路大凱

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

吉林油田具有豐富的CO2資源量，立足資源優(yōu)勢加快發(fā)展非常規(guī)采油技術(shù)，將CO2代替水作為驅(qū)替介質(zhì)，在提高驅(qū)油效率、降低原油黏度、提高壓力保持水平、動用低滲儲層等方面有獨特優(yōu)勢。前期規(guī)模應用單一CO2吞吐模式見到一定效果，但是注水開發(fā)老油田油藏條件復雜，剩余油資源分布零散，單一模式已不能適應現(xiàn)階段的開發(fā)需求，需要突破傳統(tǒng)CO2吞吐的應用范疇，進一步拓展應用領(lǐng)域，發(fā)展非常規(guī)采油技術(shù)方法，積極尋求改善開發(fā)效果的技術(shù)手段，借鑒前期CO2吞吐技術(shù)取得的經(jīng)驗，探索復合吞吐、區(qū)塊整體吞吐、分層吞吐等新模式，提高措施效果，為老油田穩(wěn)產(chǎn)提供工程技術(shù)保障。

1 CO2復合吞吐

1.1 作用機理

針對水竄或水淹嚴重的油井開展CO2復合吞吐增產(chǎn)技術(shù)研究，有效應用高效的表活劑體系，交替注入氣體及表活劑溶液，在油藏條件下形成泡沫體系，利用泡沫的賈敏效應能夠起到暫堵的作用，擴大CO2吞吐的波及體積，使CO2進入剩余油較多的低滲部位與原油接觸，充分發(fā)CO2揮膨脹降黏的作用。同時在后期返排生產(chǎn)階段，隨著地層壓力的下降，CO2從水中溢出形成泡沫，改善流度，最終實現(xiàn)改善水驅(qū)開發(fā)效果的目的，為低滲透油田水平井開發(fā)后期的增產(chǎn)挖潛提供新手段、開辟新方向。

1.2 實驗研究

模擬油藏條件選擇人造貝雷巖心（水測滲透率12×10-3μm2，孔隙度11%），先模擬水驅(qū)，然后模擬CO2吞吐，最后交替注入CO2與表活劑開展復合吞吐實驗評價，注入壓力和采收率隨注入量變化（見圖1）。低滲透巖心前期水驅(qū)壓力為3.5 MPa，水驅(qū)采收率為44.5%；中期CO2吞吐時注入壓力最低降為3.3 MPa，CO2吞吐后采收率為57.1%，對比水驅(qū)提高了12.6%；后期CO2泡沫復合吞吐時，注入壓力為5.2 MPa，對比CO2吞吐注入壓力提高了1.9 MPa，采收率為68.7%；對比CO2吞吐采收率提高了11.6%。說明泡沫具有較好的封堵能力，在抑制裂縫中氣竄、水淹的同時，大大提高了裂縫性低滲透巖心的采收率。

圖1 注入壓力與采收率對比曲線

1.3 應用情況

CO2泡沫復合吞吐技術(shù)先導試驗兩口井，優(yōu)選“A1”和“A2”兩口高含水油井，開展單一CO2吞吐和CO2復合吞吐對比試驗。A1、A2兩口井主要在注水區(qū)，由于竄流嚴重綜合含水大于90%，采出程度低（10%～15%），剩余資源潛力大，具備措施挖潛潛力?！癆1”采用CO2復合吞吐，設(shè)計注入200 t的液態(tài)CO2、200 m3的YQY-1型表面活性劑體系，采用交替注入方式，交替段塞100m3；“A2”采用單一吞吐，設(shè)計注入200t液態(tài)CO2。措施后兩種吞吐方式增產(chǎn)規(guī)律差異明顯，CO2泡沫復合吞吐試驗后液量大幅上升，含水下降13.6%，原油黏度下降20%以上，而單一CO2吞吐試驗的產(chǎn)液量和含水均有小幅增加。

2 區(qū)塊整體吞吐

2.1 作用機理

以注采單元為研究單位，充分發(fā)揮吞吐改善水驅(qū)的作用機理，優(yōu)選生產(chǎn)層位相同、油層連通程度高、平面上相鄰的多口油井組合成一個開發(fā)單元，通過集中有序注氣，擴大注入半徑及二氧化碳在地層內(nèi)的波及范圍，有效動用井間剩余油，同時燜井、同時生產(chǎn)，達到從整體上改善水驅(qū)開發(fā)效果的目的，為低滲透油田開發(fā)后期的增產(chǎn)挖潛提供新手段、開辟新方向，有利于實現(xiàn)油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率。

表1 措施后含水及原油黏度變化情況

2.2 實驗研究

物模實驗模型尺寸為45×45×5cm，主要選用（80～100目、60～80目、40～60目 ）石英砂填制平板模型，厚度1.5cm、2.0cm、1.5cm，巖心滲透率約20mD，平均孔隙度10.8%，含油飽和度50.9%。模擬反五點注采井網(wǎng)（見圖2），注入端注水，采油端模擬注氣吞吐，對比單一吞吐與4口井整體吞吐對改善水驅(qū)采收率的效果。

圖2 平板模型及模擬注采井網(wǎng)示意圖

通過模擬注采井網(wǎng)評價實驗，每口井單獨實施CO2吞吐試驗，4口井總的采收率提高8.8%，平均單井提高2.2%，井組4口井實施整體吞吐在水驅(qū)的基礎(chǔ)上采收率提高10.4%，平均單井提高2.6%，兩種方式提高幅度對比，整體吞吐對比單一吞吐平均單井采收率提高0.4%，提高幅度18.8%，說明整體吞吐井與井之間能夠相互形成干擾，擴大注氣波及體積，啟動井間剩余油的作用，從整體上改善水驅(qū)開發(fā)效果。

2.3 應用情況

優(yōu)選M128區(qū)塊1個注采井組，1注4采，該區(qū)塊儲層連通性好，油藏封閉性好，開展整體吞吐先導試驗，探索改善水驅(qū)開發(fā)效果的技術(shù)對策，區(qū)塊孔隙度13.6%，滲透率20mD，原油黏度69.3mPas，密度0.899g/cm3，地層壓力7.5MPa（原始9.2 MPa），采收率24.5%，采出程度23.4%，剩余資源潛力大。

試驗區(qū)4口采油井平均單井設(shè)計CO2200t,用量強度10t/m，注入速度0.8～1.2t/min，注入壓力3.5MPa，燜井時間30天。措施后見到較好的增產(chǎn)效果，含水下降2%，平均日增液10t，日增油1.0t，增油幅度50%，有效期12個月，累計增產(chǎn)340t，平均單井增產(chǎn)85t，對比單井吞吐平均單井增產(chǎn)提高15t，提高幅度21.4%，區(qū)塊整體吞吐對比單井吞吐增產(chǎn)效果明顯，井組開發(fā)形勢好轉(zhuǎn)，在彌補遞減的基礎(chǔ)上，能夠?qū)崿F(xiàn)增產(chǎn)，油藏開發(fā)指標明顯提升，實現(xiàn)對油藏整體開發(fā)效果改善。

3 分層吞吐

3.1 作用機理

低滲儲層開發(fā)層系多、層間距大、非均質(zhì)強，壓力系統(tǒng)差異大，層間矛盾問題尤為突出，嚴重影響油田采收率，如何找到潛力井、如何使有限的CO2更多地進入致密層位和剩余油更多的部位、如何減少CO2在優(yōu)勢通道逃逸和存留、如何實現(xiàn)CO2與原油充分接觸是提高吞吐試驗效果重點考慮的問題，為此針對性地開展分層吞吐，使有限的CO2進入剩余油較高的區(qū)域與原油充分接觸，提高增產(chǎn)效果。

3.2 實施情況

結(jié)合產(chǎn)液剖面測試結(jié)果，分析儲層分層產(chǎn)液情況，針對性地優(yōu)選吞吐井層，設(shè)計封隔器進行卡層，油管注入CO2，保障CO2能夠進入目的層，現(xiàn)場優(yōu)選一個注采井組，開展分層整體吞吐試驗，設(shè)計6口井12個層段，累計注入CO21800t，平均單井注入300t，措施后效果上升明顯，日增液幅度46%，增油幅度54%，綜合含水下降2%，有效期內(nèi)累計增液8790t，增油638t，投入產(chǎn)出比1∶15，經(jīng)濟創(chuàng)效明顯。

4 結(jié)論與認識

（1）針對高含水油井應用CO2復合吞吐的穩(wěn)油控水作用明顯，能顯著提高單井產(chǎn)量，為油田開發(fā)后期穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)保障，具有較好的應用前景及推廣應用價值。

（2）區(qū)塊整體吞吐，平面上形成干擾，動用井間剩余油，在彌補遞減的基礎(chǔ)上能夠?qū)崿F(xiàn)增產(chǎn)，油藏開發(fā)指標明顯提升，實現(xiàn)對油藏整體開發(fā)效果改善。

（3）儲層層間差異大、開發(fā)矛盾突出，適合分層挖潛，通過試驗CO2吞吐技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)措施增產(chǎn)的目的，對比單一吞吐試驗效果，投入產(chǎn)出比明顯提升，經(jīng)濟創(chuàng)效明顯。