注CO2重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏的适用性

孔凡顺 李延军 郭天娇 刘建栋 南金浩

（1. 国家能源陆相砂岩老油田持续开采研发中心，黑龙江 大庆 163712；2. 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

0 引 言

随着中国“碳达峰、碳中和”战略的推进及对CO2减排政策的支持，注CO2驱油再一次成为研究热点。由于CO2具有易混相且化学性质稳定的特点，在常规注水开发难以建立有效驱动体系的油藏中，尤其是具有强水敏性的低渗透及特低渗透油藏中，注CO2是有效补充地层能量的驱油方式。目前，国内外在CO2混相驱、非混相驱机理方面做了大量研究，CO2驱油技术已经逐渐成熟［1-5］。经过多年采用面积井网注CO2驱油的研究及试验发现，在高倾角断块油藏中，利用构造顶部注气重力驱，能实现高倾角断块油藏有效补能，可以提高采油速度及最终采收率。国外顶部注气重力驱技术起步早、发展迅速、采收率高，经过60 多年的发展，已成为稀油油藏提高采收率的首选技术。美国得克萨斯州沃夫坎普油田、霍金斯油田采用注CO2重力驱后，采出程度分别增加了27%和80%。中国目前在西部油田注气重力驱试验取得成功，如青海油田采用构造顶部注气重力驱，采收率较水驱提高了14.9%，塔里木油田注烃气混相重力驱，提高采收率18%以上［6-11］。海拉尔油田受地层倾角大、储层物性差等因素制约，水驱开发效果差，目前平均采油速度仅0.41%，采出程度7.65%。亟需探索注气提高采收率技术，然而对于海拉尔复杂断块油藏来说，尤其是带有一定地层倾角的情况下，注气提高采收率技术的适应性及影响因素并不明确。

因此，本文以室内驱油实验为基础并利用油藏数值模拟，开展海拉尔油田注CO2重力驱油机理、影响因素及适用性等方面的研究，研究成果对海拉尔高倾角断块油藏的高效开发具有重要意义。

1 地质特征及开发现状

海拉尔断陷盆地具有3 大典型特征：一是各断块构造倾角大，地层倾角1°～25.5°，平均12.8°；二是储层岩性复杂且埋藏深，发育粉砂岩、砂岩、砂砾岩、轻微变质含炭质砂岩、火山碎屑岩、凝灰岩，各断块储层均以低渗透、特低渗透为主，已提交石油探明地质储量中，渗透率小于0.01 μm2的储量占69.5%，大多数断块油藏埋深大于2 km；三是储层中普遍含凝灰质，具有强水敏性。上述3 大典型地质特征导致海拉尔油田水驱开发面临很大挑战，油田开发初期虽然采取油井压裂、水井加注防膨剂等增产及储层保护措施，开发效果仍不理想，部分油田采油速度小于0.4%，产量递减严重。地层倾角越大的断块，受重力作用影响，构造低部位油井水淹严重，油田稳产极其困难。在油田水驱开发面临严峻形势的情况下，研究海拉尔油田注CO2重力驱技术的适应性，显得尤为紧迫和重要。

2 注CO2重力驱室内驱油实验

CO2驱油提高采收率技术核心机理是在油藏条件下，原油与CO2形成混相，消除油水界面，使多孔介质中的毛细管压力降低至零，从而减少因毛细管效应产生毛细管滞留所圈捕的石油，残余油饱和度就会降至最低，从而达到提高采收率的效果，理论上微观驱油效率可以达到百分之百。注CO2重力驱油机理，除了CO2气体与地层原油混相外，还充分利用了地层倾角产生的重力驱，以此来提高带有一定地层倾角的油藏注CO2驱油的采收率。为研究海拉尔高倾角断块油藏注CO2重力驱油效率，以海拉尔油田贝X62 断块地层原油为样品，以CO2作为驱替介质，进行注气重力驱室内实验。贝X62 断块储层平均渗透率37.5×10-3μm2，地层倾角大，平均18.2°，原始地层压力10.57 MPa，储层水敏指数0.86，属强水敏。贝X62 断块储层地质特征与海拉尔油田其他断块类似，具有一定代表性。

室内实验主要以长岩心驱替实验和细管实验为主。长岩心室内实验模拟地层倾角为18°，岩心样品采用贝X62 断块真实岩心，长度30 cm，直径2.5 cm，假设油藏各部位地层倾角和渗透率恒定不变。细管实验主要是在模拟地层温度35.23 ℃下，不同注入压力CO2的驱油效率，从而获得地层原油最小混相压力的方法。细管实验结果表明，在原始地层压力10.57 MPa 下注入1.2 PV 的CO2时，CO2驱油效率为55.88%，并且随着地层压力的上升，驱油效率逐渐升高。在地层压力达到27 MPa 时，驱油效率理论可达93.10%（图1）。长岩心驱替实验是在油藏温度35.23 ℃、注入压力13 MPa、岩心与水平面夹角为18°条件下，先在顶部注入CO2恒压驱替，当CO2注入量为0.78 PV 时开始见气，继续注气直到底部不出油，CO2总注入量为1.44 PV，阶段驱油效率为41.96%。此时转底部注水13 MPa恒压驱替，当总注入量为1.64 PV 时见水，继续注水直到顶部不出油，最终驱油效率为49.58%（图2）。

图1 细管注CO2驱替驱油效率随注入量变化Fig. 1 Variation of CO2 slim tube injection displacement efficiency with injection volume

图2 长岩心驱替驱油效率随注入量变化Fig. 2 Variation of long core displacement efficiency with injection volume

室内驱油实验结果表明，在存在倾角的地层情况下，采用顶部注CO2重力驱油可以达到较高的驱油效率。但室内实验只是测试了特定地质条件下的重力驱油效率，国内外开发实践也表明，矿场应用注CO2重力驱油受多种因素影响，实际油藏各项地质参数并不像室内实验所假设的条件恒定不变，同一油藏在不同构造位置的地层倾角、储层渗透率及注气的工作制度等都会对注CO2重力驱的驱油效率产生一定影响［12-21］。因此，有必要利用油藏数值模拟研究海拉尔油田注CO2重力驱的主要影响因素，以利于在矿场实际注气过程中避免不利条件，充分利用有利条件来提高注气重力驱的驱油效率。

3 注CO2重力驱模型及影响因素

3.1 顶部注CO2重力驱油藏数值模型

通过室内实验证实，注CO2重力驱能够大幅度提高带有一定地层倾角的断块油藏采收率，是高倾角断块油藏改善开发效果的有效技术手段，但是由于海拉尔油田地质条件较复杂，注CO2重力驱在实际应用过程中会受到诸多因素影响。为找出各类因素对注气重力驱开发效果的影响规律，以贝X62断块油藏流体相态模拟结果为基础（表1），利用数值模拟软件建立顶部注CO2重力驱一注一采三维理想模型，模型采用直角网格，x、y、z方向的尺寸为10 m×10 m×4 m，注采井距300 m，模拟计算不同地层倾角、储层渗透率、注气速度等因素下，在构造顶部注气时，油藏采出程度、剩余油分布和CO2波及情况。

表1 海拉尔油田贝X62断块流体性质拟合结果Table 1 Fluid property matching results of fault block BeiX62 in Hailar Oilfield

3.2 影响因素

3.2.1 地层倾角

客观存在的地层倾角对注气重力驱的开发效果起到关键性作用。分别建立了倾角为0°、10°、20°、30°和40°的理想模型。设定储层为均质，渗透率为30×10-3μm2，地面注气速度为0.05 PV/a，模拟计算开发20 a 采出程度。结果表明，随着地层倾角的增加，采出程度增加，当倾角超过30°后，采出程度增加幅度变小（表2）。

表2 不同地层倾角下顶部注CO2驱油采出程度Table 2 Recovery percent of OOIP by CO2 injection at the top with different dips

剩余油分布模拟结果显示（图3、图4），随着地层倾角的增大，高部位剩余油饱和度降低，证实了高部位注气可将构造顶部剩余油采出（图3）。倾角越高，构造顶部含气饱和度越高，形成了一定规模的气顶，更有利于注入气发挥重力驱作用（图4）。

图3 不同地层倾角模拟末期剩余油饱和度模型Table 3 Remaining oil saturation models at the end of simulation with different stratigraphic dips

图4 不同地层倾角模拟末期含气饱和度模型Table 4 Gas saturation models at the end of simulation with different stratigraphic dips

3.2.2 储层渗透率

储层渗透率不仅对于注水开发的油藏影响较大，对于注气重力驱油藏同样存在较大影响。为分析储层渗透率对注气重力驱的影响规律，将理论模型设定为地层倾角30°，随着储层水平渗透率的增加，采出程度增加幅度较大，当渗透率增加到一定值后采出程度增加幅度变缓（图5）；随着垂向渗透率与水平渗透率比值（Kv/Kh）的增大，采出程度越来越大，但增加幅度越来越小（图6）。分析认为，Kv/Kh比值越大，气体越容易发生垂向窜流，从而增加了重力分异作用，提高了注入气体的波及效率，使顶部注气开采效果变好。

图5 不同水平渗透率注CO2重力驱采出程度Fig. 5 Recovery percent of OOIP by CO2 gravity drainage with different horizontal permeability

图6 不同Kv/Kh的CO2重力驱采出程度Fig. 6 Recovery percent of OOIP by CO2 gravity drainage with different Kv/Kh

3.2.3 注气速度

注气速度会影响气-油界面的稳定性。注气速度过高会加快驱替气体指进，气体过早突破从而降低开发效果；速度过低则延迟注气见效期，影响经济效益。利用理论模型，计算了不同地面注入强度下的油藏采出程度。由图7 可知，随着注气速度的逐渐增加，采出程度逐渐增加，当注气强度增加到一定值后，油藏采出程度开始降低，因此可以得到该理论模型条件下的最佳地面注气强度为0.2 t/（d·m）。在地面注气强度超过0.2 t/（d·m）后，采出程度明显下降，这是由于注气速度过快，发生了气体指进现象，从理论模型中不同注气强度的含气饱和度看，可以证实气体指进现象的发生（图8）。另外，在实际注气开发过程中，由于储层非均质性会导致气窜更突出，因此合理的注气速度对于高倾角且非均质性较强的储层尤为重要。据此推断，不同倾角的高倾角断块油藏采用注气重力驱油时，都会有一个最佳注气强度。高倾角油藏在顶部注气开发过程中，注气强度越接近理论最佳注气强度，注气重力驱的开发效果越好。

图7 不同地面注气强度的采出程度Fig. 7 Recovery percent of OOIP with different surfacegas injection intensity

图8 不同地面注气强度的含气饱和度模型Fig. 8 Gas saturation models with different surface injection intensity

4 现场应用及前景

4.1 现场应用

在海拉尔油田贝14 区块首次开展了注CO2重力驱现场试验。试验区地层倾角为15°～25°，储层发育有效厚度45.6 m，岩石类型以凝灰质砂岩、凝灰质粉砂岩为主，具有强水敏性，平均孔隙度16.1%，平均空气渗透率3.55×10-3μm2，为中低孔、特低渗储层。开发初期单井日注水量小于10 m3，区块整体吸水能力低，油井未受效。在构造顶部储层物性较好井区开辟注气先导试验区，试验区内共设计9 口注气井，31 口采出井，采用连续注气方式，以笼统注气为主，井口最大注气压力20.0 MPa，油藏数值模拟计算试验区最佳日注气820 t。经过探索实践，先导试验区注入状况明显改善，与水驱相比注入能量提高了5 倍，油层厚度动用比例由51.4%上升到73.7%，试验区共29 口采油井受效，受效井比例93.5%，平均单井日产油量由水驱1.3 t 上升到注气受效后3.2 t，采油速度由注气前0.3%上升到注气受效后1.14%。试验阶段增油量14.4×104t，换油率0.42 t/t，预测最终提高采收率12 百分点（注入CO20.13 PV）。证实了注CO2重力驱在海拉尔高倾角断块油藏的有效性，尤其是能够建立强水敏储层注采井间的有效驱替，明显改善开发效果，可以提高高地层倾角的断块油藏采油速度和最终采收率。

4.2 应用前景

注CO2重力驱油技术能有效解决高倾角断块油藏构造顶部油井能量不足的问题，可以实现油藏开发中后期构造顶部剩余油挖潜。在大力提倡注气提高采收率及水驱开发效果不理想的背景下，注CO2重力驱技术在海拉尔油田迎来重大机遇。

通过对海拉尔已开发油田油品性质评价及CO2气体与地层原油最小混相压力的测定，并综合各油田的地层倾角、储层渗透率等因素，确定乌尔逊、苏德尔特、贝尔及呼和诺仁油田地层倾角大于10°，相对混相程度较高，其地质储量合计为4 411.35×104t（表3），适合开展注CO2重力驱提高采收率，具有广阔的应用前景。

表3 海拉尔已开发油田适合构造顶部注CO2驱油潜力Table 3 Hailar developed oilfields with displacement potential of CO2 injection at the top of structures

5 结 论

（1）注CO2重力驱能有效解决海拉尔油田高倾角断块油藏常规水驱开发后期构造高部位油井受效差、低部位油井水淹快的矛盾，可实现油藏开发中后期构造顶部剩余油挖潜，能大幅度提高高倾角断块油藏采收率。

（2）地层倾角、储层渗透率是影响高倾角断块油藏顶部注气采出程度的关键地质因素，注气速度是影响油气界面稳定性的关键开发参数。

（3）对于油品混相程度高、渗透率较低、地层倾角大的海拉尔油田，注CO2重力驱技术提高采收率是水驱调整后的必然选择，注CO2重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏适用性较好且应用前景广阔。