王高峰，鄭雄杰，張玉，呂文峰，汪芳，尹麗娜

（1.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國石油勘探開發(fā)研究院；3.國家能源CO2驅(qū)油與埋存研發(fā)(實(shí)驗(yàn))中心；4.中國石油吉林油田公司）

適合二氧化碳驅(qū)的低滲透油藏篩選方法

王高峰1,2,3，鄭雄杰4，張玉4，呂文峰1,2,3，汪芳1,2,3，尹麗娜4

（1.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國石油勘探開發(fā)研究院；3.國家能源CO2驅(qū)油與埋存研發(fā)(實(shí)驗(yàn))中心；4.中國石油吉林油田公司）

鑒于現(xiàn)有CO2驅(qū)油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)缺乏體現(xiàn)未來生產(chǎn)效果的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，向現(xiàn)有篩選標(biāo)準(zhǔn)中增補(bǔ)能夠反映CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)效益的指標(biāo)（單井產(chǎn)量相關(guān)指標(biāo)），進(jìn)而提出適合CO2驅(qū)的低滲透油藏篩選新方法?；跉怛?qū)增產(chǎn)倍數(shù)概念得出低滲透油藏氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量油藏工程預(yù)測方法，根據(jù)技術(shù)經(jīng)濟(jì)學(xué)原理得到反映CO2驅(qū)項(xiàng)目整個評價期盈虧平衡情況的經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量確定方法，在此基礎(chǔ)上提出了CO2驅(qū)低滲透油藏篩選新指標(biāo)：若油藏工程方法預(yù)測氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量高于氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量，則目標(biāo)油藏適合注氣。進(jìn)一步提出了氣驅(qū)油藏4步篩查法：技術(shù)性篩選→經(jīng)濟(jì)性篩選→可行性精細(xì)評價→最優(yōu)注氣區(qū)塊推薦。利用新方法重新評價了某油田17個區(qū)塊CO2驅(qū)潛力，得到適合CO2驅(qū)的地質(zhì)儲量僅為傳統(tǒng)方法的32.4%。建議按照新方法選擇注氣區(qū)塊，確保項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益。圖1表4參10

CO2驅(qū)；低滲透油藏；篩選標(biāo)準(zhǔn)；氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)；油藏工程方法；經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量

0 引言

注氣驅(qū)油技術(shù)主要在北美得到廣泛應(yīng)用。據(jù)統(tǒng)計(jì)，美國80%的CO2驅(qū)油藏滲透率低于50×10-3μm2[1-2]，中國自2000年以來約71%的陸上氣驅(qū)項(xiàng)目亦針對低滲透油藏。國內(nèi)外所有注氣油藏基本上都取得了不同程度增油效果，并相繼產(chǎn)生了一批氣驅(qū)油藏篩選實(shí)用標(biāo)準(zhǔn)，如Geffen[3]、National Petroleum Council（NPC）[4]、Carcoana[5]等提出的標(biāo)準(zhǔn)。這些標(biāo)準(zhǔn)均立足于實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)，以充分發(fā)揮超臨界CO2萃取原油組分的能力，從而獲得氣驅(qū)油的最佳技術(shù)效果；標(biāo)準(zhǔn)的內(nèi)容亦主要是與混相密切相關(guān)的油藏及流體參數(shù)取值范圍，如地層溫度不宜過高（NPC標(biāo)準(zhǔn)將油藏溫度限制在121 ℃以內(nèi)[4]）、地層壓力不宜過低或油藏埋深不能太淺、原油密度和黏度不可過大以及含油飽和度不能過低。雖有學(xué)者探討了氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)性問題，但研究結(jié)果不具有普適性，未能上升為標(biāo)準(zhǔn)[6-7]?？傊F(xiàn)有篩選標(biāo)準(zhǔn)缺乏判斷注氣是否具有經(jīng)濟(jì)效益的指標(biāo)。以美國能源部CO2Prophet為代表的油藏篩選小型軟件實(shí)現(xiàn)了流線生成-流管模擬-經(jīng)濟(jì)評價一體化，便于應(yīng)用，但其內(nèi)核屬一維黑油模型，與實(shí)際氣驅(qū)過程相距較遠(yuǎn)。理論分析和注氣實(shí)踐還表明，低滲透油藏注氣多組分?jǐn)?shù)值模擬預(yù)測結(jié)果誤差往往超過50%[8]，造成利用數(shù)值模擬詳細(xì)評價注氣可行性的環(huán)節(jié)失效。筆者認(rèn)為，這是北美地區(qū)經(jīng)濟(jì)性差與不經(jīng)濟(jì)的注氣項(xiàng)目占20%～30%的重要原因。

國內(nèi)注氣項(xiàng)目更易出現(xiàn)不經(jīng)濟(jì)的問題，主要原因有：碳交易相關(guān)機(jī)制不健全、碳市場發(fā)育不成熟以及驅(qū)油用氣源主要構(gòu)成不同[9]；國內(nèi)地層油與CO2混相條件更苛刻及陸相沉積油藏非均質(zhì)性強(qiáng)還造成換油率較高（即噸油耗氣量較多）以及采收率較低；國內(nèi)實(shí)施CO2驅(qū)低滲油藏埋深較大（比美國新墨西哥州和德克薩斯州二疊系油藏約深500 m）等。因此，有必要完善現(xiàn)有氣驅(qū)油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)。鑒于產(chǎn)量是最重要的生產(chǎn)指標(biāo)，故提出向現(xiàn)有篩選標(biāo)準(zhǔn)中增補(bǔ)能夠反映氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)效益的指標(biāo)——單井產(chǎn)量相關(guān)指標(biāo)。

本文引入一種新的經(jīng)濟(jì)極限氣驅(qū)單井產(chǎn)量概念，結(jié)合低滲透油藏氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量預(yù)測油藏工程方法，得到判斷CO2驅(qū)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)可行性的新指標(biāo)，進(jìn)而提出適合CO2驅(qū)的低滲透油藏篩選新方法。

1 理論依據(jù)

1.1 低滲透油藏氣驅(qū)高峰期產(chǎn)量預(yù)測方法

筆者曾根據(jù)采收率等于波及系數(shù)和驅(qū)油效率之積這一油藏工程基本原理建立氣驅(qū)采收率計(jì)算公式，并利用采出程度、采油速度和遞減率的相互關(guān)系，通過引入氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)概念得到了低滲透油藏氣驅(qū)產(chǎn)量預(yù)測普適方法[10]。低滲透油藏氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)被定義為見效后某時間的氣驅(qū)產(chǎn)量與“同期的”水驅(qū)產(chǎn)量水平之比（即虛擬該油藏不注氣，而是持續(xù)注水開發(fā)），其計(jì)算方法如下[10]：

根據(jù)氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)定義，欲知?dú)怛?qū)見效高峰期或穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量，須知該時期的水驅(qū)產(chǎn)量；注氣之前水驅(qū)產(chǎn)量是已知的，若已知水驅(qū)遞減規(guī)律即可計(jì)算出相應(yīng)于氣驅(qū)見效高峰期的水驅(qū)產(chǎn)量；中國低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)已近30 a，積累了豐富經(jīng)驗(yàn)，可借鑒同類型油藏水驅(qū)遞減規(guī)律（指數(shù)遞減）。假設(shè)注氣之前1年內(nèi)的水驅(qū)單井產(chǎn)量水平為qow0，水驅(qū)產(chǎn)量年遞減率Dw，從開始注氣到見效時間為t，則氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量為：

國內(nèi)外低滲透油藏CO2驅(qū)實(shí)踐表明，從開始注氣到見效所需時間通常為數(shù)月或1年左右[9]，又由于注氣能夠補(bǔ)充早期地層壓力，可忽略從注氣到見效的遞減，則（2）式簡化為：

在文獻(xiàn)[10]基礎(chǔ)上，筆者又補(bǔ)充了冀東柳北、吉林黑79北和海塔貝14等3個CO2驅(qū)礦場試驗(yàn)資料，使（3）式這一預(yù)測低滲透油藏注氣見效高峰期產(chǎn)量的方法得到了國內(nèi)外21個注氣實(shí)例的驗(yàn)證（見圖1）。特低滲或一般低滲油藏小井距和擴(kuò)大井距試驗(yàn)、混相和非混相驅(qū)生產(chǎn)動態(tài)均符合該理論。氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)概念為在理論上把握氣驅(qū)產(chǎn)量提供了油藏工程依據(jù)。

圖1 21個油藏的氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)對比

（1）式中的產(chǎn)量項(xiàng)對時間求導(dǎo)數(shù)有：

（4）式表明，氣驅(qū)產(chǎn)量遞減特征類似于水驅(qū)，并且氣驅(qū)產(chǎn)量隨時間絕對遞減率為水驅(qū)產(chǎn)量絕對遞減率的常數(shù)倍，即氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)。當(dāng)然，遞減率也可根據(jù)礦場注氣的經(jīng)驗(yàn)得到。

1.2 CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量確定方法

并非所有油藏注氣都能產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益。本文中氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量指氣驅(qū)產(chǎn)能建設(shè)、生產(chǎn)經(jīng)營投入與產(chǎn)出現(xiàn)值相等時的穩(wěn)產(chǎn)期平均單井日產(chǎn)油水平，利用技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價方法得到。該經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量并非人為調(diào)整油井工作制度得到的一個開發(fā)技術(shù)界限，而是盈虧平衡時對氣驅(qū)見效高峰期油井生產(chǎn)能力的要求。

記CO2驅(qū)項(xiàng)目穩(wěn)產(chǎn)年限為Ts，假設(shè)試驗(yàn)區(qū)年產(chǎn)油按指數(shù)遞減，則評價期內(nèi)銷售總收入為：

若CO2驅(qū)生產(chǎn)經(jīng)營噸油成本為Pm，則總成本為：

若平均單井固定投資為Pw(含鉆井、CO2驅(qū)注采工程、地面工程建設(shè)與非安裝設(shè)備投資等)，并將償還期利息納入經(jīng)營成本，則固定投資貸款及建設(shè)期利息為：

記固定資產(chǎn)殘值率為rf，則回收固定資產(chǎn)余值為：

流動資金是1年或1個營業(yè)周期內(nèi)變現(xiàn)或運(yùn)用的資產(chǎn)，占比很小且開發(fā)前期花費(fèi)的流動資金要在后期回收，分析時可不計(jì)流動資金。

原油銷售稅金包括增值稅、城市維護(hù)建設(shè)稅和教育費(fèi)附加，油氣資源稅業(yè)已改為從價計(jì)征。將基于油價的綜合稅率記為rt，則應(yīng)繳納原油銷售稅金為：

此外，上繳的石油特別收益金總額為：

將扣除各種稅金、特別收益金和噸油操作成本的油價稱為凈油價Poe，則：

注氣項(xiàng)目評價期內(nèi)總收入為原油銷售收入與回收固定資產(chǎn)余值之和；總支出包括生產(chǎn)經(jīng)營總成本、固定投資及利息、總銷售稅金、資源稅和石油特別收益金?？偫麧檭衄F(xiàn)值等于總收入減去總支出：

當(dāng)油藏注氣效果差，產(chǎn)量低至一定水平時，總利潤凈現(xiàn)值將變?yōu)榱?，此時的產(chǎn)量即為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，即：

聯(lián)立（5）式—（13）式得經(jīng)濟(jì)極限氣驅(qū)產(chǎn)量：

其中：

若注采井總數(shù)和生產(chǎn)井?dāng)?shù)之間關(guān)系為：

經(jīng)濟(jì)極限單井日產(chǎn)油量記為qogel，則：

聯(lián)立（14）式—（16）式可得CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井日產(chǎn)油量計(jì)算模型：

將氣源價格從生產(chǎn)經(jīng)營成本中分離出來并考慮產(chǎn)出氣分離與循環(huán)注入，以體現(xiàn)氣驅(qū)特點(diǎn)。若CO2驅(qū)換油率為us，循環(huán)注入CO2在產(chǎn)出氣中體積分?jǐn)?shù)為yc，則噸油成本為：

隨著油田開發(fā)的延續(xù)，生產(chǎn)氣油比和綜合含水上升，噸油耗氣量、耗水量、脫水量、管理工作量均不斷增大，導(dǎo)致噸油操作成本增加且構(gòu)成復(fù)雜化，扣除氣源價格的噸油操作成本亦遞增。

評價期末回收固定資產(chǎn)殘值通常不足原值的2.0%，予以忽略。根據(jù)等比數(shù)列求和公式及二項(xiàng)式定理可簡化（17）式，并與（11）式、（18）式形成方程組：

折現(xiàn)率取值越大，應(yīng)用（19）式算出的經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量越高；折現(xiàn)率至少應(yīng)為行業(yè)內(nèi)部收益率，目前為12.0%，建議取14%。還須指出，對于已收回水驅(qū)產(chǎn)能建設(shè)投資油藏，可采用總量法確定氣驅(qū)單井投資；未收回投資油藏用增量法確定。

根據(jù)國內(nèi)外注氣經(jīng)驗(yàn)，15 a評價期內(nèi)換油率取3.0 t/t的中等偏上水平，建設(shè)期按1 a計(jì)，不同開發(fā)階段生產(chǎn)指標(biāo)具有不同變化趨勢，按最新財稅政策利用（19）式計(jì)算了3類油藏的CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量，并回歸出簡化算法。

①未動用—弱動用油藏，其特征是未注水或注水時間短，含水尚未進(jìn)入規(guī)律性快速升高階段即開始注氣，其氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量簡化算法為（相對誤差絕對值4.7%）：

②水驅(qū)到一定程度油藏，特征是注水?dāng)?shù)年，含水已步入規(guī)律性快速升高階段開始注氣，其氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量簡化算法為（相對誤差絕對值4.4%）：

③水驅(qū)成熟油藏，特征是注水開發(fā)多年，含水規(guī)律性升高階段結(jié)束后開始注氣，其氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量簡化算法為（相對誤差絕對值4.8%）：

上述3個簡化公式在3 300元/t＜Po＜4 800元/t（相當(dāng)于油價75～110美元/桶，更低油價難以保證國內(nèi)大多數(shù)低滲透油藏CO2驅(qū)效益開發(fā)）、0.05＜Dg＜0.30、1 100元/t ＜Pmw+2.8Pg＜2 300元/t這一很寬的范圍內(nèi)均適用。由于評價期內(nèi)扣除氣價的噸油成本一般要高于500元，國內(nèi)CO2價格通常超過200元/t[10]，則CO2驅(qū)噸油成本將超過1 100元；經(jīng)計(jì)算，噸油成本高于2 300元時，3類油藏經(jīng)濟(jì)極限單井日產(chǎn)油量須達(dá)6.0 t才有經(jīng)濟(jì)效益，如此高的氣驅(qū)單井產(chǎn)量在國內(nèi)低滲油藏很難遇到，故將CO2驅(qū)噸油操作成本上限設(shè)為2 300元。

2 篩選新方法

2.1 CO2驅(qū)低滲透油藏篩選新指標(biāo)

將注氣見效高峰期持續(xù)時間視作穩(wěn)產(chǎn)年限，注氣見效高峰期產(chǎn)量即為穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量。當(dāng)氣驅(qū)見效高峰期產(chǎn)量低于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時，即無經(jīng)濟(jì)效益，由此引出判斷CO2驅(qū)項(xiàng)目可行性的新指標(biāo)。

若低滲透油藏CO2驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量高于CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量，即：

將（3）式代入（23）式，可得：

（24）式表明，欲實(shí)現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)效益的氣驅(qū)開發(fā)，注氣之前的水驅(qū)產(chǎn)量必須足夠高，這意味著油藏物性、原油重度和含油飽和度不能同時過低。在應(yīng)用（24）式時，若不能確定混相程度，建議按混相情形計(jì)算氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)；適合注氣低滲透黑油油藏CO2混相驅(qū)油效率取80%，水驅(qū)油效率常在46%～57%。

2.2 CO2驅(qū)低滲透油藏篩選新方法

Taber曾指出“篩選標(biāo)準(zhǔn)的作用在于從大量油藏中粗略地篩選出更適合注氣者，以節(jié)省油藏描述和經(jīng)濟(jì)評價的昂貴費(fèi)用[6]”，其所指粗略篩選以現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)為依據(jù)，根據(jù)本文新篩選指標(biāo)可發(fā)展上述認(rèn)識。筆者提出國內(nèi)注氣區(qū)塊篩選應(yīng)遵循如下程序。

①初次篩選或技術(shù)性篩選：主要關(guān)注油藏條件下實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)可能性和注氣開發(fā)建立有效注采壓力系統(tǒng)可能性，著重考查油藏流體性質(zhì)和儲集層物性等靜態(tài)指標(biāo)，初次篩選沿用現(xiàn)有篩選標(biāo)準(zhǔn)（見表1）。

表1 CO2驅(qū)油藏初次篩選標(biāo)準(zhǔn)[3-7]

②二次篩選或經(jīng)濟(jì)性篩選：僅針對通過初次篩選油藏進(jìn)行，主要關(guān)注混相驅(qū)開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益問題，著重考查氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量和氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量，篩選標(biāo)準(zhǔn)為（23）式。其中，氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量用（3）式預(yù)測；氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量算法按注氣類型在簡化式（20）—（22）式中選擇，應(yīng)用時須嚴(yán)格二次篩選指標(biāo)，比如采用較高遞減率和單井投資，確保效益。

③可行性精細(xì)評價：對象為通過二次篩選的油藏，主要任務(wù)是進(jìn)行油藏描述（著重研究注采連通性）、數(shù)值模擬和油藏工程綜合研究，編制注氣方案，全面獲得注氣工程參數(shù)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，精細(xì)評價備選區(qū)塊的注氣可行性。

④最優(yōu)注氣區(qū)塊推薦：主要任務(wù)是組織相關(guān)學(xué)科專家審查③中各區(qū)塊的注氣方案，論證并推薦最適合注氣的區(qū)塊。

通過上述4個步驟，確保最終篩選的注氣方案的經(jīng)濟(jì)可行性，筆者將這一程序命名為“注氣區(qū)塊4步篩查法”。目前的篩選方法缺少第2個步驟，即經(jīng)濟(jì)性篩選，在現(xiàn)行體制及技術(shù)水平下很容易造成注氣選區(qū)失誤。

3 應(yīng)用

3.1 初次篩選

近年來，中國石油在吉林油田開展了CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)和擴(kuò)大試驗(yàn)，目前處于工業(yè)化應(yīng)用階段，并擬在某地區(qū)17個區(qū)塊推廣CO2驅(qū)技術(shù)。根據(jù)采出程度和油藏物性差別，將17個區(qū)塊分為5種類型，5類油藏同屬正常溫壓系統(tǒng)，原油密度在0.855～0.870 g/cm3，代表性試驗(yàn)區(qū)分別為F48、H59、H79南、H79北小井距和H46（見表2）。

表2 初次篩選所需油藏靜態(tài)參數(shù)

根據(jù)初次篩選標(biāo)準(zhǔn)（見表1），5類油藏均適合CO2驅(qū)，覆蓋地質(zhì)儲量2 879×104t。

3.2 二次篩選

3.2.1 CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量計(jì)算

首先根據(jù)待評價油藏含水所處階段判斷屬于哪種油藏注氣類型，并選擇相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量計(jì)算公式。Ⅰ類和Ⅱ類油藏采出程度低于5.0%，未注水或注水時間很短，油藏含水尚未進(jìn)入上升階段，屬于未動用—弱動用油藏，應(yīng)選擇（20）式計(jì)算CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量；Ⅲ類油藏采出程度在10%左右，已注水開發(fā)4年多，含水正處于規(guī)律性快速升高階段，屬于水驅(qū)到一定程度油藏，應(yīng)選擇（21）式計(jì)算CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量；Ⅳ類和Ⅴ類油藏采出程度高于20%，屬于水驅(qū)成熟油藏，應(yīng)選擇（22）式計(jì)算CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量。

以Ⅰ類油藏為例說明計(jì)算CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量的過程。在CO2驅(qū)工業(yè)化推廣階段須建立完善循環(huán)注氣和集輸系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)CO2零排放，確保安全生產(chǎn)。測算Ⅰ類油藏單井固定投資400×104元；Ⅰ類油藏扣除氣價的噸油成本667元，CO2價格240元/t，油價按4 180元/t（95美元/桶）；注采井?dāng)?shù)比0.28，年遞減率用0.18。將扣除氣價的噸油成本、氣價、油價、遞減率、單井固定投資、遞減率和注采井?dāng)?shù)比代入（20）式，可計(jì)算出Ⅰ類油藏CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量為2.05 t/d。同理可得到其余4類油藏的CO2驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量（見表3）。

表3 二次篩選經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量計(jì)算結(jié)果

3.2.2 氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量預(yù)測

仍以Ⅰ類油藏為例說明計(jì)算氣驅(qū)高峰期單井產(chǎn)量的過程。首先由（1）式計(jì)算氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)。將CO2驅(qū)油效率80.0%、水驅(qū)油效率48.0%和采出程度1.0%代入（1）式可求得氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)為1.68。由于Ⅰ類油藏注氣之前1年內(nèi)平均單井產(chǎn)量為0.7～1.1 t/d（見表4）。據(jù)（3）式，氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量為1.17～1.85 t/d。同理可得到其他4類油藏CO2驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量（見表4）。

表4 二次篩選氣驅(qū)高峰期產(chǎn)量與經(jīng)濟(jì)性篩選結(jié)果

3.2.3 氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)可行性判斷

根據(jù)氣驅(qū)油藏篩選新指標(biāo)即（23）式即可判斷各類油藏推廣CO2驅(qū)可行性：Ⅰ類、Ⅳ類和Ⅴ類油藏經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量高于油藏工程預(yù)測高峰期單井產(chǎn)量，注氣將沒有經(jīng)濟(jì)效益，不宜實(shí)施CO2驅(qū)；僅Ⅱ類和Ⅲ類區(qū)塊可推廣CO2驅(qū)，且以Ⅱ類區(qū)塊最為適合（見表4），二次篩選得到適合CO2驅(qū)地質(zhì)儲量為933×104t，僅為初次篩選結(jié)果的32.4%。

3.3 可行性精細(xì)評價和注氣區(qū)塊推薦

選擇通過二次篩選的區(qū)塊進(jìn)行注氣可行性精細(xì)評價，編制注氣方案，組織專家委員會論證注氣參數(shù)和生產(chǎn)指標(biāo)合理性，并推薦最適合CO2驅(qū)的區(qū)塊。

根據(jù)上述“注氣區(qū)塊4步篩查法”可選出H59和H79南2個區(qū)塊。注氣實(shí)踐證明，兩區(qū)塊注氣效果在5個代表性注氣試驗(yàn)中為最好。

4 結(jié)論

現(xiàn)有氣驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)缺乏判斷注氣是否具有經(jīng)濟(jì)效益的指標(biāo)，低滲透油藏氣驅(qū)數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果不可靠。氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)概念的提出為在理論上把握氣驅(qū)產(chǎn)量提供了油藏工程依據(jù)。氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量可通過氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)乘以注氣之前1年內(nèi)水驅(qū)單井產(chǎn)量得到。氣驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量是注氣項(xiàng)目盈虧平衡時對氣驅(qū)見效高峰期油井生產(chǎn)能力的要求。

若油藏工程預(yù)測氣驅(qū)見效高峰期單井產(chǎn)量低于經(jīng)濟(jì)極限氣驅(qū)單井產(chǎn)量，則目標(biāo)油藏不適合注氣。欲實(shí)現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)效益的氣驅(qū)開發(fā)，注氣前的水驅(qū)產(chǎn)量必須足夠高?；诖诵潞Y選指標(biāo)，完善了氣驅(qū)油藏篩選理論。

提出了適合中國油藏特點(diǎn)的“氣驅(qū)油藏4步篩查法”，即“技術(shù)性篩選→經(jīng)濟(jì)性篩選→可行性精細(xì)評價→最優(yōu)注氣區(qū)塊推薦”4個步驟。應(yīng)用結(jié)果顯示，根據(jù)新方法所得CO2驅(qū)潛力與傳統(tǒng)篩選方法的結(jié)果大不相同。建議按照新方法選擇注氣區(qū)塊，提高試驗(yàn)成功率。

致謝：成文過程中，得到了秦積舜教授的啟發(fā)和指導(dǎo)，筆者在此表示衷心感謝!

符號注釋：

Fgw——低滲透油藏氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)，f；Qog——某時間氣驅(qū)產(chǎn)量水平，m3/d；Qow——同期的水驅(qū)產(chǎn)量水平，m3/d；R1——?dú)馑跏简?qū)油效率之比，f；R2——轉(zhuǎn)氣驅(qū)時廣義可采儲量采出程度，f；EDgi——?dú)獾某跏迹ㄓ筒匚磩佑脮r）驅(qū)油效率，f；EDwi——水的初始驅(qū)油效率，f；Re0——轉(zhuǎn)驅(qū)時采出程度，f；qogs——?dú)怛?qū)見效高峰期單井產(chǎn)量，t/d；qow0——注氣之前1年內(nèi)水驅(qū)單井產(chǎn)量，t/d；Dw——水驅(qū)產(chǎn)量年遞減率，f；t——從開始注氣到注氣見效的時間，a；Ts——穩(wěn)產(chǎn)年限，a；Ic1——評價期銷售總收入，元；j——CO2驅(qū)項(xiàng)目實(shí)施時間，a；Tc——CO2驅(qū)項(xiàng)目建設(shè)期，a；Po——油價，元/t；αo——原油商品率，f；Qo——穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)試驗(yàn)區(qū)整體年產(chǎn)油量，t；rco——建設(shè)期與穩(wěn)產(chǎn)期年產(chǎn)油之比，f；i——折現(xiàn)率，f；n——項(xiàng)目評價期，a；Dg——?dú)怛?qū)產(chǎn)量年遞減率，f；Oc1——生產(chǎn)經(jīng)營總成本，元；Pm——CO2驅(qū)噸油成本，元；Oc2——固定投資貸款及建設(shè)期利息，元；T——固定投資貸款償還期，a； now——注采井總數(shù)，口；Pw——單井固定投資，萬元；i0——固定投資貸款利率，f；Ic2——回收固定資產(chǎn)余值，元；rf——固定資產(chǎn)殘值率，f；Oc3——應(yīng)繳原油銷售稅金，元；rt——綜合稅率，f；Oc4——石油特別收益金總額，元；Ps——噸油資源稅和特別收益金，元；Poe——凈油價，元/t；NPV——總利潤凈現(xiàn)值，元；Qoel——試驗(yàn)區(qū)經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)油，t；no——油井?dāng)?shù)，口；λ——注采井?dāng)?shù)比，f；qogel——?dú)怛?qū)經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)量，t/d；us——CO2驅(qū)換油率，即采出1 t油所須注入的CO2質(zhì)量，t/t；yc——循環(huán)注入CO2在產(chǎn)出氣中體積分?jǐn)?shù)，f；Pg——?dú)鈨r，元/t；Pmw——扣除氣價的噸油成本，元；GOR——?dú)庥捅?，m3/t。

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（編輯 郭海莉）

A new screening method of low permeability reservoirs suitable for CO2flooding

Wang Gaofeng1,2,3,Zheng Xiongjie4,Zhang Yu4,Lü Wenfeng1,2,3,Wang Fang1,2,3,Yin Lina4
(1.State Key Laboratory of EOR,Beijing 100083,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;3.National Energy CO2Flooding and Storage (Experiment) R&D Center,Beijing 100083,China;4.PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan 138000,China)

Since the existing gas flooding reservoir screening criteria lack economic indexes reflecting future dynamic production performances,indexes reflecting economic profits are added into the exiting criteria (related single well production indexes) to form a new method of selecting low permeability reservoirs suitable for CO2flooding.Reservoir engineering methods of single well peak oil production rate (OPR) prediction for gas drive tight reservoirs is given by employing the concept of “OPR multiplier due to gas flooding”.Based on the technical economics principles,the method calculating the economical limit OPR of CO2flooding is also presented.On this basis,a new screening criterion of reservoirs suitable for CO2flooding is proposed:if the peak OPR predicted by reservoir engineering method is higher than the economic limit OPR,the target reservoir is suitable for CO2flooding.Furthermore,a four-step reservoirs screening method is advanced:technical screening,economic screening,feasibility evaluation,recommendation of optimal gas flooding blocks.The new screening criteria were applied to evaluate the CO2flooding potential of seventeen blocks in an oilfield,which ended up with only 32.4% of the geologic reserves from conventional method suitable for CO2flooding.It is recommended blocks suitable for CO2flooding be selected according to the new criterion to ensure economic success.

CO2flooding;low permeability reservoir;screening criterion;oil production rate multiplier due to gas flooding;reservoir engineering method;single well economic limit oil production rate

國家科技重大專項(xiàng)“CO2驅(qū)油與埋存關(guān)鍵技術(shù)”（2011ZX05016）；中國石油天然氣股份有限公司專項(xiàng)“長慶油田低滲透油藏CO2驅(qū)油與埋存關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用”（2014E3606）

TE357.46

A

1000-0747(2015)03-0358-06

10.11698/PED.2015.03.13

王高峰（1980-），男，河南許昌人，碩士，中國石油勘探開發(fā)研究院工程師，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)新技術(shù)研究。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院石油采收率研究所，郵政編碼：100083。E-mail：wanggaofeng@petrochina.com.cn

2014-09-16

2015-04-28