吳錯（大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠）

CO2吞吐采油試驗技術(shù)是將表面活性劑處理劑及液態(tài)CO2由油套環(huán)空注入油層，燜井溶解平衡后開井采油。通過CO2吞吐技術(shù)治理低效井，提高低孔低滲油層開發(fā)效果[1-2]。

從國內(nèi)油田CO2吞吐施工效果看，由于油藏的地質(zhì)條件、原油性質(zhì)、施工條件變化范圍大，增油效果也有很大差別。大慶油田低孔低滲油層中應(yīng)用CO2吞吐技術(shù)取得了較好的增油效果。此技術(shù)具有投資少、見效快的優(yōu)點，應(yīng)用前景廣闊[3-4]。

1 CO2吞吐機(jī)理

1.1 CO2溫度、壓力變化特性

CO2易溶于原油，其溶解能力隨著壓力的升高而增大，同時會引起原油體積膨脹、黏度降低等物性改變（圖1）。

圖1 不同壓力下溶解汽油比

1.2 降低原油黏度

在地層條件下，壓力越高，CO2在原油中的溶解度就越大，降黏作用就越明顯（圖2）。

圖2 CO2溶解后原油黏度變化

1.3 降低油水界面張力

在地層條件下，隨著注入CO2量的增加，油水界面張力不斷降低，增加原油流度（圖3）。

1.4 改善油層滲透性

由圖4可知，CO2與水作用形成碳酸，再與部分碳酸鹽巖作用，使碳酸鹽巖溶解，擴(kuò)大原來的巖石孔縫或者形成新的通道，提高此類油層的滲透性[5]。

圖3 注入CO2后油水界面張力變化

圖4 CO2改善油層滲透率

表1 措施單井基本情況統(tǒng)計

2 選井的定性及定量標(biāo)準(zhǔn)

2.1 定性標(biāo)準(zhǔn)

措施井要位于相對封閉區(qū)塊，注入的CO2不易泄露，可提高注入劑的利用率；特別是孤立砂體、有采無注型及部分注采不完善類型剩余油開采更具有優(yōu)勢?？紤]到目前CO2吞吐為籠統(tǒng)注入，要求射孔層數(shù)盡量少，主力產(chǎn)層有效厚度大，確保盡可能把CO2注入主力生產(chǎn)油層，可有助于提高注入劑的換油率[6]。

2.2 定量標(biāo)準(zhǔn)

油層厚度對吞吐效果影響較大，在油層有效厚度不同、其他油藏地質(zhì)條件相近的情況下，一般油層厚度大，吞吐效果好。

CO2吞吐可提高低滲油田的采收率，滲透率越高，油層流動系數(shù)越大，油層吸氣能力強(qiáng)，產(chǎn)油能力高。通過現(xiàn)場試驗，0.5～50 mD的油層均有不同程度的增油效果。

在現(xiàn)有的工藝條件下，為了確保油層與CO2換熱后地下原油不發(fā)生凝固現(xiàn)象，油藏埋深應(yīng)大于1200 m。

3 措施井效果分析

3.1 措施井基本情況

共施工6口井，平均單井砂巖厚度16.7 m，有效厚度8.9 m，平均單井控制儲量2.3×104t，措施前平均單井累計產(chǎn)油0.22×104t，平均單井采出程度9.57%，措施后平均單井累計產(chǎn)油104.8 t（表1）。

3.2 措施井效果

從措施后生產(chǎn)半年情況來看，投產(chǎn)初期產(chǎn)量高且產(chǎn)量下降明顯的井、投產(chǎn)初期含水上升快的井，吞吐后增油效果較好，適合CO2吞吐增油。針對投產(chǎn)初期低產(chǎn)液高含水的井或取樣無物的井，措施有效期時間短，累計增油量少，吞吐效果較差，CO2吞吐適應(yīng)性差。

由圖5至圖6可知，隨著采出程度的增加有效期與增油量均出現(xiàn)先增加后下降的趨勢，然而采出程度在9%～12%之間有效期最長，采出程度在8%～11%之間增油量最多；因此，建議選井時優(yōu)選采出程度在8%～12%的井。

圖5 CO2吞吐有效期與采出程度關(guān)系

由圖7至圖8可知，隨著措施前日產(chǎn)液量的增加，有效期與增油量均出現(xiàn)下降的趨勢，然而措施前日產(chǎn)液量小于1.2 t/d時有效期長、增油量也多；因此，建議選井時優(yōu)選措施前日產(chǎn)液量小于1.2 t/d的井。

圖6 CO2吞吐增油量與采出程度關(guān)系

圖7 CO2吞吐有效期與措施前日產(chǎn)液量關(guān)系

表2 措施6口井地下虧空與注CO2補(bǔ)充地層對比統(tǒng)計

圖8 CO2吞吐增油量與措施前日產(chǎn)液量關(guān)系

3.3 地層能量補(bǔ)充

截止到2016年12月，吞吐6口井地下虧空體積在750～9500 m3之間，CO2易溶于原油，使原油體積膨脹。原油相對密度越小，體積膨脹率越大，通常其體積膨脹可達(dá)10%～40%。如果按照體積膨脹系數(shù)為25%計算（表2），僅C井沒有起到地層能量補(bǔ)充的作用。

3.4 施工井壓力數(shù)據(jù)

CO2吞吐6口井施工初期注入壓力基本相同，隨著CO2注入量的增多，注入壓力也隨之增大（表3）。

表3 CO2吞吐6口井施工壓力

由表2可知，其中3口井施工結(jié)束后停井壓力較高。

由圖9至圖10可知，燜井前5天壓力下降幅度較大，壓力下降值在3.5 MPa以上的井有效期時間長，增油量也較多；因此，在燜井階段要保證壓力下降到3.5 MPa以上才可以開井生產(chǎn)。

圖9 CO2吞吐燜井壓力下降值與有效期關(guān)系

圖10 CO2吞吐燜井壓力下降值與增油量關(guān)系

3.5 燜井過程中監(jiān)測壓力

措施效果較好的井主要壓力擴(kuò)散時間在燜井的前5天，壓力下降幅度30.7%；措施效果較差的井前5天壓力下降幅度10.3%，壓力在井底擴(kuò)散效果較差。

由燜井前5天壓力監(jiān)測可知：初期產(chǎn)量高、投產(chǎn)后下降快的井壓力平均下降2.55 MPa；投產(chǎn)初期低產(chǎn)液高含水或取樣無物的井壓力下降1.5 MPa，說明該類型的井壓力擴(kuò)散速度慢，擴(kuò)散面積也相對較小。

在燜井10天到15天時壓力基本穩(wěn)定，說明措施井基本形成相對穩(wěn)定的圈閉。

4 效益預(yù)測

2016年共實施CO2吞吐6口井（表4），單井實施費用13.1萬元，累計增油628.8 t，按照50美元/桶計算，折合人民幣2400元/t，投入產(chǎn)出比為1∶1.92。

表4 C O2吞吐6口井措施效果

5 結(jié)論

1）通過分析6口井的生產(chǎn)情況，在選井時，優(yōu)先考慮地層厚度大、采出程度在8%～12%之間、日產(chǎn)液小于1.2 t/d及有利于形成圈閉的油井。

2）從地層能量補(bǔ)充角度講，在施工設(shè)計時，要先計算地層能量虧空，從而通過計算注入CO2量來補(bǔ)充地層能量。

3）從施工壓力分析可以看出，燜井前5天壓力下降幅度大，壓力下降值在3.5 MPa以上的井有效時間長、增油量多；因此，在燜井階段要保證壓力下降到3.5 MPa以上方可開井生產(chǎn)。