陳祖華 ，吳公益，錢衛(wèi)明，王 軍，馬 濤，王海妹，鄭永旺，熊欣雅

（1.中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京 210011；2.中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州 225300；3.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

提高采收率是油田開發(fā)永恒的主題，注CO2提高采收率以其廣泛的適應(yīng)性、顯著的增油效果、可回收循環(huán)利用、驅(qū)油的同時(shí)實(shí)現(xiàn)封存等特點(diǎn)，已成為國外三次采油提高采收率的主要手段。CO2驅(qū)油提高采收率在國外已是成熟技術(shù)，美國率先開展CO2驅(qū)油試驗(yàn)研究，1952 年美國大西洋煉油公司首先申請(qǐng)了CO2驅(qū)油專利［1］，1958年Shell首先在Permian 盆地試驗(yàn)注CO2驅(qū)油［2］，1972 年首個(gè)商業(yè)項(xiàng)目在美國德州Kelly-Snyder 油田實(shí)施［3］。1986 年后美國CO2驅(qū)項(xiàng)目和產(chǎn)量明顯增加，2012 年CO2驅(qū)油項(xiàng)目占三次采油項(xiàng)目總數(shù)的87%，2014 年美國CO2驅(qū)油年EOR 產(chǎn)量已達(dá)1 371×104t，約占世界總CO2驅(qū)油年EOR產(chǎn)量的93%［4］。此外，俄羅斯、加拿大、法國、英國等國家也先后開展了相關(guān)研究，并取得了顯著的成效［5］，CO2驅(qū)一般可提高采收率10%～30%，已形成機(jī)理研究、數(shù)模與油藏工程設(shè)計(jì)、注采工藝與地面工程設(shè)計(jì)、動(dòng)態(tài)監(jiān)測與調(diào)整等一整套的技術(shù)方法。

中國CO2驅(qū)油始于20世紀(jì)60年代，大慶油田率先開展了注CO2小井距提高采收率先導(dǎo)試驗(yàn)和輕質(zhì)油段塞提高采收率現(xiàn)場試驗(yàn)，階段提高采收率8%～10%。此后，國內(nèi)CO2驅(qū)研究工作長期停滯不前，直到80年代相繼發(fā)現(xiàn)了蘇北黃橋、吉林萬金塔等天然CO2氣源，才開始重視CO2驅(qū)的研究。目前，在中國石油吉林、大慶、新疆、長慶等油田，中國石化華東、江蘇、勝利、中原、東北等油田以及延長油田都進(jìn)行了廣泛的研究、先導(dǎo)試驗(yàn)和推廣應(yīng)用，已成為比較成熟的提高采收率技術(shù)［6-8］。據(jù)統(tǒng)計(jì)，中國該項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用主要是在低滲透油藏開展，占CO2驅(qū)項(xiàng)目的90%，一般提高采收率6%～20%。蘇北盆地由于氣源優(yōu)勢，從20 世紀(jì)80 年代起開展CO2驅(qū)油/吞吐研究和礦場試驗(yàn)。

1 油田地質(zhì)開發(fā)特點(diǎn)

蘇北盆地號(hào)稱地質(zhì)家的考場，老一輩地質(zhì)學(xué)家有一句話非常形象的話比喻了它的復(fù)雜性，叫做“一只盤子摔在地上，被踩了一腳，再踢了一下”，具有“碎、小、低、薄、深”的地質(zhì)特點(diǎn)。碎是指斷塊面積小于0.5 km2的復(fù)雜-極復(fù)雜斷塊油藏占80%以上；小是指儲(chǔ)量規(guī)模小于100×104t 的油藏占87%；低是指儲(chǔ)量豐度和資源品位低，阜寧組低滲透、特低滲透、致密油藏占總儲(chǔ)量的67.5%；薄是指油層厚度一般為0.5～5m，小于2 m 的油層占油層總厚度的50%以上；深是指埋藏深度大于2 700 m 的油藏占47%。這導(dǎo)致蘇北盆地小斷塊油藏開發(fā)難度大、開發(fā)效果差，集中表現(xiàn)為低滲透油藏具有“三低”的特點(diǎn)，即采收率低（15.6%），采油速度低（0.48%），平均單井日產(chǎn)油量低（1.4 t/d）；中高滲透復(fù)雜斷塊油藏則具有“三高”的特點(diǎn)，即采出程度高（31.3%），綜合含水率高（93%），剩余油高度分散。

上述地質(zhì)開發(fā)特點(diǎn)使注CO2提高采收率技術(shù)在蘇北盆地的應(yīng)用有弊有利，不利之處在于復(fù)雜小斷塊難以形成規(guī)則和完整的CO2驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)、難以整體評(píng)價(jià)開發(fā)效果、難以大規(guī)模推廣應(yīng)用。但也存在有利的一面，油藏?cái)鄩K的封閉性有利于CO2氣體的聚集；埋藏深能滿足地層壓力大于混相壓力，有利于CO2與原油的混相；阜寧組的低滲透、特低滲透、致密油藏水層不發(fā)育，有利于注CO2開發(fā)時(shí)降低含水減緩腐蝕；斷塊碎且小有利于靈活應(yīng)用不同的驅(qū)替方式而互不干擾；多薄層有利于后期的接替和綜合調(diào)整等等。經(jīng)過35 a 的研究與實(shí)踐，華東油氣田因地制宜，探索了一條適合復(fù)雜小斷塊油藏的注CO2提高采收率之路。

2 注CO2提高采收率技術(shù)

華東油氣田注CO2提高采收率技術(shù)的發(fā)展經(jīng)歷單井吞吐提高采收率階段（1987—2000 年）、中高滲透油藏非混相驅(qū)試驗(yàn)階段（2000—2004 年）、草舍泰州組油藏混相驅(qū)重大先導(dǎo)試驗(yàn)階段（2005—2013年）和推廣應(yīng)用階段（2012—2019 年）4 個(gè)階段。在注CO2提高采收率方面形成了CO2驅(qū)/吞吐室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)、CO2驅(qū)/吞吐適宜度評(píng)價(jià)、CO2驅(qū)方案設(shè)計(jì)與適時(shí)優(yōu)化調(diào)整、CO2驅(qū)混相判識(shí)和CO2驅(qū)開發(fā)效果綜合評(píng)價(jià)等5項(xiàng)開發(fā)技術(shù)，以及采集、凈化、集輸、注入、采油、回收等6 項(xiàng)配套工藝，為注CO2提高采收率技術(shù)的推廣應(yīng)用提供了保障。

2.1 開發(fā)技術(shù)

2.1.1 CO2驅(qū)/吞吐室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)技術(shù)

在草舍泰州組油藏混相驅(qū)重大先導(dǎo)試驗(yàn)階段，CO2驅(qū)室內(nèi)研究主要以機(jī)理為主，輔以相應(yīng)的室內(nèi)試驗(yàn)，形成了CO2-原油體系高溫高壓相態(tài)實(shí)驗(yàn)、長巖心驅(qū)替和最小混相壓力測試3項(xiàng)常規(guī)實(shí)驗(yàn)技術(shù)。

隨著注CO2提高采收率技術(shù)向致密、中高滲透、組合驅(qū)替、二次驅(qū)油等方向的推廣應(yīng)用，針對(duì)不同油藏的地質(zhì)開發(fā)特點(diǎn)，建立新的實(shí)驗(yàn)技術(shù)體系，開展改變驅(qū)替方式、豐富驅(qū)替介質(zhì)方面的探索與實(shí)踐，形成降低最小混相壓力研究、中高滲透高含水油藏2C（CO2+Chemical 的首字母縮寫）組合驅(qū)油機(jī)理研究、壓裂改造后致密砂巖油藏CO2驅(qū)/吞吐微觀機(jī)理及滲流特征研究、低滲透油藏一次驅(qū)替后微觀剩余油分布特征研究及二次注氣提高采收率機(jī)理研究等5項(xiàng)CO2驅(qū)室內(nèi)物模模擬實(shí)驗(yàn)技術(shù)。

降低最小混相壓力研究 采用實(shí)驗(yàn)與理論計(jì)算相結(jié)合的方法，系統(tǒng)研究溫度、壓力、原油組成、添加劑等對(duì)驅(qū)油效果的影響規(guī)律，分析原油組成分布、分子鏈長、添加劑結(jié)構(gòu)及配比等對(duì)降低最小混相壓力的作用機(jī)制，揭示CO2混相驅(qū)油的內(nèi)在機(jī)理，為降低最小混相壓力提供理論指導(dǎo)［9］。具體步驟包括：①以Gaussian09 軟件為計(jì)算中介，分別計(jì)算CO2分子間、烴類分子間、烴類分子與CO2分子之間的相互作用大小，找出影響CO2與烴類互溶的關(guān)鍵因素。②設(shè)計(jì)了一種以緩沖釜、具藍(lán)寶石視窗的三循環(huán)高壓相平衡釜和分離釜為主的連續(xù)循環(huán)式高溫高壓實(shí)驗(yàn)裝置，測定不同實(shí)驗(yàn)條件下，不同添加劑下，原油體系以及一系列相應(yīng)單組分與CO2的相行為。③采用自行開發(fā)的四次狀態(tài)方程，建立能夠計(jì)算烷烴單組分和CO2體系溶解度的數(shù)學(xué)模型。④測定了CO2與原油的高壓相平衡數(shù)據(jù)，以及CO2+原油+添加劑高壓相平衡數(shù)據(jù)，并構(gòu)建多組分相平衡的數(shù)學(xué)模型。⑤測定不同添加劑體系相的平衡數(shù)據(jù)［10］。

圖1 高溫高壓微觀可視化裝置Fig.1 Diagram of high temperature and high pressure micro-visualization device

圖2 多孔介質(zhì)仿真模型Fig.2 Simulation model of porous medium

2C 組合驅(qū)油機(jī)理研究 采用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、物理模擬驅(qū)替裝置、高溫高壓可視釜、高溫高壓界面張力儀等實(shí)驗(yàn)裝置以及多孔介質(zhì)仿真模型，開展2C 組合驅(qū)油機(jī)理研究（圖1，圖2）。高溫高壓微觀可視化裝置的核心為帶有藍(lán)寶石視窗的高壓巖心夾持器，其工作溫度為0～300 ℃，最高工作壓力為100 MPa。實(shí)驗(yàn)中使用的數(shù)字高速攝像機(jī)能夠捕捉全分辨率為1 920×1 080 的圖像，1 320 幀/s，能夠捕捉油滴的微觀變化過程。觀測發(fā)現(xiàn)，2C 中的洗油劑溶液既可以通過降低界面張力將油膜拉絲、剝離巖石表面，也可以乳化小孔隙原油，將其分散、剝離，從而提高剩余油動(dòng)用程度；而2C 中的CO2能夠剝離水膜，與原油直接接觸，在溶解抽提的作用下驅(qū)替微觀剩余油，降低細(xì)小喉道中的含油飽和度。

壓裂改造后致密砂巖油藏CO2驅(qū)微觀機(jī)理及滲流特征研究 傳統(tǒng)的常規(guī)刻蝕模型以及鑄體薄片模型通常具有光滑的邊界孔道（圖3a），為改進(jìn)常規(guī)模型由于孔喉連通性、潤濕性以及分維度（二維）等因素與真實(shí)巖心存在的差異性，建立由高倍金相顯微鏡、臺(tái)式電腦、巖心薄片夾持器、微量驅(qū)替泵、恒溫調(diào)節(jié)系統(tǒng)等設(shè)備和相關(guān)數(shù)據(jù)采集軟件集成的實(shí)驗(yàn)體系，采用反射式顯微放大測試方式觀測真實(shí)巖心薄片模型中水驅(qū)油微觀分布和滲流特征，用計(jì)算機(jī)自動(dòng)采集CO2驅(qū)油過程的動(dòng)態(tài)圖像。通過數(shù)值圖像重構(gòu)處理，對(duì)不同井深觀測面上的數(shù)值圖像進(jìn)行疊加，形成擬三維薄片巖心模型和剩余油/水分布圖像（圖3b，3c），并在軟件上進(jìn)行圖像數(shù)據(jù)處理和驅(qū)替效率計(jì)算。由于巖心模型具有一定的真實(shí)厚度，微觀流動(dòng)從二維變?yōu)槿S，潤濕性對(duì)微觀剩余油賦存形態(tài)的影響得以有效體現(xiàn)。

圖3 刻蝕模型與真實(shí)模型微觀油水賦存狀態(tài)Fig.3 Microscopic oil and water state in etching and real core models

2.1.2 CO2驅(qū)/吞吐適宜度評(píng)價(jià)技術(shù)

為全面評(píng)價(jià)蘇北盆地注CO2提高采收率開發(fā)的可行性和潛力，借鑒中外評(píng)價(jià)體系經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合蘇北盆地礦場實(shí)踐，基于模糊數(shù)學(xué)法和層次分析法建立CO2驅(qū)/CO2吞吐適宜度評(píng)價(jià)方法、評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)和評(píng)價(jià)體系［11］。

CO2驅(qū)適宜度評(píng)價(jià)體系 根據(jù)歐美各國已成功實(shí)施的CO2驅(qū)項(xiàng)目的地質(zhì)和工程參數(shù)出現(xiàn)的頻率來確定評(píng)價(jià)指標(biāo)；再利用蘇北盆地已實(shí)施CO2驅(qū)油藏的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)來獲取評(píng)價(jià)指標(biāo)的取值范圍，建立評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)；然后通過查閱資料、理論分析以及現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行修正。最終建立了包括流體物性、油藏特征、儲(chǔ)層特征和其他參數(shù)4 個(gè)方面的26 項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)（圖4）。在實(shí)際應(yīng)用時(shí)26項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)往往既相互依賴，又相互矛盾，給決策和評(píng)價(jià)造成一定的難度。為此，采用模糊評(píng)價(jià)集合{好，較好，中等，較差，差}來描述目標(biāo)油藏的CO2驅(qū)適宜度，采用模糊層次分析法求取每個(gè)指標(biāo)的權(quán)重。

評(píng)價(jià)一個(gè)油藏是否適合CO2混相驅(qū)，除了參考上述評(píng)價(jià)體系，還需增加考慮達(dá)到混相原則、最佳流度比原則、避免嚴(yán)重非均質(zhì)性原則和最低含油飽和度4個(gè)原則進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

CO2吞吐適宜度評(píng)價(jià)體系 CO2吞吐投資少、見效快、適應(yīng)范圍廣，特別適用不能建立完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系的復(fù)雜斷塊油藏，但選井是決定吞吐效果的先決條件。借鑒國外（主要是美國）的CO2吞吐選井條件，結(jié)合室內(nèi)試驗(yàn)成果，分析蘇北盆地已實(shí)施CO2吞吐的現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)據(jù)，確定評(píng)價(jià)指標(biāo)的取值范圍，得到含13 項(xiàng)參數(shù)的CO2吞吐適宜度選區(qū)評(píng)價(jià)指標(biāo)，主要包括儲(chǔ)層物性、含油性、流體性質(zhì)的11 項(xiàng)油藏評(píng)價(jià)條件指標(biāo)，以及含水率、初期產(chǎn)液量2項(xiàng)選井條件指標(biāo)，并參考經(jīng)濟(jì)性將各項(xiàng)指標(biāo)按“較差、中、較好、好”進(jìn)行分級(jí)，為CO2吞吐選井提供參考。

2.1.3 CO2驅(qū)方案設(shè)計(jì)與適時(shí)優(yōu)化調(diào)整技術(shù)

CO2驅(qū)油藏工程方案優(yōu)化設(shè)計(jì)主要涉及地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)、精細(xì)三維地質(zhì)建模、CO2驅(qū)井網(wǎng)優(yōu)化部署、高含水調(diào)控、能量補(bǔ)充方式、注采參數(shù)優(yōu)化、單井參數(shù)設(shè)計(jì)、換油率與開發(fā)指標(biāo)預(yù)測、產(chǎn)出氣循環(huán)利用等方面。CO2驅(qū)油藏工程方案優(yōu)化設(shè)計(jì)和調(diào)整的關(guān)鍵在于提高波及系數(shù)，控制CO2黏性指進(jìn)和CO2沿高滲透條帶的突破。

精細(xì)三維地質(zhì)建模 利用精細(xì)三維地質(zhì)建模和微細(xì)斷層刻畫技術(shù)，將地質(zhì)認(rèn)識(shí)、地質(zhì)思維和數(shù)學(xué)算法有機(jī)融合，建立復(fù)雜斷塊油藏地下認(rèn)識(shí)體系。重點(diǎn)刻畫3 個(gè)方面：①微細(xì)斷層。立體組合刻畫油藏邊界斷層、次級(jí)斷層以及5 m 以上斷距的微細(xì)斷層（圖5）。②斷層封閉性和儲(chǔ)層連通性。由于CO2具有比油和水更強(qiáng)的高滲透性，對(duì)開展CO2驅(qū)的油藏進(jìn)行斷層性質(zhì)的研究更為重要。依據(jù)斷層的力學(xué)性質(zhì)、斷層面及兩側(cè)的巖性條件和排驅(qū)壓力、單井?dāng)帱c(diǎn)的測井曲線特征、鉆井過程中的顯示、斷層兩盤的流體性質(zhì)及分布、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料等因素綜合判斷斷層的封閉性和儲(chǔ)層的連通性，在此基礎(chǔ)上利用三維地質(zhì)建模技術(shù)精準(zhǔn)刻畫斷層的縱橫向斷距、斷層兩側(cè)砂巖接觸面積及其疊置關(guān)系。③非均質(zhì)性。通過研究非均質(zhì)形成機(jī)理、刻畫非均質(zhì)類型及其平面和縱向展布規(guī)律來表征非均質(zhì)性。CO2驅(qū)的開發(fā)必須充分考慮氣體的黏性指進(jìn)和超覆現(xiàn)象，這就要求三維地質(zhì)模型平面和垂向網(wǎng)格單元盡量小，確保較精確保留隔夾層及優(yōu)勢滲流通道等極致條帶的信息，以便能夠反映超覆和指進(jìn)現(xiàn)象。

圖4 CO2驅(qū)適宜度評(píng)價(jià)體系Fig.4 Suitability evaluation system for CO2flooding

圖5 微細(xì)斷層的三維建模Fig.5 3D modeling for fine fault

CO2驅(qū)開發(fā)方案設(shè)計(jì) 開發(fā)井網(wǎng)的部署主要以“擴(kuò)波及、防氣竄”為目標(biāo)，力爭較大的增油幅度、較長的見效時(shí)間和較高的采收率。復(fù)雜小斷塊CO2驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)的部署主要遵照以下原則：①層系劃分必須具有一定的物質(zhì)基礎(chǔ)。②以自然斷塊為單元，采用不規(guī)則方式部署CO2驅(qū)井網(wǎng)，最大限度地控制較多的儲(chǔ)量，且有利于保持地層壓力。③根據(jù)平面氣竄方向和縱向高滲透通道匹配CO2驅(qū)注采井網(wǎng)，有利于流度控制。④選擇具有較高面積波及系數(shù)的布井方式，有利于保持注采平衡。⑤考慮便于CO2驅(qū)開發(fā)后期的調(diào)整來部署井網(wǎng)。

CO2驅(qū)油藏工程參數(shù)設(shè)計(jì)主要利用組分?jǐn)?shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，以累積產(chǎn)油量、換油率、氣油比為主要評(píng)價(jià)指標(biāo)，優(yōu)化CO2驅(qū)注入時(shí)機(jī)、注入方式、注入CO2純度，注入速度、注入量、生產(chǎn)井工作制度等。重點(diǎn)圍繞提高波及系數(shù)、控制CO2黏性指進(jìn)和突破提出了“先期注入、大段塞、高部位注”的設(shè)計(jì)理念。先期注入有利于提高地層壓力，增加油相中CO2溶解量，降低油氣界面張力和油相黏度，提高混相程度；大段塞有利于增加CO2波及區(qū)域，提高油井見效率，增強(qiáng)驅(qū)替效果；高部位注氣有利于抑制CO2重力超覆，減少垂向竄流［12-13］。

2.1.4 CO2驅(qū)混相判識(shí)技術(shù)

建立考慮CO2混相驅(qū)前緣形成過程的超臨界早期滯后、混相帶形成時(shí)機(jī)及形成過程穩(wěn)定性的室內(nèi)物理模擬和理論模擬的評(píng)價(jià)技術(shù)。首先運(yùn)用一維長巖心驅(qū)替和細(xì)管模擬判識(shí)混相特征；其次利用二維注采剖面模型跟蹤混相前緣，通過注采井壓降剖面，模擬油藏的混相狀態(tài)；同時(shí)，結(jié)合現(xiàn)場對(duì)原油性質(zhì)、地層壓力、見氣突破時(shí)間、注氣產(chǎn)液剖面等動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料，綜合判識(shí)混相驅(qū)傳質(zhì)過程相態(tài)的變化規(guī)律和油藏混相狀況。

一維長巖心驅(qū)替和細(xì)管模擬判識(shí)混相特征CO2驅(qū)開發(fā)過程中，通常先見效再突破，若達(dá)到混相驅(qū)替，氣體突破時(shí)間則會(huì)更遲。非混相驅(qū)（19 MPa）在注入0.55 HCPV 時(shí)CO2氣體突破，且氣油比快速上升，此時(shí)油氣界面存在；而混相驅(qū)（35 MPa）在注入0.81 HCPV 時(shí)CO2才開始突破（圖6），且油氣過渡帶界面消失。

圖6 注入烴類孔隙體積倍數(shù)與日產(chǎn)油量、氣油比關(guān)系曲線Fig.6 Relationship among pore volume of injected hydrocarbon and daily oil production/GOR

二維注采剖面模型跟蹤混相前緣 以三相CO2驅(qū)組分模擬技術(shù)，建立注氣混相狀態(tài)定量表征方法，明確注氣不同相帶的P-T 相圖、組成和性質(zhì)變化。結(jié)合地層壓力、氣油比等現(xiàn)場動(dòng)態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)，連續(xù)模擬跟蹤從注入井到生產(chǎn)井CO2前緣的推進(jìn)狀態(tài)。跟蹤分析數(shù)模中壓降剖面、油相中CO2摩爾含量剖面和地層油黏度剖面的變化（圖7），綜合判識(shí)CO2和原油混相帶的寬度、與注水井的距離以及氣竄后地層混相狀況。CS油田壓降剖面顯示，注氣井周圍100～120 m 網(wǎng)格內(nèi)地層壓力監(jiān)測均在混相壓力29.3 MPa 以上；原油中的CO2增加摩爾含量最高可達(dá)71%。

圖7 數(shù)模中壓降、油相中CO2摩爾含量和地層油黏度剖面的變化Fig.7 Numerical simulation profiles of pressure drop，CO2mole concentration in crude oil and crude oil viscosity

綜合判識(shí)混相狀況 運(yùn)用精細(xì)網(wǎng)格尺寸的數(shù)值模擬模型，結(jié)合原油性質(zhì)（黏度、密度、組分）、地層壓力、見氣突破時(shí)間、注氣產(chǎn)液剖面等生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和示蹤劑監(jiān)測資料，綜合判識(shí)不同級(jí)別的注氣優(yōu)勢滲流通道及其對(duì)注氣效果的影響，以及混相驅(qū)傳質(zhì)過程中相態(tài)的變化規(guī)律和油藏混相狀況。

2.1.5 CO2驅(qū)開發(fā)效果綜合評(píng)價(jià)技術(shù)

CO2驅(qū)注采特征 從單井和井組動(dòng)態(tài)分析入手，揭示CO2驅(qū)注采特征和開發(fā)規(guī)律。主要包括3個(gè)方面：①單井動(dòng)態(tài)分析。根據(jù)CO2注入量、注入壓力、分層吸氣/水指數(shù)和吸入強(qiáng)度等變化情況開展注入井單井動(dòng)態(tài)分析；根據(jù)產(chǎn)量、含水率、氣油比、地層壓力、井流物性質(zhì)（組分、黏度、密度）和混相程度等變化情況開展采油井單井動(dòng)態(tài)分析。②井組動(dòng)態(tài)分析。通過波及面積、產(chǎn)量劈分、CO2驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、見效層位及方向、CO2突破方向等變化情況分析井組波及體積；通過井組油、氣、水產(chǎn)量、含水率、氣油比、壓力和注采比的變化分析注采狀況；通過氣水前緣監(jiān)測、原油黏度場/密度場、CO2黏度場/密度場/摩爾含量場和注采井間壓力等變化分析井組混相狀況。③CO2驅(qū)注采特征分析。根據(jù)地質(zhì)特征、典型井開發(fā)特征、調(diào)整措施和開發(fā)技術(shù)等對(duì)單井和井組注采特征進(jìn)行分類；對(duì)CO2儲(chǔ)量動(dòng)用狀況、油藏能量保持水平、含水率、氣油比、注CO2利用率、CO2驅(qū)遞減率和提高采收率幅度等深入分析，歸納總結(jié)CO2驅(qū)見氣、見效特征和開發(fā)規(guī)律；對(duì)CO2驅(qū)井網(wǎng)、驅(qū)替方式、注采井工作制度和調(diào)整措施的適應(yīng)性以及階段采收率進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)［14］。

CO2驅(qū)開發(fā)效果綜合評(píng)價(jià) 統(tǒng)計(jì)國外已成功實(shí)施的CO2驅(qū)項(xiàng)目的開發(fā)效果，研究影響其開發(fā)效果的主要因素，類比水驅(qū)效果評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)以及指標(biāo)自身的變化特點(diǎn)，篩選并確定了2 大類20 項(xiàng)開發(fā)效果評(píng)價(jià)指標(biāo)。一類是10 項(xiàng)工程技術(shù)指標(biāo)，包括CO2驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、CO2驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、壓力保持水平、突破時(shí)間、見效時(shí)間、CO2驅(qū)最終增加采收率、增產(chǎn)倍比、累積換油率、累積存氣率、注入能力等；另一類是10 項(xiàng)人為控制因素指標(biāo)，包括階段注采比、注采井綜合生產(chǎn)時(shí)效、老井措施有效率、開發(fā)層系劃分、合理注氣時(shí)機(jī)、井網(wǎng)密度、氣水體積、注采井?dāng)?shù)比、井網(wǎng)形式、噸油操作成本等。結(jié)合蘇北盆地CO2驅(qū)實(shí)際開發(fā)效果和專家意見，利用多指標(biāo)模糊聚類評(píng)價(jià)方法將指標(biāo)劃分為好、較好、中等、較差、差5個(gè)等級(jí)，用層次分析方法確定各評(píng)價(jià)指標(biāo)的權(quán)重。利用該體系可綜合評(píng)價(jià)CO2驅(qū)階段的開發(fā)效果，為CO2驅(qū)油方案的調(diào)整提供依據(jù)。

2.2 配套工藝技術(shù)

2.2.1 采集工藝——井口選型、防腐配套及安全生產(chǎn)管理技術(shù)

根據(jù)井口裝置和采油樹的要求以及實(shí)際生產(chǎn)情況，井口選型采用210 型FF 級(jí)防腐采氣樹。采氣樹井口配備緊急切斷、數(shù)據(jù)自動(dòng)采集、壓力和視頻監(jiān)控等控制系統(tǒng)，保證安全采氣。

通過不同材質(zhì)在不同條件下的腐蝕實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)各種材質(zhì)抗腐蝕能力依次為：9Cr≥3Cr≥20#≥N80≥氮化D 級(jí)≥D 級(jí)（圖8），故選擇3Cr 及以上材質(zhì)的防腐油管做為采氣管柱，實(shí)驗(yàn)是在飽和CO2、壓力為20 MPa、含水率為100%的狀態(tài)下進(jìn)行的。

圖8 不同材質(zhì)腐蝕速率曲線Fig.8 Corrosion rate curves of different materials

同時(shí)，利用井口緊急切斷、數(shù)據(jù)自動(dòng)采集、壓力和視頻監(jiān)控等技術(shù)保證安全管理。

2.2.2 凈化工藝——蒸餾提純一體化CO2處理工藝技術(shù)

天然CO2氣井采出氣中CO2純度高達(dá)98%～99%，但仍然含有少量雜質(zhì)，包括液態(tài)烴類、氣態(tài)烴類、不凝氣體及水等。為滿足油田CO2儲(chǔ)運(yùn)的要求，通常首先將氣態(tài)CO2凈化成低溫低壓液態(tài)（-20 ℃，2.0 MPa），因此需要分離出以上雜質(zhì)。根據(jù)設(shè)備少和能耗低的技術(shù)設(shè)計(jì)要求，從溶劑吸收法、變壓吸附法、膜分離法和蒸餾法等CO2凈化處理工藝方法中，優(yōu)選蒸餾法CO2凈化工藝，包括凈化處理、制冷、油回收、DCS 控制、CO2儲(chǔ)存5 大系統(tǒng)。2005 年7 月建成紅莊CO2凈化處理站（圖9），處理后產(chǎn)品中的CO2含量為99.03%，C1—C5等輕烴組分和氮?dú)夂繛?.09%，還有微量的輕質(zhì)原油，含水量小于等于200 mg/L，達(dá)到設(shè)計(jì)要求。

2.2.3 集輸工藝——液態(tài)CO2低溫安全運(yùn)輸及壓注工藝技術(shù)

圖9 采出氣蒸餾提純凈化處理系統(tǒng)Fig.9 Process of distillation，purification and treatment system of produced gas

液態(tài)CO2壓注工藝的技術(shù)難點(diǎn)主要有3 個(gè)方面：①氣態(tài)CO2容易液化，液態(tài)CO2也極易汽化，汽化時(shí)由于吸收大量的熱量，含有微量水的液態(tài)CO2容易形成水合物，堵塞管道和設(shè)備。②液態(tài)CO2汽化后，嚴(yán)重影響泵效，從而影響壓注工藝過程。③隨著CO2儲(chǔ)罐壓力的下降，注入泵吸入壓力無法保證，影響注入泵正常工作；同時(shí)，受CO2含水影響，儲(chǔ)罐卸壓后易造成儲(chǔ)罐凍堵等問題。

基于CO2的物理特性，研究設(shè)計(jì)了壓注泵前喂液泵增壓、壓注過程變頻控制、壓注泵后加熱升溫、CO2儲(chǔ)罐自增壓的液態(tài)CO2泵注專有技術(shù)，保證了CO2平穩(wěn)高效注入。

鑒于江蘇地區(qū)公路、水系發(fā)達(dá)，根據(jù)注氣單元的地表特征，為降低輸氣成本，優(yōu)化設(shè)計(jì)了車?yán)\(yùn)和管線輸送。槽車和槽船的運(yùn)輸壓力為2 MPa，溫度為-20 ℃；管線設(shè)計(jì)的運(yùn)輸壓力為35 MPa，設(shè)計(jì)溫度為環(huán)境溫度。為滿足不同地質(zhì)條件、不同規(guī)模、不同壓力的注入需要，設(shè)計(jì)出“集中”和“單點(diǎn)”2種供氣模式：一是長流程泵注，采用屏蔽泵喂液、增壓泵增壓、換熱器加熱、管網(wǎng)輸送（圖10）；二是短流程撬裝注入，采用罐車或槽船輸送、撬裝泵注入。形成了集中建站多泵多井、集中建站單泵單井、單井撬裝注入小站3 種液態(tài)CO2儲(chǔ)存增壓注入流程及水氣交替注入的注入井井口流程。

圖10 長流程泵注高壓CO2注氣管網(wǎng)Fig.10 CO2injection network with long process pump at high pressure

2.2.4 注入工藝——機(jī)械錨定式注入管柱及安全密封控制工藝技術(shù)

研發(fā)了機(jī)械錨定式和自平衡式2 種注氣管柱，封隔器等核心工具承壓差大于35 MPa、耐溫110 ℃，所使用的封隔器膠筒等密封件采用防氣防腐的進(jìn)口丁腈混煉膠，滿足CO2注氣密封的需要，同時(shí)考慮具有測吸氣剖面的功能，保證注入井管柱免修期2 a以上。草舍泰州組油藏有4口井使用機(jī)械錨定式注氣管柱，試驗(yàn)期間油管和套管的環(huán)空套壓為0，1 口井使用自平衡式注氣管柱。注氣井免修期達(dá)24～87個(gè)月（設(shè)計(jì)免修期為24 個(gè)月）。近年來強(qiáng)制要求開展氣密性檢測，確保注氣管柱的密封性，防止套管腐蝕。同時(shí)為適應(yīng)油藏開發(fā)需求，研發(fā)并應(yīng)用了一級(jí)兩段分層注氣管柱。

由于現(xiàn)有注氣井多為常規(guī)油水井，井下油層套管為常規(guī)圓螺紋扣，沒有采用高壓注氣條件下氣密性扣套管。經(jīng)過一段時(shí)間高壓注氣后，井口表層套管會(huì)出現(xiàn)較高套壓，所以進(jìn)一步完善了注氣井井口裝置，即在表層套管上安裝了套壓表，實(shí)時(shí)記錄表套壓力，并及時(shí)釋放，保證了注氣井的井口安全。

2.2.5 采油工藝——適應(yīng)不同氣油比的舉升及防腐工藝技術(shù)

隨著注氣開發(fā)后期CO2氣油比的大幅增加，采油井地面輸油管線的生產(chǎn)壓力加大，增加了輸油管線的安全隱患，為此在出油管線上安裝了油嘴套和止回閥，以確保產(chǎn)出油氣能夠平穩(wěn)進(jìn)入地面輸油管線（圖11）。此外，探索了高氣液比舉升工藝，先后開展了防腐防氣螺桿泵+多杯氣錨、防腐防氣過橋泵+螺旋油氣分離器、環(huán)形閥防氣泵+氣錨等多種有桿泵舉升工藝，雙柱塞串聯(lián)式強(qiáng)啟閉抽油泵在高氣液比舉升方面取得了良好的效果。

圖11 氣油比增加后采油井井口生產(chǎn)示意Fig.11 Schematic diagram of production well head after GOR increasing

針對(duì)腐蝕問題，開展了257 項(xiàng)動(dòng)靜態(tài)防腐蝕和防結(jié)垢試驗(yàn)，樹立了本體防腐的理念。自主研發(fā)了HD-1 號(hào)緩蝕阻垢劑，取得了較好的防腐效果。注氣井C23井埋深為2 700 m處的掛片腐蝕試驗(yàn)表明，經(jīng)過289 d 的浸泡，其腐蝕速率為0.000 5 mm/a；采油井套管添加HD-1號(hào)高效CO2緩蝕劑后，監(jiān)測腐蝕速率為0.000 3～0.001 mm/a，均低于0.076 mm/a 行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（表1）。

采油井井口安全生產(chǎn)控制措施主要采用3種方法：①使用光桿21 MPa 防噴器，配合250 型采油樹，實(shí)現(xiàn)21 MPa 井控能力。②油套管均經(jīng)油嘴控制進(jìn)流程生產(chǎn)，防止爆性氣竄沖擊流程。③需加藥的油井，采取密閉泵加藥，防止套管噴氣，保障加藥效果［15］。

2.2.6 回收工藝——蒸餾及低溫提餾耦合CO2產(chǎn)出氣回收分離工藝技術(shù)

利用精餾和低溫提餾耦合分離技術(shù)，2011 年底建成了中國第一座年處理2 萬噸的CO2驅(qū)油產(chǎn)出氣精餾與低溫提餾耦合分離回收裝置（圖12）。產(chǎn)出氣經(jīng)處理后主要包括3個(gè)產(chǎn)品：①液態(tài)CO2。純度為98.08%，回收率為92.83%，達(dá)到回注要求。②甲烷。含量為58.69%，噸產(chǎn)品回收量為82.49 Nm3，可直接用于燃燒，且實(shí)現(xiàn)了系統(tǒng)尾氣的零排放。③輕質(zhì)原油。噸產(chǎn)品回收量為0.497 m3/d。整套裝置運(yùn)行經(jīng)濟(jì)效益好，甲烷和輕質(zhì)原油2 個(gè)副產(chǎn)品的產(chǎn)值折合人民幣為181.7 元，高于136.27 元/t 的氣處理成本（按電耗150～160 kW·h/t 折算），同時(shí)，也實(shí)現(xiàn)了系統(tǒng)零排放和無操作成本運(yùn)行。

表1 C23井掛片檢測數(shù)據(jù)Table1 Test data for hanging piece of Well C23

圖12 精餾與低溫提餾耦合分離回收裝置Fig.12 Distillation and low temperature extractive distillation coupling separation and recovery device

CO2固定回收裝置雖然處理能力強(qiáng)，但裝置復(fù)雜，投資大。為此研發(fā)了撬裝式的CO2回收裝置，其采用吸附及低溫提餾相結(jié)合的工藝，日處理量為20 t/d，分離過程無污染，達(dá)到零排放，純度大于90%，達(dá)到回注要求，占地面積小、裝置簡單、投資小，特別適用于小井組CO2驅(qū)試驗(yàn)。

3 注CO2提高采收率技術(shù)的推廣應(yīng)用

3.1 推廣技術(shù)發(fā)展及應(yīng)用實(shí)例

針對(duì)華東油氣田中高滲透復(fù)雜斷塊、低-特低滲透、稠油等不同油藏類型，在不同的開發(fā)階段，采用不同的驅(qū)替方式進(jìn)行了大量的礦場實(shí)踐，低油價(jià)以來，通過工藝進(jìn)步和技術(shù)攻關(guān)，逐步擴(kuò)大CO2驅(qū)/吞吐的應(yīng)用范圍，不斷提升開發(fā)效果，使注CO2提高采收率技術(shù)成為蘇北老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)的主打技術(shù)。

3.2 存在的問題

華東油氣田經(jīng)過長期的注CO2提高采收率研究及礦場實(shí)踐，取得了豐碩的成果，但也存在一些問題，尤其是在2014 年國際油價(jià)下跌之后，對(duì)CO2驅(qū)技術(shù)的推廣應(yīng)用提出了更高的要求。主要問題有3個(gè)方面：一是高油價(jià)時(shí)實(shí)施的項(xiàng)目多數(shù)為低滲透油藏CO2驅(qū)油項(xiàng)目，缺乏良好的經(jīng)濟(jì)效益。二是中高滲透油藏混相難、易氣竄、注CO2驅(qū)成本高、提高采收率幅度低。三是如何降低成本，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

從增量成本及費(fèi)用構(gòu)成看，老區(qū)CO2驅(qū)油項(xiàng)目占比最大的是注氣原料、壓注、運(yùn)輸費(fèi)用（占32%），其次是其他操作成本（占22%）和折舊折耗費(fèi)用（占18%）。也就是說，對(duì)老區(qū)注氣項(xiàng)目而言氣價(jià)是最敏感的因素。分析在不同油價(jià)和氣價(jià)下項(xiàng)目極限換油率認(rèn)為，當(dāng)油價(jià)為100美元/bbl時(shí)，380元/t的氣價(jià)與280 元/t 的氣價(jià)極限換油率的差值為0.04 toil/t CO2，而當(dāng)油價(jià)為40 美元/bbl 時(shí)，380 元/t 的氣價(jià)與280 元/t 的氣價(jià)極限換油率的差值為0.16 toil/tCO2，表明在低油價(jià)形勢下對(duì)降低成本的要求更加迫切。

3.2.1 推廣技術(shù)發(fā)展

3.2.1.1 從低滲透油藏向中高滲透油藏推廣

根據(jù)美國2008—2014年EOR 統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)［16-19］，美國三分之二的CO2驅(qū)項(xiàng)目在低-特低滲透油藏實(shí)施，三分之一項(xiàng)目在中高滲透油藏實(shí)施。中國CO2驅(qū)油技術(shù)的應(yīng)用主要從低滲透油藏開始，90%以上的CO2驅(qū)項(xiàng)目在低-特低滲透油藏實(shí)施，CO2驅(qū)作為一項(xiàng)提高低-特低滲透油藏采收率的技術(shù)方法，其主要原因一是由于大部分中高滲透油藏依靠水驅(qū)就可以得到較高的采收率；二是中高滲透油藏大多為非混相驅(qū)，CO2容易氣竄難以治理，且提高采收率幅度有限；三是在現(xiàn)有技術(shù)條件下相當(dāng)規(guī)模的低品位儲(chǔ)量缺乏其他更有效的開發(fā)動(dòng)用技術(shù)。

蘇北盆地大部分儲(chǔ)量以阜寧組低滲透、特低滲透、致密油藏為主，由于物性差、水敏性強(qiáng)等因素大多需要壓裂投產(chǎn)，投產(chǎn)后產(chǎn)量下降快，采用人工注水補(bǔ)充地層能量開發(fā)的難度大且效果差，而注CO2即可以解決注入難的問題。也可以利用CO2在超臨界狀態(tài)下與原油混相后溶解、膨脹、降黏、萃取輕質(zhì)組分等特性進(jìn)一步提高采收率，改善開發(fā)效果［20］。

草舍泰州組低滲透油藏CO2混相驅(qū)重大先導(dǎo)試驗(yàn)成功之后，華東油氣田在草中、臺(tái)南及張家垛阜三段和金南阜二段等12 個(gè)低滲透、特低滲透、致密油藏進(jìn)行了推廣應(yīng)用。針對(duì)各油藏的地質(zhì)開發(fā)特點(diǎn)，分別開展了低滲透混相驅(qū)、低滲透大井距同步注氣混相驅(qū)、低滲透高含水轉(zhuǎn)氣驅(qū)、致密水平井異步吞吐、特低滲透大傾角衰竭開發(fā)后頂部驅(qū)、低滲透整體關(guān)井先期注氣等多種開發(fā)方式的礦場實(shí)踐。

油價(jià)大幅度下跌后，由于低滲透油藏實(shí)施CO2驅(qū)油普遍成本較高，將應(yīng)用范圍擴(kuò)大到洲城和溪南莊垛一段、草中戴一段等中高滲透油藏和興北、華港、紅莊垛一段等稠油油藏。目前正實(shí)施的CO2驅(qū)油項(xiàng)目中中高滲透油藏項(xiàng)目占比為39%。

3.2.1.2 從單一驅(qū)/吞吐向組合驅(qū)/吞吐發(fā)展

在向中高滲透油藏?cái)U(kuò)大應(yīng)用的過程中，考慮提高非混相驅(qū)的增油效果、抑制CO2氣竄影響波及系數(shù)和降低驅(qū)油成本等開發(fā)因素，開展了CO2組合驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和開發(fā)方案優(yōu)化研究［21］。針對(duì)中高滲透油藏難混相、易氣竄的特點(diǎn)，采用中高滲透高含水水氣交替驅(qū)非混相驅(qū)、中高滲透高含水2C 驅(qū)、中高滲透廢棄油藏頂部驅(qū)、稠油2C水平井吞吐等多種開發(fā)模式。目前正實(shí)施的CO2驅(qū)油項(xiàng)目中CO2組合驅(qū)/吞吐方式的項(xiàng)目占比為33%。

3.2.2 應(yīng)用實(shí)例

以中高滲透洲城油田2C 驅(qū)油為例，主要通過4種方法降低成本：①優(yōu)化開發(fā)井網(wǎng)減少新井投資。無新井部署工作量，利用老井轉(zhuǎn)注和關(guān)停井扶躺恢復(fù)井網(wǎng)。②優(yōu)化注入方式減少注氣用量。采用多段塞、不同濃度的洗油劑與CO2交替注入的2C 驅(qū)油方式，減少CO2的用量。③盤活閑置資產(chǎn)采用預(yù)定制模式，形成撬裝注入體系，優(yōu)化簡化地面系統(tǒng)，并聯(lián)接入注水流程。④制定單井及系統(tǒng)2 套回收系統(tǒng)，對(duì)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)受效井產(chǎn)出水中的洗油劑進(jìn)行循環(huán)再利用，節(jié)約藥劑費(fèi)用投入［22-28］。優(yōu)化后主要成本為注水成本，其次為洗油劑和注氣成本，2C 驅(qū)油的平衡油價(jià)控制在50 美元/bbl，實(shí)現(xiàn)了經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。目前蘇北盆地正實(shí)施的CO2驅(qū)油項(xiàng)目中58%的CO2組合驅(qū)/吞吐項(xiàng)目平衡油價(jià)均控制在60 美元/bbl 以下。

4 結(jié)論

蘇北盆地復(fù)雜小斷塊油藏具有“碎、小、低、薄、深”的地質(zhì)特點(diǎn)和“三低、三高”的開發(fā)特點(diǎn)。經(jīng)長期的探索與實(shí)踐，華東油氣田在注CO2提高采收率方面形成了CO2驅(qū)室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)、CO2驅(qū)適宜度評(píng)價(jià)、CO2驅(qū)方案設(shè)計(jì)與適時(shí)優(yōu)化調(diào)整、CO2驅(qū)混相判識(shí)和CO2驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)等5 項(xiàng)開發(fā)技術(shù)以及采集、凈化、集輸、注入、采油、回收等6項(xiàng)配套工藝，為注CO2提高采收率技術(shù)的推廣應(yīng)用提供了保障。在低油價(jià)形勢下，圍繞成本和效益2個(gè)關(guān)鍵問題，通過研究攻關(guān)和工藝進(jìn)步，注CO2提高采收率技術(shù)的應(yīng)用從低滲透油藏推廣到中高滲透油藏，從單一驅(qū)/吞吐向組合驅(qū)/吞吐發(fā)展，實(shí)現(xiàn)了蘇北老區(qū)效益開發(fā)。