2020, Vol. 42
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2. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学, 四川 成都 610500
2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
CO2驱是目前国内外最有发展前途的提高采收率方法之一，在国外已经是一项比较成熟的技术。CO2驱油应用技术起源于美国，1952年，美国大西洋炼油公司的沃顿等%文献显示注册了世界上第一个关于CO2驱油的专利[1]。1958年，Shell公司在美国Permain盆地开展的注CO2驱油矿场试验表明，CO2驱油不仅可以补充地层能量、提高原油采收率，同时还具有较好的经济效益[2]。1972年，Chevron公司在美国德克萨斯州Kelly-Snyder油田开展了世界首个CO2驱油商业项目，初期单井平均产量提高了3倍左右[3-4]。目前，世界上正实施的注CO2提高采收率的项目有上百个，以美国为主。截至2014年，美国CO2驱油项目136个，其中，低渗透油藏项目占63.67%，平均孔隙度和渗透率分别为13.23%和38.1 mD，提高采收率8.00%~25.00%，换油率0.28~0.72t/t[5-6]。
受气源的限制，中国CO2驱油技术的矿场应用相对较晚，目前开展的CO2驱油项目大部分为低渗油藏。苏北低渗透油藏注水开发总体效果较差，主要面临3个方面的问题：(1)低渗透油藏注水压力高、注入能力低，地层能量保持难；(2)由于渗透率低，室内岩芯物理模拟及评价难；(3)低渗透油藏为提高单井产能通常需压裂投产，初期产能高，但递减快，易窜，后期治理难。
低渗透储量占了华东油气田苏北探明储量的73%，其主要特点是：埋藏深(2~500~3~700 m)，储层物性差(孔隙度 < 20%，渗透率 < 50 mD)，%渗流能力差，油层薄(有效厚度1~6 m)，储量丰度低，储层连通性差、非均质性强、泥质含量高、强水敏，注水开发难以见到较好效果。表现在开发方面具有“三低”的特征：(1)单井产量低，低渗透油藏的平均单井产量为1.77t/d，比中高渗油藏的平均单井产量低1.00t/d；(2)采油速度低，低渗透油藏的平均采油速度为0.67%，比中高渗油藏的平均采油速度低0.13%；(3)采收率低，低渗透油藏的标定采收率为15.8%，比中高渗油藏的标定采收率低13.7%。室内物理模拟实验及大量研究表明，CO2驱是改善上述矛盾的一种有效技术手段。
中国石化华东油气田经过35 a的CO2研究和注气实践，根据低渗油藏的地质开发特点和不同注气时机，将已开展注气的区块划分为深层低渗透油藏同步注气开发、大倾角油藏衰竭开采后注气(吞吐)开发、高含水油藏水驱转注气开发和二次注气开发4种开发模式。
1 深层低渗透油藏同步注气开发模式 1.1 低渗透油藏驱油机理低渗透油藏注水开发效果差的主要原因是储层的渗透能力差，由于低渗储层孔道微细，孔喉狭小，孔道迂曲度大，导致流体与孔壁物理化学作用强烈，在流动过程中呈现非达西渗流现象。低渗透储层流体流动存在明显的启动压力梯度是流体在孔隙介质中的流动规律不符合达西定律的主要原因[7]。启动压力的产生机理主要是由于固液之间的物理化学作用，在孔隙壁附近形成了一个具有异常流动特性的附加层，从而减小了正常流体的流动通道，但由于附加层具有一定的塑性，在一定的驱动压力下可以产生流动。对于低渗透储层而言，这一附加层对流体正常流动的阻碍作用相对高渗透储层显著，最终导致低渗透储层开发特征与高渗透储层的差异[8-9]。此外，受毛管力的影响，两相启动压力梯度比单相渗流大很多，低渗透油藏的严重非均质性也加剧了油水共同运移时的贾敏效应，反映在渗流特征上就是增加了启动压力梯度[10]。
低渗透油藏的CO2驱油机理除了中高渗透油藏的膨胀原油体积、降低原油黏度、萃取中间烃组分、混相、降低地层的渗透率、产生溶解气驱等之外，还可以明显地降低地层的启动压力，提高注入能力。大庆、胜利、吉林等室内实验及现场应用表明，CO2驱可降低启动压力2~10倍。
按相似原理，运用可视化岩石颗粒黏接模型，对岩芯饱和油之后进行CO2驱，观察其微观渗流现象。在岩芯驱替过程中，油是润湿相，CO2是非润湿相，CO2优先驱替大孔隙内的原油。当CO2流过大孔隙时，驱出了孔隙中的大部分油，但在孔道壁上仍存在有较厚的油膜，在持续CO2驱替过程，可以看到气泡在孔隙中的运动，并连续驱出更多的油。岩芯饱和油之后进行CO2驱微观特征直观图像示意图见图 1。实验表明，利用CO2作为驱剂一次驱油效果较好。
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| 图1 岩芯饱和油之后进行CO2驱微观特征直观图像示意图 Fig. 1 Images of oil-saturated core's microscopic characteristics during and after CO2 flooding process |
不同注入压力条件下的CO2驱细管模拟结果表明：相同注入地下体积下，注入压力越高，油气两相区过渡带越短，油相中溶解的CO2含量越高，油气黏度越接近，油气界面张力降低得越低，混相程度就越高，越有利于驱油[11-12]。草舍油田阜三段油藏数值模拟研究有相似的认识：注气时机越早，越可以有效地提升地层压力，提高混相程度，从而增加累积产油量。
1.2 适合的油藏类型CO2驱同步注气开发模式主要应用于低品位油藏，如CS油田阜一段和阜三段油藏、SD油田阜三段油藏、HZ阜三段油藏等。该类油藏的共同特点是埋藏深(2 500~3~000 m)、物性差(孔隙度 < 19%，渗透率 < 30 mD)、储层强水敏、注水压力高、注入能力低、地层能量补充困难、注水开发效果差。
岩芯样品敏感性实验结果表明，苏北低渗透油藏储层具有强水敏、强盐敏、中等偏弱速敏、中等偏弱土酸敏等特点。此类储层，注水过程中对防膨工艺要求高，注水井不仅吸水能力低，且启动压力高，注水井附近地层压力上升很快，甚至井口压力和泵压达到平衡而停止吸水。
由于低孔低渗油层渗流阻力大，大部分能量都消耗在注水井周围，油井注水见效缓慢，效果较差。例如，CS油田的C13井，2001年投注时油压23.0 MPa，日注量27 m3，油压随后上升到27.7 MPa，日注量下降到9 m3，虽然采取了压裂措施，但改善效果十分有限，周围对应3口油井总产液量不到10 m3/d，长期处于较低水平，没有明显的受效迹象。反映了强水敏储层注水过程中吸水能力下降快，注水压力上升快的特点。过高的注入压力和过低的注入能力导致此类油藏只能停止注水，油藏得不到有效的能量补充，自然递减率逐年加大，呈现低产、低效、低采收率的特点。
1.3 典型实例CS油田阜三段油藏属于探明未开发低渗难采储量，1974年发现后因单井自然产能低、产量递减快、需压裂投产、能量难以补充、注水开发效果差等原因，一直未能得到有效动用。CS油田泰州组油藏CO2驱先导试验取得成功后，在CS油田阜三段油藏部署了CO2驱注采井网，采用大井距、同步注气的模式进行开发，CO2驱注采井网部署见图 2。
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| 图2 CS油田阜三段油藏CO2驱井网部署图 Fig. 2 CO2 flooding well network deployment diagram of CS Field Ef3 Reservoir |
(1) 大井距注气开发模式
通常在注水开发中采用小井距能相对有效地排出和捕获可流动油，形成连续的、相似的单个流动单元，呈现出乐观的动态响应。而注CO2驱开发相对于注水开发更易于建立有效的驱动体系，小井距CO2驱油相对见效较快，但易过早气窜；大井距CO2驱油相对见效较慢，从而会影响最终驱油效果。
从已注气开发单元的现场动态反应来看，井距与见效时间及开发效果呈正相关，小井距，见效快，大井距，见效慢。对于低渗透油藏而言，小井距可以满足技术性，大井距可以满足经济性，为了探索低渗透油藏CO2驱开发的技术极限井距和经济合理井距，在CS油田阜三段油藏开展了从200 m到520 m不同井距的CO2驱试验。
CS油田阜三段油藏平均注采井距为278 m，由于是未开发油藏，注气时不存在水驱高渗流通道，CO2在平面推进相对均衡，气体平均推进速度为0.74 m/d，平均见气时间为273~d，与已完成注气开发的CS油田泰州组油藏相比，气体平均推进速度约为泰州组油藏的四分之一，平均见气时间比泰州组油藏延长了139 d，可见，大井距模式有效地推迟了CO2气窜。
(2) 同步注气开发模式
不同注入压力条件下的CO2驱细管模拟结果表明：相同注入地下体积下，注入压力越高，油气两相区过渡带越短，油相中溶解的CO2含量越高，油气黏度越接近，油气界面张力降低得越低，混相程度就越高，越有利于驱油。CS油田阜三段油藏数值模拟研究有相似的认识：注气时机越早，越可以有效地提升地层压力，提高混相程度，从而增加累积产油量。
CS油田阜三段油藏原始地层压力30.76 MPa，最小混相压力26.62 MPa，采用同步注气模式，初期注入井井口压力21.00 MPa，压力水平保持达到96%，注气初期油藏就满足了混相驱油的条件。目前，油藏主体部位已连续注气3 a，累计注气9.02×104t，注气井口压力为21.30 MPa，仍然保持着注气初期的水平。可见，注CO2驱油不仅可以有效地解决水敏储层注水启动压力高的问题，还可以避免强水敏性地层在注水过程中吸水能力下降，注水压力不断上升的难题，确保了低渗透油藏地层能量的持续补充和高效开发。
采用大井距、同步注气开发模式，CS油田阜三段油藏注气一年多后陆续见效，区块日产油从26.0 t上升至43.0 t，其中，CZ1-6井日产油从3.4t上升到7.8t，日增油4.4t，增油效果显著。截至2019年，共6口井注气，对应油井11口，已见效7口，日增油14.9t，与弹性开发相比油藏累计增油4.14×104t，阶段吨换油率0.28t/t，阶段提高采收率3.32%。
2 大倾角油藏衰竭开采后注气(吞吐)开发模式 2.1 大倾角油藏驱油机理Warner对CO2驱油进行了模拟研究。经研究发现，水和CO2在水平油藏中会发生明显的重力分层[13]。%Miller研究表明，重力以两种方式影响垂向扫油效率：(1)密度引起的CO2超覆原油和水而产生流动；(2)在注入水与CO2前缘后面的烃相之间发生重力对流分离。如果重力舌进主要是由于对流分离引起的，油藏厚度的增加将改善波及状况；如果是由密度引起的，油藏厚度的增加对驱替不利，会降低原油垂向驱扫效率。因为油藏的顶部势能比底部势能要大很多。
倾斜油藏中，由于重力作用，顶部注入CO2可提高CO2驱扫油效率和原油采收率[14]。因此，在把CO2注入油藏构造的上倾部位时，生产井保持低速生产，使重力足以保持密度较小的CO2与原油分离，以便在CO2指进形成前，抑制CO2指进的形成。上倾部位CO2的驱油效果取决于油藏倾角和垂向渗透率。油藏倾角和垂向渗透率越高，CO2的采收率越高。在完全稳定的重力混相驱过程中，存在一个临界流速，当CO2注入速度超过某一稳定注入速度时，CO2可能出现绕流现象。因此，大倾角地层采用顶部注CO2驱油是一种较为有效的开发方式。
在室内开展了CO2吞吐微观驱油模型实验，图 3为岩芯饱和油之后进行CO2吞吐微观特征图像示意图。
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| 图3 岩芯饱和油之后进行CO2吞吐微观特征图像示意图 Fig. 3 Images of oil-saturated core's microscopic characteristics during and after CO2 huffing-puffing process |
由图 3可见，随着CO2吞吐过程的进行，孔隙中的地层油被逐渐驱出，当吞吐结束后，波及区域明显增加，大孔隙体积变大，部分小孔隙的油也明显被驱出。这表明CO2吞吐是一种较为有效的驱油方式。
2.2 适合的油藏类型衰竭开采后注CO2驱或CO2吞吐这种开发模式主要应用于有较大倾角的低渗透油藏[15]，油层薄但发育稳定，分布范围广。比如，ZJD油田阜三段油藏、QT区块阜三段油藏和JN油田阜二段油藏等。此类油藏与同步注气的油藏相比，埋藏更深(2 500~3 700 m)、油层更薄(有效厚度1~3 m)，储层物性更差(孔隙度 < 16%，渗透率 < 8 mD)，且具有较大的地层倾角(16°~50°)。如何保持较高的地层压力、有效地开发动用此类油藏，面临艰巨的挑战。
考虑经济效益因素，深层、薄层、大倾角低渗透油藏在开发早期多采用长水平井分段压裂的方式从面积上增加储量的控制程度，并取得较高的初期产量，倘若缺乏地层能量及时有效的补充，投产后产量会快速递减。例如，ZJD油田阜三段油藏大斜度拟水平井张3-2HF井，水平段钻遇油层共532 m，分7段压裂，压裂试获工业油流152.7t/d，是直井的6.6倍，投产后初期产油达33.0t/d，生产5个月后降至10.6t/d，液面下降明显，井口油压仅0.35 MPa，显示地层严重供液不足。由于储层黏土矿物和伊/蒙含量较高，敏感性较强，注水难度大。Z3-8井于2014年投注，注入量20.0 m3/d，初期注入压力18.8 MPa，仅2个月，注入压力即上升到32.0 MPa，一年后，注入压力达到37.0 MPa，注入量下降到12.0 m3/d，对应油井亦无见效迹象。
2.3 典型实例ZJD油田阜三段油藏Z3块具有构造陡(地层倾角40°~50°)、埋藏深(2~700~3~700 m)、闭合高度大(超过1~000 m)、低孔特低渗(孔隙度 < 15%，渗透率 < 5 mD)的地质特点，油藏原始地层压力高，压力系数达1.39，属于弱边水驱动的层状弹性驱油藏[16]。
油藏初期采用大斜度拟水平井分段压裂、弹性开发的方式进行生产，衰竭开发两年后，针对产量递减较快、地层能量降幅较大等状况，部署了CO2驱井网，平均注采井距425 m，采用CO2驱和CO2吞吐相结合、顶部注气的开发模式。
利用CMG在Z3块实际地质模型基础上，研究探讨了注气部位对油藏的影响。采用衰竭1~2 a后注气开采的方式，单井配注为15~000 m3/d，水平井配产为15 m3/d，评价期为20 a。模拟结果表明：到评价期末，高部位注气方案预测采收率为25.15%，比低部位注气方案预测采收率高8.69%，高部位注气效果明显好于低部位注气；高部位注气时，位于油藏腰部的井CO2突破时间比其余井晚2 a；且高部位注气时，高部位的储量动用程度也相对较高。
根据数模结果及油藏工程设计方案，在Z3块开辟了CO2驱试验井组，2注4采，注气层位为阜三段Ⅲ油组1、3、4、5小层，平均单井注气25.0t/d，注气压力18.0 MPa，采用顶部直井注CO2驱的方式。Z3-3HF井由于距离顶部注气井较远，且为二线受效井，故对该井辅以CO2吞吐的方式。ZJD油田阜三段油藏Z3块油藏井网部署见图 4。
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| 图4 ZJD油田阜三段油藏Z3块CO2驱井网部署图 Fig. 4 CO2 flooding well network deployment diagram of Z3 Block, ZJD Field Ef3 Reservoir |
注气半年后，位于油藏腰部的中心井Z3-2HF井能量得到补充并首先见效，产量逐渐恢复，产油量从不出液上升到9.3t/d，动液面从1~906 m上升到880 m。Z3-3HF井吞吐CO2~800t、焖井31~d后见效，产量从2.1t/d上升到4.4t/d，目前区块整体增油3.02×104t[17]。
3 高含水油藏水驱转注气开发模式 3.1 微观驱油特征对饱和油的岩芯先进行水驱，再开展不同水淹程度(强水淹、中强水淹、弱水淹)条件下的CO2驱油实验。结果显示，水驱时，随着岩芯水淹程度的增加，被驱出的原油逐渐增多，孔隙中被水充填的区域也逐渐增大和增多，尤其是较大孔道中的驱油效果十分明显。注入CO2后，进入的CO2能较好地溶解于原油，使原油体积膨胀，随着CO2溶解的增加，原油的体积膨胀增大，大部分孔道中的原油被驱出。岩芯不同程度水淹后CO2驱过程的微观特征图像见图 5。
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| 图5 岩芯水淹后CO2驱过程微观特征图像 Fig. 5 Microscopic images of waterflooded core during CO2 flooding |
实验结果表明，水驱尤其是高含水后期能驱出较大孔道中的原油，此时注入CO2依然能更多地驱替出大孔道中的剩余油。
3.2 适合的油藏类型高含水油藏水驱后转注CO2驱开发模式主要应用于苏北已注水开发但效果较差的低渗透油藏，比如TX油田QK111断块阜三段油藏、ZZ油田阜一段油藏、HL区块阜三段油藏等。与前面两类油藏相比，此类油藏埋藏相对较浅(2 500~3 000 m)，但仍然存在储层强水敏特性，注水开发效果差，尤其是开发中后期提高采收率的潜力十分有限，采用水驱转CO2驱的开发模式可进一步改善开发效果。
以TX油田QK111断块阜三段油藏为例，该区块经过近20 a的注水开发已进入开发中后期，水驱时主要存在3个方面的问题：(1)由于井况差，油水井开井率低(不到50%)，造成注采井网极不完善；(2)强水敏引起的相对低渗透层注水不受效，导致地层压力下降快(地层压力保持水平67%)、产量快速递减，处于低效开发状态(采油速度0.3%)；(3)纵向上非均质性强造成油层动用程度差异大，采出程度低(仅14.1%)。
中原油田在中高含水开发期和特高含水开发期油藏开展了CO2气水交替驱油先导试验，取得了显著的增产效果：濮城沙一水驱废弃油藏试验井组产量从0.6t/d上升到峰值15.9t/d，含水率从99.6%下降到90.0%，阶段累计增油3~800t。室内研究显示，水气交替注入抑制气窜的能力最强，能达到最佳的驱油效果[18]。CO2气水交替驱可以明显地提高驱油效率、降低残余油饱和度，可动用0.01μm孔喉中的油(水驱可动用孔喉为0.10μm)；并能有效地扩大波及体积，增大注采压差2.1倍，更有利于驱动小孔道中的原油；而CO2易溶于油以及溶于水后快速扩散的特性，也起到了一定的驱油作用[19-20]。
3.3 典型实例TX油田QK111断块阜三段油藏在水驱井网基础上调整部署了4注12采的CO2驱注采井网，平均注采井距267 m，水驱后转气驱，采用水气交替的模式改善开发效果。TX油田QK111断块阜三段油藏井网部署见图 6。
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| 图6 台兴油田QK111断块阜三段油藏CO2驱井网部署图 Fig. 6 CO2 flooding well network deployment diagram of Taixing Field QK111 Block Ef3 Reservoir |
该区块从2012年开始实施注CO2驱油，实施后地层能量得到有效补充，油藏整体地层压力逐渐恢复，超过了最小混相压力22.11 MPa，满足CO2混相驱的压力条件；并且有效地降低了注入压力，注入稳定，更易满足配注要求，显著地提高了低渗层的吸入能力，改善注入剖面近三分之一，整体上气驱推进均匀，见效明显。注气后区块综合含水率下降了24.8%，日产油水平由注气前的10.0t提高到24.0t，单井日增油2.1~2.9t，目前累计注CO2气8.71×104t，累计增油1.81×104t。
4 二次注气开发模式 4.1 微观驱油特征将饱和油的岩芯先一次注气驱油，再二次注气驱油，观察其微观渗流特征的不同。一次注气过程中CO2驱油的范围基本遍及整个区域，停止一次注气后衰竭开发，直至压力降低到CO2临界压力以下，CO2由超临界状态转为气态，此时CO2开始剧烈膨胀，由于CO2是非润湿相，要占据大孔道和孔道的中轴部位，因此驱出一些大孔隙中的油，并在大孔隙中产生大量的气泡。而油是润湿相，会再次被CO2赶到小孔隙中，部分小孔隙会在一次注气结束和二次注气开始之前的过程中再次被油填满。此时开始二次注气，与一次注气相比，二次注气遍布所波及的区域，含量更多，加上气体在未克服贾敏效应前而造成的临时堵塞作用能改变液流方向，扩大波及效率，使得用CO2二次驱替的效果较为显著。
二次驱油的微观特征图像见图 7。实验表明，一次注气后再次用CO2驱替的效果会有较显著的加强，开展二次注气是可行的。
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| 图7 岩芯CO2两次驱油微观特征图像 Fig. 7 Microscopic images of CO2 double flooding in core |
二次注气开发模式主要用于注气开发后再次注气的低渗透油藏，如CS油田泰州组油藏。
该油藏在第一次注CO2驱油时取得了较好的开发效果[21]，5口井投注CO2，对应23口采油井全部见效，CO2驱累计增油11.2×104t，提高采收率13.2%，换油率0.57t/t(美国平均换油率0.30t/t)，但在注气结束时，存在严重的气窜等问题，经过一段时间的注水调整和研究，采用二次注气模式进一步提高采收率。第一次气驱结束时CS油田泰州组油藏主要存在以下几方面的问题：(1)油藏所有层系合采合注，平面上和纵向上矛盾突出。(2)开发后期气窜严重。平面上，与水驱开发特征相类似，水窜的方向也是主要的气窜方向，即主河道方向；纵向上，由于流体间的密度差引起驱替中重力舌进现象的产生，较厚的油藏对驱替不利，在注入井和生产井之间，处于油藏的顶部比底部更有势能，表现为油藏顶部比底部的气驱效率高，残余油相对较低。(3)局部地区地层能量保持水平下降。根据注气后注采井压力跟踪监测，构造中部注气区域周围压力保持较高，构造边部则压力相对较低，未形成混相。(4)低渗透油藏采取连续注气的方式，不利于气窜的控制[22]。
4.3 典型实例优势通道的存在会加重气窜, 使CO2驱原油采收率相对无优势通道下降约7%[23]。针对上述问题，开展了二次注气油藏工程研究，重点围绕“防气窜”这个关键问题，从4个方面制定了%以防气窜为主要目标的调整方案：(1)开发层系的调整，采用分层系开发的方式，提高油藏底部动用程度；(2)注采结构的调整，采取高部位注气的方式，抑制CO2重力超覆，并通过注采井别和井网的调整，改变液流方向，增加CO2波及体积；(3)注入方式的调整，采用早期连续CO2驱，中后期CO2气水交替的方式，减少CO2垂向窜流；(4)注入剖面的调整，开展CO2注入全过程的防窜，减缓层间层内矛盾[24-26]。预测15 a后，该方案在一次注气的基础上可再提高采收率8%~10%。
截至目前，泰州组累计注入CO2量24.62×104t，累增油11.49×104t，提高采收率13.51%，换油率0.46t/t。
5 结论CO2驱是改善低渗透油藏开发效果的一种有效技术手段。按油藏特点和不同注气时机划分，可将注气区块划分为4种开发模式。
深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏，能较好地补充地层能量。
高陡构造油藏衰竭开采后注气(吞吐)开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗油藏。
高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗油藏，可进一步改善水驱开发效果。
二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏，对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面进行综合调整抑制气窜，再次提高采收率。
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