结果如表1 所示。

表1 地层原油注CO2膨胀实验结果Table 1 Experiment results of oil expansion by CO2 injection

实验结果表明，随着原油中注入CO2摩尔分数的逐渐增大，地层原油的饱和压力明显升高，地层原油的体积膨胀系数、气油比也逐渐增大，起到了一定的注气增溶效果。地层原油密度随着CO2的注入也逐渐减小，当CO2摩尔分数达到50%时，原油黏度显著下降，降黏率达88%。可见通过注入CO2大幅降低原油黏度是其主要的开采机理。

2.3 CO2与地层原油的最小混相压力实验

对地层原油进行最小混相压力测试，采用细管法、PVTsim 法、界面张力法3 种实验方法确定井区稠油注CO2的最小混相压力，实验结果如表2所示。

表2 不同实验方法下最小混相压力测试结果Table 2 MMP test results of different experiment methods

综合实验结果，最终确定井区地层原油与CO2最小混相压力为49.0~55.0 MPa，接近地层的破裂压力（平均54.3 MPa），因此CO2在驱替原油过程中为非混相驱。

2.4 长岩心注CO2驱替实验

对地层原油开展长岩心驱替实验，研究CO2非混相驱驱油效率。实验采用人造长岩心，岩心长度为31 cm，直径为4.5 cm，渗透率为176×10-3μm2，孔隙度为18.7%，含油饱和度为75.9%，设置实验环境温度为52 ℃，回压为32 MPa。

驱替实验以0.26 mL/min 的速度注CO2至产出端不出油，记录产出端原油采收率随CO2注入量的变化规律，实验结果如图1 所示。

图1 长岩心驱替实验过程累计采收率及注采压差随CO2累计注入量的变化Fig. 1 Variation of cumulative recovery and injection-production pressure difference with cumulative CO2 injection during long core displacement experiment

从图1 中可以看到，在CO2开始注入的一段时间内产出端不出油，此时以溶解降黏和扩散作用为主，驱替能力较弱，注采压差逐渐升高，直到累计注入量达到0.40 PV 后，产出端大量出油，采收率显著增加，注采压差开始降低，构建起从注入端到采出端的驱替通道，开始发挥驱替作用。待CO2累计注入量达到1.97 PV 时，新注的CO2不再扩大波及区域，采收率增加趋于平稳，CO2驱过程结束，采收率为29.60%。从长岩心驱替实验结果中可以看到，CO2注入后首先与稠油发生溶解和扩散作用，待出口端建立起驱替通道后开始采出原油。

3 数值模拟

3.1 流体相态拟合

相态拟合是研究注入气与地层原油之间相互作用的基础工作，是正确模拟油藏注入CO2后相态变化以及预测CO2驱采收率的重要前提［9-10］。为提高数值模型计算速度，在保证实验结果拟合精度的基础上，将井流物组分进行劈分，再按照组分性质相近的原则将其合并为8 个拟组分。相态拟合包括井流物实验、注气膨胀实验以及最小混相压力实验。最终得到各组分临界参数如表3 所示。

表3 原油拟组分划分及临界参数Table 3 Pseudo component division and critical parameters of oil

经过拟合可得：饱和压力为12.90 为 MPa，实验值为12.91 MPa，气油比为29.1 m3/m3，实验值为27.8 m3/m3，地层原油体积系数为1.053 6，实验值为1.056 4，脱气原油密度为0.937 4 g/cm3，实验值为0.937 1 g/cm3，脱气原油黏度为1 578.6 mPa·s，实验值为1 711.0 mPa·s， 地层原油密度为0.905 3 g/cm3，实验值为0.906 4 g/cm3，地层原油黏度为614.0 mPa·s，实验值为648.2 mPa·s，最小混相压力为52.8 MPa，实验值为49.0~55.0 MPa。拟合精度达到要求，为后续生产历史拟合和注气指标预测奠定重要基础。

3.2 非混相驱初期生产特征

自2022 年12 月12 日起，北10 井区头屯河组油藏开展了2 个CO2非混相驱试验井组。截至2023年4 月，CO2累计注入量为8 467 t（约0.04 PV），油井自喷开采不出油，其中有2 口井表现为气窜，结合长岩心驱替实验结果，目前尚未形成有效的驱替通道。

分析认为直接驱替难以形成有效压差，无法驱动。因此后期调整措施为油井吞吐降压，降低地层原油黏度，形成有效驱替压差，加快非混相驱受效［11-16］。

3.3 数值模型的建立

以北10 井区头屯河组油藏非混相驱试验区为例建立数值模型。模型长×宽×高为895 m×810 m×50 m，模型网格大小长×宽×高为5 m×5 m×1 m，纵向上共分为50 个小层，其中主要含油层系为20~49 层。模型油层平均渗透率为13.5×10-3μm2，平均孔隙度为16.9%，含油饱和度为45.6%。油层温度为52℃，初始地层压力为32.0 MPa，脱气原油黏度为305.5 mPa·s。模型主要包含以B4312 和B4303两口注气井为中心的2 个反七点注气开发实验井组，模型地质储量为108.27×104t，井组地质储量为32.65×104t。模型构造分布、孔隙度、渗透率、含油饱和度分布如图2 所示。

图2 油藏数值模拟模型Fig. 2 Reservoir numerical simulation model

采用CMG-GEM 模拟器进行模拟，导入拟合好的流体数据后，数值模型储量拟合误差为0.25%，通过调整油、气、水相渗曲线，进行生产动态的定液量历史拟合。由于在前期生产中油井自喷不出油，所以在拟合过程中以注气井压力变化为主要拟合指标。注气井采用定气量拟合，注气井压力变化平均误差在5%以内，满足后续模拟精度，拟合结果如图3 所示。

图3 井组生产历史拟合Fig. 3 Well pattern production history matching

3.4 油井吞吐生产参数优化

在历史拟合的基础上，开始对油井吞吐生产参数进行优化。注气速度与井口压力呈正比，通过对注气井进行温压测试，按照注气速度要求井底压力不能超过破裂压力的90%原则计算，最大注气速度为100 t/d。CO2吞吐注入量越大，累计产油量越高，而随着注入量的增大，油井周围的重质组分也越多，会直接影响到油井的产出能力，最终优化单井注入量为500 t。闷井时间与CO2扩散能力有关，现场以井口油压或套压平稳、开井生产时未见明显的自由气为标准，具体以井口压力稳定和井口取样为闷井时间依据，井口油压或套压平稳为临近点，再继续闷井5~7 d 为开井原则，以实际高黏区1 口井为参照，吞吐期间CO2注入量为507 t，现场实际闷井时间为20 d，开井后生产正常，未见明显的自由气产生，该井闷井时间可作为参考，确定最终闷井时间为20 d。吞吐周期优化以能否达到连续产出为目标，随着吞吐轮次的增加，日产油水平提高，但累产油趋势增加却不明显；分别模拟并对比不同吞吐次数下的采收率变化，模拟结果如图4 所示，优选最佳吞吐次数为3 轮，实际中油井吞吐周期依据邻井的反应情况确定，先考虑吞吐1 个周期，如试验取得较好的效果，可进行后续轮次生产，最终方案优化参数如表4 所示。

图4 不同吞吐轮次下井组原油采收率随CO2累计注入量的变化Fig. 4 Variation of oil recovery of well pattern with cumulative CO2 injection in different huff-puff cycles

表4 最优方案生产参数Table 4 Production parameters of optimal plan

3.5 开发效果预测

根据最优注采参数预测10 a 后井组采收率达21.0%，累产油7.14×104t；不吞吐非混相驱预测采收率16.1%，累产油4.55×104t，相比经过3 轮油井吞吐再配合非混相驱生产累产油量增加2.59×104t，采收率增加4.9%，换油率为0.45 t/t。

从图5（a）、（b）中可以看到，油井经过3 轮吞吐，油藏平均压力更高；从图5（c）、（d）中可以看到，以油相CO2体积分数大于10%为观测CO2波及范围指标，与不吞吐非混相驱相比，油井经过3 轮吞吐CO2波及范围更大，波及范围提高6.0%；从10 a 后含油饱和度场图5（e）、（f）中可以看到，非混相驱初期不出油几乎未动用，随着CO2的注入，驱替通道逐渐形成开始采出原油，与不吞吐非混相驱相比，油井经过3 轮吞吐后油藏动用程度更高，生产效果更好。

图5 生产10 a后油藏中部层位开发效果模拟结果Fig. 5 Simulation results of development effect of middle horizon of reservoir after 10 a of production

4 结 论

（1）北10 井区稠油注CO2最小混相压力高，接近地层破裂压力（54.3 MPa），决定CO2驱替方式为非混相驱，CO2主要发挥溶胀降黏作用。

（2）北10 稠油在CO2驱替过程中首先以溶解降黏和扩散作用为主，待产出端建立一定驱替压差后才开始出油，长岩心驱替采收率为29.60%。

（3）根据试验区注气生产现状，提出油井注气吞吐措施以改善非混相驱效果，通过数值模拟在生产历史拟合的基础上优化了生产参数，结果表明，油井通过3 轮吞吐生产措施并配合非混相驱，最终采收率可达21.0%，实现中深层稠油的有效动用。