王軍

（中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京210011）

1 CO2吞吐發(fā)展歷史及機(jī)理

CO2吞吐提高采收率于上世紀(jì)70年代由西方國家率先提出，最初是為了提高重質(zhì)油的采收率，并在美國、加拿大等國應(yīng)用甚廣。1984年美國首次將CO2吞吐應(yīng)用于提高輕質(zhì)油采收率，至1992年底共進(jìn)行輕質(zhì)油CO2吞吐483 井次，成功率在90 %以上。Appalachian 盆地油田自1985年11月首次進(jìn)行吞吐實(shí)驗(yàn)，3/4 的井效果好。1987年大范圍展開實(shí)驗(yàn)，設(shè)計(jì)井400口，實(shí)施203井次。截至2005年，油區(qū)范圍內(nèi)23%的產(chǎn)量來自CO2吞吐措施，累積增油1.622×104m3，單井增油25～602 m3。

國內(nèi)外CO2吞吐的發(fā)展趨勢(shì)是：從重質(zhì)油、稠油應(yīng)用領(lǐng)域向普通黑油發(fā)展，從普通低滲油藏向致密油藏、高含水中高滲油藏發(fā)展，從單井CO2吞吐向井組聯(lián)合吞吐、油藏整體吞吐發(fā)展。

國內(nèi)相關(guān)技術(shù)研究開展較晚，除中國石化華東油氣分公司外還有江蘇、勝利、大慶等油田。江蘇油田從1992年開始CO2吞吐研究，在稀油油藏展開了共計(jì)20余口井CO2吞吐實(shí)驗(yàn)，成功率大于50%，其中從1996年初到1998年9月，針對(duì)不同類型的油藏和工藝條件共實(shí)施CO2吞吐10井次，累積增油超過3 200 t。石油院校也采用實(shí)驗(yàn)室模擬和油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)對(duì)部分影響CO2吞吐效果的因素進(jìn)行了研究，近年西南石油大學(xué)采用高倍金相顯微鏡對(duì)致密壓裂油藏CO2吞吐微觀驅(qū)替規(guī)律進(jìn)行了研究，取得了一系列成果。

CO2吞吐驅(qū)油的機(jī)理要比注水驅(qū)油的機(jī)理復(fù)雜得多。CO2吞吐時(shí)，在地下會(huì)出現(xiàn)三相或更多相同時(shí)流動(dòng)，并且伴隨著相間組分的轉(zhuǎn)移、相變及其他復(fù)雜相行為的發(fā)生。概括起來CO2吞吐提高采收率的機(jī)理包括以下幾個(gè)方面[1]：

1）降黏：當(dāng)原油中的CO2溶解氣飽和后，能夠大大降低原油的黏度，改善原油在地層中流動(dòng)性，例如蘇北盆地JN油田，原油注CO2飽和后黏度由8 mPa·s下降至2 mPa·s左右，減少了75%。

2）使原油體積膨脹：CO2溶于原油體積膨脹，如蘇北盆地CS油田泰州組油藏注CO2飽和后原油體積可膨脹1.5倍，同時(shí)增加了地層的能量。

3）改變潤濕性，降低界面張力：CO2在油中溶解度比在水中的溶解度大3～9 倍，注入油藏后可以使油藏的潤濕性發(fā)生變化，油氣相間的界面張力降低，積聚的殘余油滴在孔隙通道內(nèi)自由移動(dòng)，從而提高油相的滲透率，也進(jìn)一步擴(kuò)大了波及面積。

4）萃取輕質(zhì)烴機(jī)理：輕質(zhì)烴與CO2間具有較好的互溶性，當(dāng)壓力超過一定的值（此值與原油性質(zhì)及溫度有關(guān)）時(shí)，CO2能使原油中的輕質(zhì)烴萃取氣化，提高產(chǎn)能。

5）形成一定范圍內(nèi)溶解氣驅(qū)，且CO2溶解后有一定的酸化解堵作用，增大原油流動(dòng)性，改善滲流條件。

CO2吞吐增油效果是以上各項(xiàng)機(jī)理的共同作用，在不同類型油藏中起主導(dǎo)作用的機(jī)理不同，因此對(duì)增油效果的影響也不同。

根據(jù)室內(nèi)研究及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果可將影響CO2吞吐效果的因素分為靜態(tài)和動(dòng)態(tài)兩大類。靜態(tài)因素即地質(zhì)因素，包括油藏地質(zhì)特征和儲(chǔ)層流體特征兩個(gè)方面[2]。動(dòng)態(tài)因素包括開發(fā)狀況（即剩余油飽和度、油藏的含水、壓力水平、井筒狀況）和CO2吞吐工藝參數(shù)設(shè)計(jì)兩個(gè)方面，因此，選擇適合實(shí)施CO2吞吐的油藏及井位是決定吞吐效果的先決條件，合理的工藝參數(shù)設(shè)計(jì)是吞吐效果的保障條件。

基于以上機(jī)理，之前已提出諸多CO2吞吐選井原則（主要由美國學(xué)者提出），其中經(jīng)華東分公司20 余年礦場(chǎng)應(yīng)用，具有相同認(rèn)識(shí)的條件有如下三類：

第一類，油藏適宜條件：1）油密封性好，注入氣不易逸散；層數(shù)較少，層間干擾少；2）油藏剩余油飽和度不低于35%；3）滲透率不宜過高，且層間差異較小，無滲透率異常高層。

第二類，流體適宜條件：1）原油密度、黏度越小越好，重質(zhì)組分含量少（尤其膠質(zhì)、瀝青含量少）；2）H2S含量越低越好；3）地層水礦化度大于5 g/L，水中易引起沉淀的Ca2+，Mg2+，Al3+含量低。

第三類，單井條件：1）井筒完整，無竄漏；2）水驅(qū)效果差或難以建立注采對(duì)應(yīng)的井較適宜；3）酸化壓裂等措施無效且原因不明的井不適宜。

文獻(xiàn)資料調(diào)研發(fā)現(xiàn)不同文獻(xiàn)中對(duì)部分選井原則存在爭(zhēng)議，主要集中在地層壓力是否達(dá)到混相更有利和裂縫的存在對(duì)吞吐效果是正影響還是負(fù)影響這兩個(gè)方面[3，4]。

部分觀點(diǎn)認(rèn)為混相更有利于降黏，更能抽提中間組分，增強(qiáng)原油流動(dòng)性，效果更好，裂縫的存在增大了CO2的波及體積使其能深入地層與更多原油接觸。反對(duì)意見認(rèn)為CO2與原油混相后將井筒附近原油推向遠(yuǎn)處，大大降低井筒附近含油飽和度，裂縫的存在將會(huì)加劇氣竄，并導(dǎo)致油藏難以憋壓，對(duì)吞吐非常不利。主要針對(duì)以上兩種觀點(diǎn)，結(jié)合礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)及室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)對(duì)混相及裂縫影響進(jìn)行探討，并對(duì)構(gòu)造位置、吞吐前生產(chǎn)狀況等因素進(jìn)行對(duì)比分析。

2 CO2吞吐選井條件研究

2.1 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

從1989年11月至2002年8月,華東油氣分公司分別在高含水、低滲低效和稠油三類油藏，進(jìn)行12口井13 井次CO2吞吐試驗(yàn)[5，6]。2013年末至2017年，針對(duì)低滲透油藏又進(jìn)行了5口井CO2吞吐試驗(yàn)，剔除工程影響選取16井次試驗(yàn)成果作為研究對(duì)比數(shù)據(jù)。

在可對(duì)比的16口試驗(yàn)井次中，有15井次工程參數(shù)較為完整，其中11 口井增油量大于100 t，占比73.3 %。通過計(jì)算不同深度措施井的作業(yè)費(fèi)用及CO2氣原料費(fèi)+運(yùn)輸費(fèi)+注入費(fèi)用，在50 美元油價(jià)下有9 井次達(dá)經(jīng)濟(jì)標(biāo)準(zhǔn)。低滲透油藏實(shí)施CO2吞吐有效井次為5次，其中4次為水平井吞吐。

2.2 CO2吞吐室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

2.2.1 注CO2地層原油體系膨脹實(shí)驗(yàn)

PVT 實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示JN 油田原油注入CO2后黏度下降幅度較大（表1），隨著CO2注入量的增加，原油黏度不斷變小，最終原油黏度大約降低了3.9 倍，說明注CO2有比較明顯的降黏效果，地層原油流動(dòng)性得到了顯著改善。隨CO2注入量的增大，原油膨脹系數(shù)的增加幅度也不斷變大，當(dāng)注入CO2摩爾含量達(dá)到62.6%時(shí)，原油體積膨脹了1.177倍，說明該油藏地層原油注CO2的膨脹驅(qū)油效果不顯著，膨脹不是該區(qū)塊CO2吞吐增油的最主要因素。

表1 地層原油注CO2后物性變化統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of physical properties of surface oil after CO2 injection

2.2.2 人工造縫致密巖心薄片CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)采用JN油田油藏真實(shí)巖心薄片模型進(jìn)行微觀氣驅(qū)特征研究，總共制備巖心模型15塊，驅(qū)替成功3塊（由于巖心物性差，滲透率極低，為了解決驅(qū)替不動(dòng)的情況并且結(jié)合實(shí)際，JN油田油井均為壓裂投產(chǎn)，故對(duì)巖心進(jìn)行人工造縫，但驅(qū)替成功率仍很低）。表2為CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出一條主裂縫的驅(qū)替效率優(yōu)于兩條垂直裂縫，但混相與非混相條件下驅(qū)替效率并無明顯差異，均能達(dá)到98%左右。

2.3 CO2吞吐影響因素探討

2.3.1 裂縫對(duì)CO2吞吐的影響

油藏的封閉性越高，越能保證CO2不外泄，注入氣利用率越高，如果裂縫發(fā)育，CO2容易沿裂縫突破，造成壓力漏失，影響吞吐效果。JN油田JN-I 號(hào)區(qū)塊在天然能量開發(fā)近兩年后，先后選擇兩個(gè)井組開展CO2吞吐試驗(yàn)。

2014年6月對(duì)J2-2HF 井實(shí)施CO2單井吞吐，效果顯著，注氣兩天后，高部位采油井J2-1HF 套壓上升，8天后氣竄，表明兩口井儲(chǔ)層壓裂縫是連通的；本次吞吐累計(jì)增油846 t，單次換油率達(dá)到0.97 %。2014年底對(duì)鄰近區(qū)塊的J1-1HF井實(shí)施吞吐，日產(chǎn)油從吞吐前的2.4 t/d恢復(fù)到7 t/d，到第一輪次吞吐結(jié)束共增油2 258 t。該油藏實(shí)現(xiàn)了“兩井吞吐，五井見效”，效果較以往有了很大提升。分析認(rèn)為該油藏取得良好增油效果的一個(gè)重要因素是存在連通的壓裂縫，在一定范圍內(nèi)形成了“驅(qū)”的效果，一井吞吐，多井受效。2015年繼續(xù)擴(kuò)大應(yīng)用效果，對(duì)高部位水平井J2-1HF井實(shí)施CO2吞吐，與J2-2HF井形成交替吞吐、相互受效的效果，累計(jì)注入CO2量1 500 t，最終增油1 681 t。

從原理上分析：在封閉的小斷塊油藏，較高的地層有效滲透率可以增大CO2的傳導(dǎo)率，提高CO2吞吐的效果，一般要求地層滲透率至少大于5×10-3μm2。因此對(duì)于封閉性油藏，壓裂可改善滲流條件，提高CO2的波及體積，對(duì)吞吐是有利的；但對(duì)于面積大，厚度大的開放式油藏，天然裂縫發(fā)育或人工壓裂縫的存在則會(huì)導(dǎo)致不能憋壓，降低吞吐效果，如2013年對(duì)ZJD 油田Z3-3HF 井實(shí)施CO2吞吐，由于其封閉性不如J2-2 塊，吞吐后Z3-3HF 井的有效期也明顯較短，鄰近井也未有見氣或協(xié)同受效作用。

2.3.2 地層壓力對(duì)吞吐效果的影響

從有效井次的地層壓力與吞吐效果關(guān)系對(duì)比來看，存在一個(gè)較適宜的壓力區(qū)間，并不是越高越好（圖1）。CO2之所以能有效的使原油流動(dòng)，主要因素如前述：一是溶解后降黏提高流度比；二是萃取原油中的輕質(zhì)組分；三是膨脹增加原油動(dòng)能。對(duì)于一定溫度下的油藏，壓力越大CO2溶解度越大，且越能接近混相?；煜嗫梢栽鰪?qiáng)地層原油的流動(dòng)性，同時(shí)使CO2深入油藏，擴(kuò)大波及體積，但由于吞吐總注入量相對(duì)地層原油總量是很有限的，波及體積過大會(huì)削弱膨脹能，起到不利影響[7]。對(duì)于存在裂縫溝通的油藏，地層壓力越大，所需要的注入壓力也越大，越可能將近井地帶的原油驅(qū)離井筒附近，反而會(huì)降低吞吐效果。從人工裂縫巖心薄片驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，對(duì)于巖心薄片，混相與非混相狀態(tài)下，驅(qū)替效率都可以達(dá)到98%左右。驅(qū)替效率與裂縫的數(shù)量和分布方式有較大關(guān)系，與是否混相并無明顯關(guān)系。

表2 JN油田巖心CO2驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)Table 2 Experimental data of CO2 flooding for core of JN oilfield

圖1 油層壓力與增油效果關(guān)系Fig.1 Relation between reservoir pressure and oil increasing effects

根據(jù)JN 油田原油物性分析結(jié)果（表3），吞吐后原油初餾點(diǎn)下降，200 ℃、270 ℃、300 ℃時(shí)餾分明顯上升，說明本次吞吐采出了油藏中部分流動(dòng)性較差的高黏度原油，J2-1HF 在吞吐后密度及運(yùn)動(dòng)黏度均變大，說明吞吐萃取抽提出了原油中的輕質(zhì)組分，地層原油中重質(zhì)組分比例升高，J2-2HF 井作為吞吐井變化更明顯，組分監(jiān)測(cè)也發(fā)現(xiàn)J1-1HF井吞吐后地層原油中C20+組分摩爾含量由吞吐前的29.53%上升至37.91 %。因此，可以確定“萃取輕組分”是JN 油田CO2吞吐見效的因素之一。

對(duì)于不同類型油藏，由于起主導(dǎo)作用的增油機(jī)理不同，地層壓力對(duì)吞吐效果的影響大小也不同。對(duì)于輕質(zhì)原油，在沒有邊底水或者邊底水作用較弱的情況下，增油主要是靠膨脹和氣驅(qū)增能，混相將會(huì)削弱膨脹能，對(duì)吞吐不利，對(duì)于開放性油藏，這種不利影響大于封閉性油藏。如果是封閉性裂縫油藏，油井間可形成溝通，多井協(xié)同作用，形成“吞吐+驅(qū)”共同作用，此時(shí)增油主要機(jī)理為降黏增強(qiáng)原油流動(dòng)性和氣驅(qū)推動(dòng)，混相非常有利，但CO2注入量需要按整個(gè)井組而不是單井考慮，否則注入量不足，增油效果反而降低。

綜上所述油層埋藏深度在1 600～4 000 m 均可實(shí)施CO2吞吐，但在2 200～3 000 m效果更佳。油藏埋深過淺，地層破裂壓力常常低于注入壓力而不能保證CO2與原油溶解。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，蘇北盆地小斷塊油藏一般地層壓力達(dá)到25～28 MPa時(shí)可達(dá)到混相或近混相，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施結(jié)果顯示CO2吞吐增油效果與是否混相并無明顯關(guān)系，可以認(rèn)為單井吞吐增油主要機(jī)理以降黏、膨脹增能及“萃取輕組分”為主，在進(jìn)行選井時(shí)無需要求油藏壓力達(dá)到混相，但在注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)時(shí)需要考慮混相后形成“驅(qū)替”是對(duì)整個(gè)井組起作用，需要增加CO2用量。

2.3.3 構(gòu)造位置對(duì)吞吐效果的影響

JN油田阜二段區(qū)塊中J1-1HF井與J2-2HF井均為大斜度擬水平井，在構(gòu)造所處位置相近，J2-1HF井射孔井段高近20 m。J2-2HF井實(shí)施吞吐時(shí)，對(duì)應(yīng)J2-1HF井8 d后見氣；J2-1HF井吞吐時(shí)，對(duì)應(yīng)J2-2HF井12 d 后見氣。說明CO2氣從J2-1HF 井向J2-2HF井?dāng)U散速度小于從J2-2HF 井向J2-1HF 井?dāng)U散速度。即由于密度差異，CO2由低部位向高部位擴(kuò)散速度更快。

之前實(shí)施的QK16 井、S115 井、C3 井、QK12 井四口高含水井油層物性、注入量、燜井時(shí)間均相近，但處于高部位的QK16 井和S115 井返出氣比例明顯高于其他井（表4），以上實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)證明構(gòu)造高部位的井注CO2擴(kuò)散速度小，氣量損失較大，因此，對(duì)于吞吐來說，在相同條件下選擇處于構(gòu)造低部位的井優(yōu)于高部位井。

2.3.4 井型選擇

對(duì)于低滲透油藏，試驗(yàn)8 井次，有增油效果的為7井次，但有經(jīng)濟(jì)效益的僅5井次，其中4井次為壓裂投產(chǎn)的水平井，所以在井型選擇上，水平井明顯具有優(yōu)勢(shì)。主要原理是CO2吞吐波及范圍為近井地帶，水平井注入CO2的掃油面積遠(yuǎn)大于垂直井，波及范圍與驅(qū)油效率更高[8]。從數(shù)值模擬結(jié)果來看，水平井CO2吞吐后日增油絕對(duì)值較大，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間也較長，增油量絕對(duì)值大于直井，更能攤薄施工成本。

表3 JN油田吞吐前后原油性質(zhì)Table 3 Comparison of crude properties before and after huff and puff in JN oilfield

表4 不同構(gòu)造部位油井返排CO2氣量統(tǒng)計(jì)Table 4 Statistics of CO2 discharge from oil wells in different structural locations

2.3.5 生產(chǎn)狀況對(duì)吞吐效果的影響

分析實(shí)施CO2吞吐的油井生產(chǎn)情況可知：初期產(chǎn)量高的井，吞吐后恢復(fù)的產(chǎn)量也較高，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間與有效期均較長，換油率也較高。從生產(chǎn)曲線上可以看出，J1-1HF 井初期日產(chǎn)油25 t，吞吐前日產(chǎn)油2.3 t，吞吐后恢復(fù)到7 t 左右，J2-2HF 井初期日產(chǎn)量6 t 左右，吞吐前日產(chǎn)油0.72 t，吞吐后恢復(fù)到3.4 t，但穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間明顯低于J1-1HF井（圖2）。

吞吐前含水越低，說明含油飽和度越高，從常理推斷吞吐效果應(yīng)該越好，但從以上8 井次數(shù)據(jù)可看出，吞吐能明顯降低含水，在有效井次中，含水30%～90%條件下，吞吐前含水越高，增油效果越明顯。究其原因，在構(gòu)造位置相近的情況下，低滲透油藏中，井含水高低與供液能力成正比。在此范圍內(nèi)，吞吐前含水越高的井增油量越大，但含水大于70%以后換油率將會(huì)下降，因此，認(rèn)為含水30%～70%油井較宜實(shí)施CO2吞吐。

圖2 CO2吞吐后水平井產(chǎn)量變化曲線Fig.2 Variation curve of oil production of horizontal wells after CO2 huff and puff

3 結(jié)論

1）對(duì)于面積較小的封閉性小斷塊油藏，在無強(qiáng)邊底水的情況下，天然裂縫及人工裂縫的存在均可明顯提高CO2單井吞吐效果。但對(duì)于開放性油藏，裂縫的存在會(huì)增大CO2用量，降低換油率。

2）CO2單井吞吐存在一合理壓力區(qū)間，蘇北盆地小斷塊油藏埋深在1 600～4 000 m 可實(shí)施CO2吞吐，但在2 200～3 000 m效果更佳。是否混相對(duì)吞吐效果并無直接關(guān)聯(lián)，在選井時(shí)無需追求一定要達(dá)到混相，但對(duì)于不同類型油藏，進(jìn)行注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)時(shí)需考慮混相的影響。

3）水平井實(shí)施CO2單井吞吐具有波及面積大的優(yōu)勢(shì)，吞吐效果明顯好于直井。

4）初期產(chǎn)量高的井，一般供液能力也較強(qiáng)，實(shí)施CO2單井吞吐后恢復(fù)的產(chǎn)量也較高，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間與有效期均較長，換油率相應(yīng)較高。在含水30%～90%，吞吐前含水越高，增油效果越明顯。但含水過高，換油率將會(huì)下降，因此，選擇含水30%～70%油井實(shí)施CO2吞吐能取得效益最大化。