在我国近期探明而未动用的原油地质储量中，低渗透油藏储量所占比例不容忽视，开发潜力巨大。低渗透油藏因渗透率低或储层中水敏性黏土矿物遇水膨胀并阻塞岩石孔隙，导致注水效果较差^[1]。近年来，注CO₂提高采收率的方法在国内外均被广泛使用，国内江苏、胜利和吉林等油田均开展了大规模的CO₂驱油现场试验和应用^[2-3]。实践证明，对于低渗透油藏因地层能量不足、地层压力下降快、自然产能低等引起采收率低的问题，CO₂驱油往往能较好地解决^[4]。随着国内大量CO₂气藏的发现，CO₂的捕集-封存-应用一体化提高采收率技术将是今后发展的新走向^[5]。目前，国内外CO₂驱窜流封堵技术从原理上可以分为2类：一是对储层进行调剖，封堵高渗层；二是调整入井流体与储层流体的流度比。主要封窜措施有水气交替、泡沫、凝胶、化学沉淀等，其中水气交替技术相对成熟，现场操作简单，应用最广。针对低渗透油藏CO₂驱中后期多数油井因方向性气窜、开井时率低而影响整体开发效果，造成CO₂利用率低及存在安全隐患等问题，目前还没有很好的治理对策。

对吉林油田某CO₂驱试验区开展防控气窜、保障油井生产时率等技术方法研究，弄清CO₂驱中后期开发特征，探索高气油比生产阶段提高开发效果的配套技术，以期为吉林油田CO₂驱中后期开发方案调整提供技术指导，并为国内其他同类地区开展CO₂驱试验与推广提供参考。

大情字井油田某CO₂驱试验区面积为0.6 km²，地质储量为36万t，主力油层为青一段11和12号小层，平均孔隙度为13%，平均渗透率为4.5 mD，属于低孔、低渗油藏，有10口注入井，27口采油井，已累计注气13.28万t。CO₂驱之前已进入高含水阶段，含水率高达85.5%，采出程度仅为19.3%，自2012年10月开始转注CO₂，采用80 m×240 m小井距反七点井网生产，日产油35~40 t，油井比注气前增产3倍以上，累计增油1.7万t。

自2012年开展CO₂驱试验至今，经历了连续注气快速补充地层能量、水气交替防控气窜及工程技术改进保证平稳生产等3个阶段，在国内率先实现了全流程试验。2014年试验区部分油井产气量升高后，油井生产时率受到限制，安全平稳生产再次面临考验，开发效果逐渐变差。2015年通过分析试验区开发生产动态，加强见效规律和生产特征研究，逐步制定了油藏注采调控及保证油井安全、平稳生产的技术方法和对策。

采用数值模拟方法，对比了水气交替、周期注气、轮注轮采、连续注气4种注气方式的开采效果。从模拟结果(图 1)看，在注入相同孔隙体积的CO₂时，水气交替方式气体波及体积较均匀，提高采收率效果最佳，周期注气和轮注轮采方式提高采收率效果次之，而连续注气方式存在突进现象^[6]，极易发生气窜，提高采收率效果最差。水气交替是利用CO₂驱补充地层能量的同时，调整吸入剖面和改善驱替前缘的基本方法^[7]。该方法通过交替地注入CO₂和H₂O段塞，依靠H₂O段塞降低CO₂的流度，实现剖面控制，提高波及系数，同时依靠CO₂段塞实现与原油的混相，降低原油黏度，提高原油流度及微观洗油效率，最终达到提高采收率的目的^[8]。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 不同注气方式下的累计产油模拟曲线 Fig. 1 Simulation curves of accumulated oil production under different gas injection models

室内长岩心驱替实验表明：水段塞越大，CO₂渗流的阻力越大，防控气窜的效果就越明显。图 2是不同气水段塞组合下，长岩心模型注入端与采出端压差的变化曲线，注采压差越小，说明采出端压力与注入端压力越接近，也意味着长岩心越接近于形成了一个连通器，气窜越严重。从图 2可知：气水比为1:2(注入1 mL气后再注入2 mL水，如此反复)时，注采端压差较大，且逐渐升高，表明在这种条件下，注入的水、气在长岩心中流动阻力较大，压力传导慢，不容易发生气窜；气水比为2:1(注入2 mL气后再注入1 mL水，如此反复)时，注采端压差较小，且保持稳定，表明在这种条件下，注采端基本连通，注入的水、气在长岩心中流动阻力小，压力传导快，更容易发生气窜。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 不同气水比下注采压差变化曲线 Fig. 2 Variation curves of pressure difference between injection and withdrawal under different gas-water ratio

基于以上认识，2015年该试验区在CO₂驱中后期提高注入速度的同时，并没有提高注气量，而是适当增加了注水量，该方案的实施旨在保持并提高地层能量的同时，通过气水流度比的差异，控制气窜，同时利用气、水在低渗透油藏中渗流能力的差异，改变油藏中不同区域压力场的分布^[9]，并扩大CO₂波及体积。该方案的实施效果通过吸水、吸气剖面测试已经得到验证，并且从油井生产动态上也得到了很好的体现，2015年该试验区产气量和气油比结束了快速上升的势头，基本保持平稳，产油量开始上升。

CO₂驱注入速度的优化要兼顾保持混相能力和防止气窜2个方面^[10]。速度过低时，恢复地层压力效果较差，从而影响混相效果；速度过高时，气体容易突破地层，既影响开发效果，也会在安全生产方面埋下隐患^[11-12]。

试验区早期地层压力较低，从2012年转注CO₂以来，为了快速将地层压力恢复到最小混相压力之上，加快了注入速度。后期为了抑制气窜，将注采比控制在1.8~2.0，很好地保持了地层压力的稳定(图 3)。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 注采比、气油比与地层压力的关系 Fig. 3 Relationships among injection-production ratio, gas/oil ratio and formation pressure

针对试验区井排距较小的问题，通过完善注采井网，形成了相对封闭的试验区域，并且只对青一段11和12号小层分别进行试验，因此注入CO₂的利用率相对较高。考虑井网完善和CO₂的利用率较高等因素，可以适当降低注采比，以缓解气窜的压力^[13-14]。2015年1月以后，由于试验区多口油井发生方向性气窜，气油比有上升趋势，故降低注采比为1.3~1.5。2015年7月地层压力迅速下降，反应时间持续了6~7个月。2016年初提高注采比为2.2~3.2，并适当增大了试验区的CO₂注入量，从而保证了试验区地层压力的稳步恢复和提高^[15]，有效改善了开发效果。

基于以上认识，针对试验区制定注采技术政策时，要注意混相尺度的大小，以利于产能的提高^[16]。在已确定的有利注气范围内，保证注气井点的稳定注入能力，增加注气井点数量，降低单井注入速度，实现平面温和注气，既保证了地层压力稳步提高，又确保了不快速单点突破^[17]。通过跟踪试验区生产动态，坚持监测地层压力变化与产量变化的关系，逐步确定了地层压力与混相压力较接近条件下油藏CO₂混相驱的月度合理注采比为1.7~1.8，对应单井日注气量为39~41 t。

压力调控要兼顾注入井、采出井的情况，即注入端优化注入量，采出端控制流压生产，这样气窜后即使非油藏全混相^[18]，也能有效发挥CO₂驱提高驱油效率的作用。针对油井的气窜特征，制定不同的流压控制标准，可最大程度地发挥CO₂驱的作用。

在CO₂驱油过程中，随着CO₂与原油发生混相，地层条件下的原油饱和压力会发生变化^[19]。试验区原始地层压力为24.2 MPa，地层油的饱和压力为7.01 MPa。CO₂ -原油相互作用溶解膨化机理实验表明：注入CO₂后，油气体系的饱和压力从7.01 MPa开始逐渐升高，并且随注入比例的增大，上升幅度不断增大(图 4)。A1井原始油藏高压物性样品测试的饱和压力为7.01 MPa，混相后高压物性样品测试的饱和压力为15.02 MPa，这种变化要求油井生产流压要控制在饱和压力之上，以减少近井地带原油脱气量，避免因产气量过高对油井生产造成不利影响。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 原油饱和压力与注入CO2摩尔百分比的关系（A1井） Fig. 4 Different gas injection on the saturation pressure of crude oil

另外，根据试井理论方法，分别将生产井井底流压控制在3 MPa，6 MPa，9 MPa，12 MPa，15 MPa，18 MPa时，计算注采井间地层压力保持水平(图 5)。结果表明，井底流压越高，注采井间大于最小混相压力的距离越长，但当井底流压达到12 MPa之后，尤其是14 MPa，混相段增加的长度明显开始减小，而随着流压的增大，安全隐患也会随之增加。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 生产井不同井底流压下地层压力保持水平 Fig. 5 Reservoir pressure maintenance level curves under different production flow pressure

根据小井距油井见气时间、日产气量和CO₂含量，将油井分成3类(表 1)并设计控流压方案。在小井距前期拟合完毕的数模模型基础上进行了方案设计：注入速度为15 t/d，注入方式为水气交替，对3种类型的井分别进行8 MPa，10 MPa，12 MPa，15 MPa，18 MPa的流压控制，在计算过程中，其他井设置为不控压生产。

表 1(Table 1)

表 1 试验区不同产气特征油井分类 Table 1 Classification of gas production characteristics in test area 油井分类 见气时注入CO2的含烃类孔隙体积倍数/HCPV 产气量/（m·3 d-1） CO2摩尔百分比/% 一类见气井 0.02 ＞1 000 ＞50 二类见气井 0.06 400~600 10~50 三类见气井 0.18 ＜100 ＜10

下载CSV 表 1 试验区不同产气特征油井分类 Table 1 Classification of gas production characteristics in test area

根据模拟结果(图 6)并结合试验区见气特征，制定了不同见气程度下油井的生产流压控制标准：一类见气井井底流压控制为15~20 MPa；二类见气井井底流压控制为12~15 MPa；三类见气井井底流压控制为10~12 MPa。现场试验表明：控流压生产后产气量降低，说明采出端控制合理的生产压差，有利于形成均衡的压力场，从而保证油气渗流的均衡性，避免方向性气窜。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 不同井底流压下地层压力变化 Fig. 6 Variation of formation pressure under different flow pressure

在CO₂驱油技术实施过程中，受CO₂指进现象影响，平面、层间矛盾突出，气窜现象十分严重^[20]。目前控制气窜的方法十分有限，主要为水气交替方法，但实施该方法后，仍有大量“死油区”原油未得到动用，这就迫切需要有新方法来改善井组内平面、层间矛盾，激活“死油区”，扩大CO₂波及体积，提高CO₂利用率，进而提高CO₂驱的采收率^[21]。周期注气方法是基于流体动力学原理，通过调整压力场，使注入的CO₂改变方向，波及到剩余油富集部位，进而改善井组内平面与层间矛盾^[22]。

利用小井距中心井组数模模型进行周期采油效果预测。设计3套方案，注气井均以30 t/d的注气速度连续注气一年后，转水气交替方式驱替(注入的水气比为1:1)，注水速度和注气速度均为30 t/d。方案一：采油井一直采用连续采油方式生产。方案二：采油井采用连续采油方式生产2年后，一类见气井(见气较快井)采用周期采油方式(关井2个月，开井2个月)生产。方案三：采油井采用连续采油方式生产2年后，三类见气井(见气较慢井)采用周期采油方式生产。从图 7的数值模拟结果可知，一类见气井周期采油的累计产油量最大，三类见气井周期采油的累计产油量次之，最后是连续采油方式的累计产油量。由此可见，周期采油方式的采油效果好于连续采油方式的采油效果，且一类见气井进行周期开采效果最好。从图 8可知，周期采油关井后再开井，日产油量较连续采油上升幅度大，且一类见气井上升幅度最大。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 周期采油与连续采油累计产油量对比 Fig. 7 Comparison of cumulative oil production between periodic oil recovery and continuous oil production

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 周期采油与连续采油日产油量对比 Fig. 8 Comparison of daily oil production between periodic oil recovery and continuous oil production

通过现场试验发现，CO₂驱高气油比阶段影响油井安全、平稳生产的主要问题有：高气窜强度井的产气量和套压均较高^[23]，开井生产易造成天然气集输管网冻堵，存在安全隐患；气油比较高的油井可以实现正常生产，但是产气量相对较高，进入计量间和接转站后，会增大集输系统控制难度。为了充分发挥CO₂驱替所取得的产能效果，保障安全生产，在油井常规生产技术方法的基础上，通过集成改进，形成了一系列有效做法。

从注采调控入手，注入端优化注入量，采出端适当降低生产流压，保持合理的地层压力，控制合理的生产压差，保障安全、稳定生产^[24]。

对气窜高套压井安装井口控套阀，并在井口设置单井罐定期泄压，保证安全、连续生产。井口控套阀可根据安全需求设定套压值，自动高开低关，既可保证流压的合理控制，又可保证生产的连续、安全。对个别套压高于3 MPa的高产气井，利用单井罐放喷生产，保证安全和开井时率。对严重气窜井进行间抽生产，减少CO₂无效循环。

为了保证集输系统的安全、稳定运行，在计量间外连接单井罐，一旦发生气窜，将气窜环的回油切入单井罐管线，在计量间内对临时气窜井进行泄压连续生产(图 9)，防止瞬时气窜对接转站造成冲击，影响集输系统安全生产和稳定调控。

图 9

Fig. 9

下载eps/tif图 图 9 气窜期间油压变化曲线 Fig. 9 Oil pressure change curve during the gas channeling

(1) 对比4种不同注气方式的模拟结果，水气交替方式气体波及体积较均匀，提高采收率效果最佳，周期注气和轮注轮采方式提高采收率效果次之，而连续注气方式存在突进现象，极易发生气窜，提高采收率效果最差。

(2) 月度CO₂注采比为1.7~1.8时，能同时兼顾保持混相能力和防止气窜，提高降水增油效果。根据室内实验和数值模拟结果，制定了不同见气程度下油井的生产流压控制标准：一类见气井井底流压控制为15~20 MPa；二类见气井井底流压控制为12~15 MPa；三类见气井井底流压控制为10~ 12 MPa。

(3) 通过周期采油方式来调整压力场变化，既可增加油气接触频率而促进混相，又可扩大CO₂波及体积，且一类见气井的周期采油效果要好于三类见气井的周期采油效果以及连续采油方式的采油效果。

(4) 在试验区采用注采调控手段控制合理的生产压差，安装井口控套阀和设置井口单井罐定期泄压，从而有效地保障了安全生产，并提高了整体开发效果。