準噶爾盆地東部北10 井區中深層稠油CO2非混相驅油技術

許海鵬 張新奇 劉 蕊 夏近杰 王 倩 董 宏

（中國石油新疆油田公司勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引 言

中國稠油資源較為豐富，占全國探明資源量的20%以上，展現出較強的開發前景。隨著石油需求的不斷增長，特別是稠油在中國石油化工行業中戰略地位的提高，對稠油進行經濟開采越來越受到重視。對于普通稠油油藏，常規水驅即可使采收率達到20%以上。對于特稠油和超稠油油藏來說，根據稠油黏度對溫度敏感的特點，采用以注蒸汽為主要形式的蒸汽吞吐、蒸汽驅、氣體輔助重力驅（SAGD）等熱力開采方法，可使采收率達到50%。對于一些不適合注蒸汽開采或者蒸汽吞吐后期不能轉驅的稠油油藏來說，利用火驅的開采方法，通過注入空氣或富氧氣體作為助燃劑，在地下形成火墻向生產井推進，在理論上可使采收率達到90%以上［1-4］。

北10 井區頭屯河組油藏屬于典型的強水敏中深層稠油油藏，受限于井區油藏物性，傳統稠油開采方法在北10 井區表現出很強的不適用性，針對這類油藏動用則需要提出新的開采手段。室內研究和礦場試驗已證明CO2驅是一種能顯著提高油井生產能力和油藏采收率方法，CO2作為驅油劑已被國內外廣泛采用。

目前國內外對CO2驅開展研究的對象多是稀油油藏，而在稠油油藏中的研究與應用則較少［5-8］。本文通過開展原油注CO2膨脹實驗和長巖心驅替實驗，定量評價了CO2對井區稠油的膨脹降黏能力和驅替效率，針對試驗區生產現狀提出“非混相驅+吞吐”措施，利用數值模擬手段，在歷史擬合的基礎上優化注采參數得到最優方案并預測開發指標，最終使油藏得到有效動用，為中深層強水敏稠油油藏的開發提供借鑒。

1 北10油藏地質特征及開發簡況

1.1 儲層及流體特征

北10 井區侏羅系頭屯河組油藏總體表現為北高南低的鼻狀構造，地層傾角為1.7°~9.1°，油層在平面上分布連續，各小層之間泥巖隔層平面上連續穩定分布，未見明顯水層，為受斷裂切割的巖性油藏。油層平均厚度為33.4 m，平均孔隙度為22.28%，平均滲透率為37.39×10-3μm2，屬中孔、中低滲儲層。油藏平均埋深為1 987 m，50 ℃地面原油黏度平均為1 585 mPa·s，原始地層壓力為31.75 MPa，地層壓力系數為1.63，飽和壓力為11.4 MPa，地溫梯度為2.4 ℃/100 m，屬于異常高壓、正常溫度系統的中深層未飽和稠油油藏。井區儲層膠結疏松易出砂，出砂粒徑集中在41~60 μm。儲層速敏滲透率損失84.8%，水敏滲透率損失94.2%，屬于強速敏、極強水敏性儲層。井區原油油質偏稠易乳化，乳狀液的粒徑處于1~5 μm，穩定性強（30 d 無變化），可堵塞水敏后剩余大部分孔隙（0.1~10.0 μm）。

1.2 開發簡況

北10 井區侏羅系頭屯河組油藏于1991 年至2015 年完鉆探井12 口，開發井13 口，采用衰竭式開發，長期試采井12 口，初期單井產能1.0~5.3 t/d，平均3.0 t/d，多口井長期自溢生產，單井產能低，探明近30 a 一直未獲有效動用。為提高單井產能，2017 年在油藏中部實施7 注12 采注水試驗。截至目前，注水試驗區有11 口井注水見效，見效時間73~506 d，日增油21.1 t，累計增油7 781 t，整體見效明顯。但油井受原油黏度影響見效差異大，試驗區東南部原油黏度偏低區域油井見效明顯，西北部黏度偏高區域見效差。另外受原油乳化和注入水配伍性差的影響，試驗區注水井井口壓力逐漸升高，換算地下接近地層破裂壓力，日注水量也逐漸減小，7 口注水井中已關停3 口，采出程度僅為5.5%。

2 室內實驗

2.1 地層原油性質

首先取井區注水試驗區的地面原油和井口分離氣配置地層原油并做井流物測試，分析得到地面脫氣原油密度為0.937 1 g/cm3，地層原油密度為0.906 4 g/cm3，脫氣原油黏度為1 711.0 mPa·s，地層原油黏度為648.2 mPa·s，氣油比為28.0 m3/m3，地層原油體積系數為1.053 6，飽和壓力為12.91 MPa。井流物中C1+N2摩爾分數為29.16%，CO2+C2-10摩爾分數為9.42%，C11+摩爾分數為61.42%。

2.2 原油注CO2膨脹實驗

在飽和原油的基礎上進行地層溫度條件下的6次加氣膨脹實驗，分別測定CO2不同摩爾分數下的原油黏度、體積膨脹系數、飽和壓力、氣油比、原油密度等變化規律，分析注氣驅油機理，實驗結果如表1 所示。

表1 地層原油注CO2膨脹實驗結果Table 1 Experiment results of oil expansion by CO2 injection

實驗結果表明，隨著原油中注入CO2摩爾分數的逐漸增大，地層原油的飽和壓力明顯升高，地層原油的體積膨脹系數、氣油比也逐漸增大，起到了一定的注氣增溶效果。地層原油密度隨著CO2的注入也逐漸減小，當CO2摩爾分數達到50%時，原油黏度顯著下降，降黏率達88%?？梢娡ㄟ^注入CO2大幅降低原油黏度是其主要的開采機理。

2.3 CO2與地層原油的最小混相壓力實驗

對地層原油進行最小混相壓力測試，采用細管法、PVTsim 法、界面張力法3 種實驗方法確定井區稠油注CO2的最小混相壓力，實驗結果如表2所示。

表2 不同實驗方法下最小混相壓力測試結果Table 2 MMP test results of different experiment methods

綜合實驗結果，最終確定井區地層原油與CO2最小混相壓力為49.0~55.0 MPa，接近地層的破裂壓力（平均54.3 MPa），因此CO2在驅替原油過程中為非混相驅。

2.4 長巖心注CO2驅替實驗

對地層原油開展長巖心驅替實驗，研究CO2非混相驅驅油效率。實驗采用人造長巖心，巖心長度為31 cm，直徑為4.5 cm，滲透率為176×10-3μm2，孔隙度為18.7%，含油飽和度為75.9%，設置實驗環境溫度為52 ℃，回壓為32 MPa。

驅替實驗以0.26 mL/min 的速度注CO2至產出端不出油，記錄產出端原油采收率隨CO2注入量的變化規律，實驗結果如圖1 所示。

圖1 長巖心驅替實驗過程累計采收率及注采壓差隨CO2累計注入量的變化Fig. 1 Variation of cumulative recovery and injection-production pressure difference with cumulative CO2 injection during long core displacement experiment

從圖1 中可以看到，在CO2開始注入的一段時間內產出端不出油，此時以溶解降黏和擴散作用為主，驅替能力較弱，注采壓差逐漸升高，直到累計注入量達到0.40 PV 后，產出端大量出油，采收率顯著增加，注采壓差開始降低，構建起從注入端到采出端的驅替通道，開始發揮驅替作用。待CO2累計注入量達到1.97 PV 時，新注的CO2不再擴大波及區域，采收率增加趨于平穩，CO2驅過程結束，采收率為29.60%。從長巖心驅替實驗結果中可以看到，CO2注入后首先與稠油發生溶解和擴散作用，待出口端建立起驅替通道后開始采出原油。

3 數值模擬

3.1 流體相態擬合

相態擬合是研究注入氣與地層原油之間相互作用的基礎工作，是正確模擬油藏注入CO2后相態變化以及預測CO2驅采收率的重要前提［9-10］。為提高數值模型計算速度，在保證實驗結果擬合精度的基礎上，將井流物組分進行劈分，再按照組分性質相近的原則將其合并為8 個擬組分。相態擬合包括井流物實驗、注氣膨脹實驗以及最小混相壓力實驗。最終得到各組分臨界參數如表3 所示。

表3 原油擬組分劃分及臨界參數Table 3 Pseudo component division and critical parameters of oil

經過擬合可得：飽和壓力為12.90 為 MPa，實驗值為12.91 MPa，氣油比為29.1 m3/m3，實驗值為27.8 m3/m3，地層原油體積系數為1.053 6，實驗值為1.056 4，脫氣原油密度為0.937 4 g/cm3，實驗值為0.937 1 g/cm3，脫氣原油黏度為1 578.6 mPa·s，實驗值為1 711.0 mPa·s， 地層原油密度為0.905 3 g/cm3，實驗值為0.906 4 g/cm3，地層原油黏度為614.0 mPa·s，實驗值為648.2 mPa·s，最小混相壓力為52.8 MPa，實驗值為49.0~55.0 MPa。擬合精度達到要求，為后續生產歷史擬合和注氣指標預測奠定重要基礎。

3.2 非混相驅初期生產特征

自2022 年12 月12 日起，北10 井區頭屯河組油藏開展了2 個CO2非混相驅試驗井組。截至2023年4 月，CO2累計注入量為8 467 t（約0.04 PV），油井自噴開采不出油，其中有2 口井表現為氣竄，結合長巖心驅替實驗結果，目前尚未形成有效的驅替通道。

分析認為直接驅替難以形成有效壓差，無法驅動。因此后期調整措施為油井吞吐降壓，降低地層原油黏度，形成有效驅替壓差，加快非混相驅受效［11-16］。

3.3 數值模型的建立

以北10 井區頭屯河組油藏非混相驅試驗區為例建立數值模型。模型長×寬×高為895 m×810 m×50 m，模型網格大小長×寬×高為5 m×5 m×1 m，縱向上共分為50 個小層，其中主要含油層系為20~49 層。模型油層平均滲透率為13.5×10-3μm2，平均孔隙度為16.9%，含油飽和度為45.6%。油層溫度為52℃，初始地層壓力為32.0 MPa，脫氣原油黏度為305.5 mPa·s。模型主要包含以B4312 和B4303兩口注氣井為中心的2 個反七點注氣開發實驗井組，模型地質儲量為108.27×104t，井組地質儲量為32.65×104t。模型構造分布、孔隙度、滲透率、含油飽和度分布如圖2 所示。

圖2 油藏數值模擬模型Fig. 2 Reservoir numerical simulation model

采用CMG-GEM 模擬器進行模擬，導入擬合好的流體數據后，數值模型儲量擬合誤差為0.25%，通過調整油、氣、水相滲曲線，進行生產動態的定液量歷史擬合。由于在前期生產中油井自噴不出油，所以在擬合過程中以注氣井壓力變化為主要擬合指標。注氣井采用定氣量擬合，注氣井壓力變化平均誤差在5%以內，滿足后續模擬精度，擬合結果如圖3 所示。

圖3 井組生產歷史擬合Fig. 3 Well pattern production history matching

3.4 油井吞吐生產參數優化

在歷史擬合的基礎上，開始對油井吞吐生產參數進行優化。注氣速度與井口壓力呈正比，通過對注氣井進行溫壓測試，按照注氣速度要求井底壓力不能超過破裂壓力的90%原則計算，最大注氣速度為100 t/d。CO2吞吐注入量越大，累計產油量越高，而隨著注入量的增大，油井周圍的重質組分也越多，會直接影響到油井的產出能力，最終優化單井注入量為500 t。悶井時間與CO2擴散能力有關，現場以井口油壓或套壓平穩、開井生產時未見明顯的自由氣為標準，具體以井口壓力穩定和井口取樣為悶井時間依據，井口油壓或套壓平穩為臨近點，再繼續悶井5~7 d 為開井原則，以實際高黏區1 口井為參照，吞吐期間CO2注入量為507 t，現場實際悶井時間為20 d，開井后生產正常，未見明顯的自由氣產生，該井悶井時間可作為參考，確定最終悶井時間為20 d。吞吐周期優化以能否達到連續產出為目標，隨著吞吐輪次的增加，日產油水平提高，但累產油趨勢增加卻不明顯；分別模擬并對比不同吞吐次數下的采收率變化，模擬結果如圖4 所示，優選最佳吞吐次數為3 輪，實際中油井吞吐周期依據鄰井的反應情況確定，先考慮吞吐1 個周期，如試驗取得較好的效果，可進行后續輪次生產，最終方案優化參數如表4 所示。

圖4 不同吞吐輪次下井組原油采收率隨CO2累計注入量的變化Fig. 4 Variation of oil recovery of well pattern with cumulative CO2 injection in different huff-puff cycles

表4 最優方案生產參數Table 4 Production parameters of optimal plan

3.5 開發效果預測

根據最優注采參數預測10 a 后井組采收率達21.0%，累產油7.14×104t；不吞吐非混相驅預測采收率16.1%，累產油4.55×104t，相比經過3 輪油井吞吐再配合非混相驅生產累產油量增加2.59×104t，采收率增加4.9%，換油率為0.45 t/t。

從圖5（a）、（b）中可以看到，油井經過3 輪吞吐，油藏平均壓力更高；從圖5（c）、（d）中可以看到，以油相CO2體積分數大于10%為觀測CO2波及范圍指標，與不吞吐非混相驅相比，油井經過3 輪吞吐CO2波及范圍更大，波及范圍提高6.0%；從10 a 后含油飽和度場圖5（e）、（f）中可以看到，非混相驅初期不出油幾乎未動用，隨著CO2的注入，驅替通道逐漸形成開始采出原油，與不吞吐非混相驅相比，油井經過3 輪吞吐后油藏動用程度更高，生產效果更好。

圖5 生產10 a后油藏中部層位開發效果模擬結果Fig. 5 Simulation results of development effect of middle horizon of reservoir after 10 a of production

4 結 論

（1）北10 井區稠油注CO2最小混相壓力高，接近地層破裂壓力（54.3 MPa），決定CO2驅替方式為非混相驅，CO2主要發揮溶脹降黏作用。

（2）北10 稠油在CO2驅替過程中首先以溶解降黏和擴散作用為主，待產出端建立一定驅替壓差后才開始出油，長巖心驅替采收率為29.60%。

（3）根據試驗區注氣生產現狀，提出油井注氣吞吐措施以改善非混相驅效果，通過數值模擬在生產歷史擬合的基礎上優化了生產參數，結果表明，油井通過3 輪吞吐生產措施并配合非混相驅，最終采收率可達21.0%，實現中深層稠油的有效動用。