張孝燕（中國石油遼河油田公司）

1 概況及存在問題

1.1 地質(zhì)概況

研究區(qū)域位于杜84 塊東南部，開發(fā)目的層為興隆臺油層Ⅰ組，油藏埋深相對較淺，在680～710 m，屬中深層油藏，油層有效厚度20～30 m，其構(gòu)造簡單，北東向延伸，為一北西向南東傾斜的單傾構(gòu)造，探明含油面積2.5 km2，地質(zhì)儲量650×104t[1]。該區(qū)域具有密度高、黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)高、含蠟量低的特點(diǎn)[2]，50 ℃原油黏度 為14.6×104～16.8×104mPa·s，原油黏度對溫度表現(xiàn)為極度敏感性。區(qū)域儲層物性好，孔隙度30.3%，滲透率2 277×10-3μm2，為高孔高滲中厚層、厚層塊狀邊水超稠油油藏[3]。

1.2 開發(fā)概況

2005 年開始，研究區(qū)域部署興Ⅰ組水平井27口，截止目前平均吞吐10輪，累計(jì)注汽12×104t，累計(jì)產(chǎn)油6.4×104t，油汽比0.53，采出程度達(dá)到28%。隨著吞吐輪次地不斷升高，油井出現(xiàn)含水高，生產(chǎn)效果變差的現(xiàn)象，興Ⅰ組產(chǎn)量遞減明顯，周期油汽比由最高0.51 降到0.3，最低達(dá)到0.25。開發(fā)過程中，為解決井間汽竄、產(chǎn)油量降低的問題，該區(qū)域?qū)嵤┝朔中【M注汽、興Ⅰ整體注汽、復(fù)合型措施輔助蒸汽吞吐、氣體輔助蒸汽吞吐等方式，來提高興Ⅰ水平井生產(chǎn)效果。

1.3 存在問題

1）研究區(qū)域井間汽竄嚴(yán)重。研究區(qū)域2005 年開始集中部署興Ⅰ水平井，井距70 m，興Ⅰ組油層屬未動(dòng)用油層，單井平均目的層厚度24 m，水平段長度380 m，在250～500 m，單井儲量16×104t。興Ⅰ水平井初期生產(chǎn)效果較好，平均單井日產(chǎn)50 t/d，隨著吞吐輪次的升高，油層得到不同程度的動(dòng)用，井間矛盾突出，汽竄比例達(dá)到150%。

2）研究區(qū)域年產(chǎn)油量遞減加快。研究區(qū)域試驗(yàn)井組5口水平井，為2005年部署、2006年投產(chǎn)水平井，經(jīng)過12 年的蒸汽吞吐開發(fā)，研究區(qū)塊超稠油進(jìn)入吞吐開發(fā)后期，周期呈現(xiàn)排水期長，含水升高，年產(chǎn)油遞減趨勢加快的特點(diǎn)，井組5口水平井年產(chǎn)油量由歷史高峰期的3.3×104t 降到2017 年的0.61×104t。

3）研究區(qū)域受相鄰井組影響，含水升高，井間剩余油未有效動(dòng)用。研究區(qū)域興Ⅰ組水平井由北東向南西整體部署，隨著采出程度不斷升高，地層壓力逐漸降低，位于部署區(qū)域最南端的興Ⅰ水平井組發(fā)育邊水，于2009年3月水侵，之后陸續(xù)向東北方向擴(kuò)展，試驗(yàn)區(qū)域油井生產(chǎn)效果變差。試驗(yàn)井組5口水平井平均吞吐11輪，累注汽量58×104t，累產(chǎn)液量70 t，累產(chǎn)水量52×104t，地下存水6×104t，地下虧空12×104t，回采水率90%，高含水井單井綜合含水90%～100%。由于受水侵影響，井間存在剩余油，難以有效動(dòng)用。

2 二氧化碳的應(yīng)用與演變實(shí)施

2.1 二氧化碳基本原理

二氧化碳注入油層中，具有調(diào)剖作用，有效地補(bǔ)充了地層能量，能夠降黏助排，是超稠油開發(fā)中必不可少的措施藥劑。二氧化碳在地層中形成的賈敏效應(yīng)，能夠暫堵高滲透率地層，使蒸汽轉(zhuǎn)變方向，向中低滲透層波及，以此來提高蒸汽波及系數(shù)，從而減少井間平面上汽竄。溶解于原油的二氧化碳，形成混相后，原油黏度下降，提高了原油的流動(dòng)性；未溶解的二氧化碳則充滿地層孔隙，擴(kuò)大蒸汽波及面積，起到驅(qū)油作用[4]。

2.2 二氧化碳的應(yīng)用與演變

2.2.1 杜84塊興Ⅰ組超稠油的特點(diǎn)

在杜84 塊超稠油興Ⅰ組水平井的吞吐規(guī)律中（圖1），1～3 輪為開發(fā)初期，其特點(diǎn)是注汽量較少，平均每輪注汽5 000～8 000 t，吞吐快，日產(chǎn)高峰期出現(xiàn)早，周期生產(chǎn)結(jié)束早，生產(chǎn)時(shí)間短，前三輪會隨著輪次的增高，油汽比逐漸升高，在超稠油開發(fā)初期，油井實(shí)施措施井次較少；4～6 輪為開發(fā)中期，其特點(diǎn)是注汽強(qiáng)度加大，平均每輪注汽8 000～10 000 t，排水期延長，日產(chǎn)高峰期出現(xiàn)稍晚，日產(chǎn)緩慢遞減，周期生產(chǎn)時(shí)間延長，4～6 輪會隨著輪次的增高，油汽比變化較平穩(wěn)，在早期的超稠油開發(fā)中期，油井實(shí)施措施井次也較少，但隨著超稠油開發(fā)工作的經(jīng)驗(yàn)提升，為了延緩油井遞減，措施過早的出現(xiàn)在開發(fā)中期；7 輪到目前為開發(fā)后期，其特點(diǎn)是注汽強(qiáng)度會隨著輪次的增高、采出程度的升高而加大，平均每輪注汽10 000～13 000 t，排水期長，周期生產(chǎn)時(shí)間增加，平均每輪在250天左右，單井日產(chǎn)下降，由平均單井日產(chǎn)50 t/d 下降至8 t/d。在無有效接替開發(fā)方式的基礎(chǔ)上，7 輪之后大規(guī)模的實(shí)施措施，并以連續(xù)實(shí)施為基本特點(diǎn)，來提高油井開發(fā)效果[5]。

2.2.2 二氧化碳在超稠油中的變化

在超稠油水平井措施實(shí)施過程中，二氧化碳的使用最為普遍，它能有效地起到補(bǔ)充地層能量的作用，與各項(xiàng)藥劑配合起到驅(qū)油的效果。二氧化碳在超稠油的實(shí)施中主要分了三個(gè)階段，杜84 塊水平井歷年措施構(gòu)成圖見圖2。

1）第一階段是水平井加密部署、以三元復(fù)合吞吐技術(shù)為主。三元復(fù)合吞吐即是指水蒸氣、二氧化碳和表面活性劑協(xié)同作用的一種吞吐開采工藝，通過加熱油層、降低原油黏度，其次是調(diào)剖、降黏、溶解驅(qū)作用，二氧化碳的注入主要是擴(kuò)大蒸汽的波及半徑、使原油膨脹、降低原油黏度，其次是降低界面張力、形成溶解氣驅(qū)、萃取汽化等，封堵蒸汽竄流通道[5]，調(diào)整吸汽剖面，擴(kuò)大蒸汽的波及體積等，能有效改善超稠油水平井蒸汽吞吐效果、提高周期油汽比，經(jīng)濟(jì)效益明顯[6]。

2）第二階段是以單砂體薄層水平井部署為主、多元化措施輔助。針對水平井開發(fā)出現(xiàn)了復(fù)合型措施輔助蒸汽吞吐的階段，在復(fù)合型措施的階段，二氧化碳也起到了必不可少的作用，主要是將液態(tài)二氧化碳注入井內(nèi)，在地層中變成氣態(tài)二氧化碳，二氧化碳由液態(tài)變氣態(tài)，體積增大占據(jù)空間，同時(shí)靠發(fā)泡劑發(fā)的泡沫占據(jù)地層體積，體積在有限的空間內(nèi)增大，增加地層壓力，補(bǔ)充能量[7]。

圖1 杜84塊超稠油興Ⅰ組水平井的吞吐規(guī)律

圖2 杜84塊水平井歷年措施構(gòu)成圖

3）第三階段是以氣態(tài)二氧化碳為主的氣體輔助蒸汽吞吐的階段，是對二氧化碳應(yīng)用的演變階段。借鑒SAGD的氣體輔助經(jīng)驗(yàn)，向吞吐井內(nèi)注入非凝析氣體，對比于氮?dú)庠瞿躘8]，非凝析氣體以注入液態(tài)二氧化碳生成氣體最經(jīng)濟(jì)實(shí)惠，直接注入二氧化碳?xì)怏w最方便，注入設(shè)備需采用乙方設(shè)備[9]。

3 氣態(tài)二氧化碳應(yīng)用實(shí)施及效果分析

3.1 氣態(tài)二氧化碳的應(yīng)用實(shí)施

為解決吞吐開發(fā)中低壓及動(dòng)用不均的問題，注入二氧化碳?xì)怏w彈性能力提高流體返排能力，補(bǔ)充地層虧空，提高地層能量。由二氧化碳?xì)怏w保壓開采機(jī)理示意圖（圖3）可以看出，氣體充填虧空地層后，有利于注入蒸汽向未動(dòng)用區(qū)域擴(kuò)展，增大蒸汽波及體積，提高油層動(dòng)用程度，并減緩注入蒸汽同上部隔層熱交換速度，提高熱能利用率[8]。

圖3 二氧化碳?xì)怏w保壓開采機(jī)理示意圖

2018年，為改善興Ⅰ組油井開發(fā)效果，在研究區(qū)域優(yōu)選5口井水平井整體注汽，開展氣體輔助整體吞吐保壓開采試驗(yàn)，選取4 口井注入二氧化碳，累計(jì)注氣體2 100×104m3（標(biāo)況）。注氣體井1口為試驗(yàn)井組內(nèi)部井，3 口為興Ⅰ邊部水平井，確保試驗(yàn)區(qū)域整體壓力的提升。試驗(yàn)證明，隨著氣體注入，井底流壓升高，生產(chǎn)效果得到大幅度的改善。由于本次試驗(yàn)的成功，借鑒其經(jīng)驗(yàn)，及時(shí)跟蹤井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)，2019 年井組周期末期及時(shí)進(jìn)入下輪吞吐，并再次優(yōu)選井組內(nèi)2口水平井注入氣態(tài)二氧化碳，改善效果依舊明顯。

3.2 效果分析

1）井組地層壓力提高。隨著氣體注入，井底流壓升高，措施后試驗(yàn)井組地層壓力由2.3 MPa 提高到3.8 MPa，提高了1.5 MPa，有效的補(bǔ)充了地下虧空，補(bǔ)充地層能量，有效抑制水侵。

2）井間剩余油有效動(dòng)用，井組含水大幅度下降。地層壓力升高后，減少了水侵井組對試驗(yàn)井組的影響，注入的氣體補(bǔ)充了虧空地層，提高了注入蒸汽的熱利用率，井間剩余油有效動(dòng)用，排水期縮短，井組含水大幅度下降，由2017年的82.7%降至61.2%。

3）年產(chǎn)油量大幅度提升，日產(chǎn)水平提高。由于氣態(tài)二氧化碳的注入，有效驅(qū)動(dòng)了地層原油，井間剩余油動(dòng)用開采，年產(chǎn)油大幅度提升，年產(chǎn)油量由2017年的0.61×104t上升至2018年的1.37×104t，并在成功經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，2019年繼續(xù)實(shí)施向井內(nèi)注入二氧化碳?xì)怏w，累注氣體55.7×104m3（標(biāo)況），注蒸汽2.5×104t，井組全年產(chǎn)油1.73×104t，比措施前增油1.12×104t，井組日產(chǎn)提高了31 t/d。

4 結(jié)論

1）二氧化碳能有效改善水平井水平段動(dòng)用不均衡，能有效抑制井間汽竄。

2）二氧化碳能有效提高超稠油地層壓力，補(bǔ)充地層能量，抑制水侵影響。

3）氣態(tài)二氧化碳或地層中生成的氣態(tài)二氧化碳能夠起到驅(qū)油作用，有效動(dòng)用井間剩余油。

4）非凝析氣體中的二氧化碳適宜推廣應(yīng)用，氣態(tài)二氧化碳更方便、更環(huán)保。