李士倫 侯大力 孫 雷

西南石油大學“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室 四川 成都 610500

0 前言

中國油田類型多，地質情況復雜，應該多元化地發(fā)展提高石油采收率技術（英文簡稱EOR 或者IOR）。近年來，中國石油和中國石化低滲透/特低滲透油藏儲量已占探明儲量的64%～70%以上， 已動用的儲量控水穩(wěn)油和提高采收率難度大，未動用儲量中特低/低滲透儲量所占比例又很大，2010 年百萬噸產能建設投資已超過60 億元人民幣，除了發(fā)展精細水驅開發(fā)技術外，發(fā)展注氣技術勢在必行［1］。

1 世界注氣驅概況

在國際上，以北美國家為代表，EOR（IOR）技術仍以蒸汽驅為主導，化學驅很少，注氣驅以逐年增長的態(tài)勢和顯著的成效成為有很大潛力和發(fā)展前景的技術。 以美國為代表，CO2驅油已是較為成熟的技術，形成了機理研究、地質油藏工程與數模結合的主體工程設計、注采工藝與地面工程設計結合及動態(tài)監(jiān)測與調整結合等一整套技術和方法。 加拿大因地制宜地發(fā)展著烴類氣驅，并掀起了以蒸汽輔助重力驅（SAGD）為主的開采稠油熱潮。 目前世界上已有100 個以上的CO2驅項目在實施中。 2010 年美國Oil&Gas Journal 雜志公布， 全世界注氣項目191 個，其中CO2驅141 個，占74%；注烴氣項目35 個，占18%。

統(tǒng)計的80 余個CO2驅項目大部分在陸地上。 北美三次采油注氣可提高采收率4%～12%OOIP （原始地質儲量）， 美國主要注CO2基地—二疊盆地平均采收率提高8%，加拿大垂向注烴重力穩(wěn)定混相驅可提高采收率15%～40%OOIP， 北海烴氣水交替驅 （WAG） 為9%～12%OOIP。 美國CO2價格變化大，天然CO2約為＄14/t，石化廠、熱電廠排放的CO2＄35/t。美國注氣CO2利用率：1t CO2約產2.5～3.3 標桶原油（0.398～0.525 m3），現(xiàn)行注CO2成本約為＄43.2/標桶。

氣水交替（WAG）是注氣驅改善流度比、防止黏性指進、提高注氣波及體積的有效方法，幾乎80%注氣項目均實施WAG。有混相與非混相驅WAG，混合WAG（又稱變段塞Tapered 驅，氣段塞按周期依次減少）和氣水同時注入（SWAG）等。 WAG 起源于1957 年加拿大阿爾伯達省。 據2010 年59 個項目調查：

a）烴類氣占42%（18 個），CO2氣占47%（28 個），N2/煙道氣占3%（2 個）；

b）混相驅占79%，非混相驅占21%；

c）陸上占88%，海上占12%；

d）砂巖油藏為57%，碳酸巖油藏占38%；

e） 大部分為三次采油，一般水驅效果好的，氣驅的效果也可能好；

f） 單個氣段塞為0.1～0.3 HCPV（烴類孔隙體積），總CO2段塞體積為35%～42%HCPV；

g）實施項目基本上都是成功的。

注氣單井吞吐是一項非混相驅的增產措施，它用于消除近井帶油層傷害，其作用機理主要有：

a）原油降黏；

b）原油體積膨脹；

c）溶解氣驅+重力驅；

d）蒸發(fā)原油中部分輕質組分（如C5～C30）；

e）在侵入水作用下能改善降黏原油的排泄范圍；

f） 圈閉氣的存在能降低含水飽和度和降低水相滲透率；

g）降低油氣界面張力；

h）消除近井帶油層傷害；

i） 在吐氣階段， 由于相滲透率和毛管力的滯后效應，能降低水相和氣相的相對滲透率。

對單井吞吐的建議：

a） 主要通過CO2溶于原油使其體積膨脹和黏度降低，改善油井產能。

b）有利時機主要在第二、三周期，偶爾第二、三周期增油比第一周期好。 有效周期一般只有3～5 個，增產效果受周期律影響，應特別注意；

c）增產比（CO2注入的增油量與措施前基準產量比值）與單位厚度注入量有關；

d）水侵、溶解氣驅和重力作用有利于改善降黏原油的排驅范圍。 邊水驅可增加吞吐的效果，特別是吐氣階段，但不希望水驅太強；

e）可優(yōu)化操作條件；

f） 吞吐過程的成功主要是近井帶的增壓和改造效應，其作用范圍一般小于45 m；

g） 井周圍地區(qū)壓力升高增加CO2溶于原油的數量， 生產實踐表明，CO2多一些時間滯留在油藏中是有益的；

h）注CO2階段黏性指進能提高與原油接觸的區(qū)域，但在吐氣階段，應控制CO2和伴生氣的釋放量。

2 中國注氣驅發(fā)展簡要回顧

中國石油大慶油田正積極開展注CO2先導試驗。 早在20 世紀60 年代中國石油大慶油田就開展了CO2小井距先導試驗。 1991 年又與法國合作，利用煉廠尾氣在薩南油田開展CO2非混相驅試驗。 目前，在榆樹林101 塊、芳48 斷塊等地開展試驗。滲透率為1.08mD、埋深2120m，有11 口井規(guī)模的榆樹林101 塊取得較好效果。

中國石油吉林油田依托萬金塔等CO2氣田在黑59、黑79、228 塊和89-2 井組開展注CO2驅試驗， 已初具規(guī)模效應。 中國石化也在腰英臺油田開展7 個井組注氣先導試驗，氣源來自松南氣田產出的天然氣（含20%CO2）。

中國石化華東分公司是中國石化注CO2基地，依托黃橋CO2氣田，2005 年于草舍油田注液態(tài)CO2開展混相驅試驗，到2012 年3 月已累計注液態(tài)CO217×104t，累計增油7.2×104t，比水驅提高原油采收率6%以上，并正在草舍草一段和阜三段油藏、合興油田和張家垛油田推廣應用。

中國石化江漢油田曾積極開展過N2礦場試驗，取得一定成果和經驗。

中國石化中原油田積極開展注烴、注CO2和空氣泡沫等試驗，CO2驅初見成效。在中原濮城沙一段廢棄高含水油藏開展CO2氣水交替非混相試驗，開展了剩余油評價、深化CO2驅油機理認識、氣水交替注采參數優(yōu)化和防腐、防竄及CO2回收等研究，試驗井組在注CO2前已綜合含水99.2%，為水驅廢棄油藏，采出程度54%，預計注6 個段塞。 2012 年3 月，累計增油5 831 t，采出程度估計可達60.74%。

中國石油勝利油田也在積極探索CO2驅試驗。 勝利油田的一個重大措施是使齊魯煤制氣廠一年提供50×104t CO2，屆時再有3 個單元注CO2，能覆蓋2 604×104t石油儲量。高89 塊低滲透油藏，含油面積2.6 km2地質儲量120×104t，屬濱淺湖相沉積，薄層分布，含油井段長7.2 m，平均孔隙度13.3%，平均滲透率4.7 mD，方案設計注氣井10 口，生產井14 口，注采井距350 m，預計采收率由衰竭開發(fā)的8.9%，提高到26.1%。

中國石油吐哈油田在全國注烴混相驅二次采油方面樹立了榜樣。 1998 年8 月開始的烴類混相驅成功實施，為中國油田開發(fā)提供了寶貴經驗，并形成了相應的注氣配套技術。

中國南海西部海域油氣區(qū)正在利用伴生氣和CO2氣開展注氣試驗，為中國海上油田注氣開發(fā)提供寶貴經驗。

中國石化西北分公司、中國石油南方公司、中國石油遼河油田、中國石油新疆克拉瑪依油田、中國石油冀東油田和中國石油塔里木油田等也正在積極發(fā)展注氣技術。

注氣驅也在阿爾及利亞、蘇丹等海外中方公司進行過試驗。

西南石油大學開展注氣驅已有20 年歷史，與上述各大油氣區(qū)30 余個油田單位開展了合作研究。

3 注氣配套技術

提高石油采收率（EOR 或IOR）試驗通常指油田的現(xiàn)場試驗，是理論轉化實踐、獲得經濟盈利的重要一環(huán)。常見的非理想油藏環(huán)境和生產操作會引起許多不確定性因素，直接影響到贏利和采收率，在理論實踐前，要確認以前研究中得出的假說和結果， 展示方案的實用性、技術上的可行性和經濟上的適應性，通常需要回答以下的問題：

a）地層中是否具備足夠多的可流動油，使措施具有可行性；

b）應當采用何種驅替流體作為注入劑，并確定其注入量與注入地點；

c）確定注入流體的最好方式；

d）確定產出可流動油的最好方式；

e）確定操作變化對油藏動態(tài)的敏感性；

f） 油藏（或操作）條件下，油藏呈現(xiàn)出動態(tài)反應的強弱程度；

g）先導試驗在何時何地可以獲利；

h）操作步驟與裝備的技術要求；

i）最優(yōu)化注入與產出方案；

j）項目的預期開采年限。

要回答這些問題首先要開展先導試驗。 此外，在注氣開發(fā)試驗中要形成油藏描述、室內實驗分析、石油工程、數值模擬、動態(tài)監(jiān)測、制備與分離注入氣等一系列配套技術。

3.1 注氣開發(fā)油藏描述技術

地質研究是注氣成功的基礎。 氣體密度小、黏度小、流動性大、氣竄和重力超覆會嚴重影響注氣波及體積和最終采收率。 注氣比注水更復雜，其地質研究的精細程度絲毫不比注水差。 特別強調：

a）采用綜合地質研究方法研究儲層非均質性特征；

b）從沉積環(huán)境、成巖環(huán)境和后期改造環(huán)境分析非均質性形成的機理；

c） 從地質因素、地震、測井和動態(tài)監(jiān)測資料來認識非均質性類型；

d）從縱向、平面上物性參數的變化來表示非均質性的分布規(guī)律；

e） 需開展裂縫、隔（夾）層、高滲透條帶和蓋底層密封性條件等研究；

f） 采用動靜態(tài)結合的方法，研究油藏、油層間的連通關系；

g）建立較為符合客觀實際的三維地質模型。

3.2 注氣開發(fā)實驗分析技術

注氣開發(fā)常用組分模型模擬注氣全過程，有別于注水開發(fā)。 PVT、相態(tài)室內實驗分析對注氣至關重要，其目的在于研究注氣驅機理和用實驗數據調節(jié)組分模型相態(tài)軟體包狀態(tài)方程參數。

3.2.1 常規(guī)PVT、相態(tài)實驗

該實驗首先應進行取樣、配樣、井流物組成的確定。

a)單次脫氣（測氣油比、 原油體積系數和相對密度等）；

b)泡點壓力測試；

c）PVT 關系（等組分膨脹，英文簡稱CCE）；

c)定容衰竭實驗（凝析氣藏、 揮發(fā)性油藏需做該實驗，英文簡稱CVD）；

d)多次脫氣實驗；

e)分離實驗。

3.2.2 注氣增溶膨脹實驗

3.2.3 注氣多次接觸實驗

3.2.4 混相條件實驗

包括MMP（最小混相壓力）和MME（最小混相組成）測定。

3.2.5 物理模擬驅替實驗

包括一維、二維和三維巖心驅替實驗。

3.2.6 高壓油氣界面張力實驗

3.2.7 蠟、瀝青質和水合物固溶物沉積實驗

3.2.8 微觀驅油機理實驗

3.3 注氣開發(fā)石油工程優(yōu)化設計技術

注氣開發(fā)石油工程優(yōu)化設計技術主要包括鉆井、完井、采油工程技術及油藏數值模擬技術。 前者需重點注意注入井型設計，完井方式、射孔優(yōu)化，套、油管氣密封和采油方式及防腐等技術；后者則一般采用組分模型進行注氣開發(fā)方案設計等。

注氣開發(fā)方案主要包括：

a）注氣方式選擇：混相、近混相和非混相驅，凝析或蒸發(fā)混相驅，氣水交替（WAG）或連續(xù)氣驅等；

b）注入介質的選擇CO2、烴類氣體（富氣或貧氣）、N2（煙道氣）和空氣等；

c）注入層系選擇；

d）注入井網、井距、注采井數和注入能力確定；

e）WAG 的選擇：氣水比、注入量、注入總段塞和分段塞體積、注入速度、注入壓力、采油速度和調整時機等優(yōu)化；

f）邊底水能量估計；

g）射孔原則和設計；

h） 產能規(guī)模、油井工作制度、利用老井的原則和接替方式。

3.4 防竄、堵漏和調劑技術

a）精細油藏描述；

b）優(yōu)化射孔，避開高滲透條帶；

c）調剖封竄，封堵高滲透條帶；

d）泡沫驅；

e）氣水交替，包括氣段塞由大變小的變段塞氣水交替；

f） 加強動態(tài)監(jiān)測：井間示蹤劑的應用，吸氣剖面和產出剖面監(jiān)測，三維、四維地震監(jiān)測注入氣運移，準確計量：包括：注入井的注入氣量、組成、壓力和溫度等監(jiān)測；生產井井口、井底壓力和溫度、產出油、氣、水量、氣組成、油物理、氣油比和示蹤劑含量等監(jiān)測；生產井見氣后注采井工作制度調整；跟蹤數值模擬等。

3.5 注氣開發(fā)動態(tài)監(jiān)測技術

a）采油井井流物組分監(jiān)測；

b）注入氣組成監(jiān)測；

c） 壓力監(jiān)測（特別是注氣井底流壓控制，在混相驅時需大于混相壓力（MMP））；

d）氣油比及C1、C2、C3、C7+組成監(jiān)測；

e）注入和產出剖面監(jiān)測；

f）示蹤劑監(jiān)測；

g）含水監(jiān)測（油井見氣、水后要加密監(jiān)測）；

h）跟蹤數模研究；

i）混相性和氣竄分析。

例如： 阿爾及利亞扎爾則油田注氣混相性分析：細管實例的MMP 是工程意義上的MMP，與理論值差多少？采用狀態(tài)方程多次接觸混相計算方法加以比較，結果見表1。 氣竄分析：除氣油比升高這個指標外，還有兩個指標供參考： 分離器中C2+C3/C1含量降低， 分離器原油中C7+/C2+C3也降低。

表1 細管實驗MMP與理論計算值對比

4 結論

根據中國目前提高采收率發(fā)展現(xiàn)狀，注氣提高石油采收率具有很大的潛力和發(fā)展前景。 分析總結并在吸收國外先進技術和外資的基礎上，發(fā)展中國注氣提高采收率技術勢在必行。 該項技術發(fā)展的關鍵在于對地質工程、油藏工程、采油工程，地面工程等方面的精心設計、精心施工，一切通過試驗，一切通過實踐，在實踐中積累經驗，逐步形成完整的配套技術，培養(yǎng)一批專門技術人才。

［1］ 李士倫，張正卿，冉新權. 注氣提高石油采收率技術［M］. 成都：四川科學技術出版社，2001.