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CO2吞吐采油技术 在深层稠油油藏的成功应用 摘要 2001年在室内实验、数值模拟研究的基础上，进行深层稠油CO2吞吐采油试验6井次，取得了换油率较高、投入产出比较高的试验效果，为辽河稠油转换开发方式，特别是强水敏难动用稠油油藏的开发，探索出了一条新的途径。 1　前 言 辽河油田是我国最大的稠油生产基地，油藏类型多。所发现的稠油资源与国内外相比较普遍具有埋藏深、油层薄、原油性质分布范围广等特点。特深层和超深层储量占整个探明储量的37%，深层占7.5%，中深层占25.5%。由于油藏埋藏较深，地层原油粘度大，地下原油流动困难，常规开采难度大；注汽开采，井深井筒热损失大，虽然采用真空隔热管等隔热技术，减少了热损失，但井底干度还是难以保证，导致生产周期短，油汽比相对较低，回采水率低；深层水敏稠油区块注汽开采，易造成粘土膨胀油井出砂，区块动用难度大，油田整体开发效益差。 CO2吞吐采油技术在国内外有许多成功应用的先例，但将该技术应用到稠油油藏的例子不多。该技术与蒸汽吞吐采油技术比较具有不受井深和完井方式的限制，具有降粘效果明显，降粘作用维持时间较长，并且具有提高油井供液能力等特点。该技术的适用范围较广，既适用于不适合进行蒸汽吞吐采油的水敏性油藏，也适合于井深蒸汽吞吐井底干度低、吞吐效果差的深层稠油改善吞吐效果。 CO2吞吐采油技术，利用CO2溶于原油的降粘作用，改善深层稠油油藏地层原油的流动性能；利用体积膨胀，提高油井的供液能力；通过提高周期回采水率，改善蒸汽吞吐效果。 2　室内实验及数值模拟研究 2.1　室内实验研究 为了研究CO2吞吐采油机理以及生产过程中可能产生的不利因素，取冷42块油样进行溶解—膨胀、降粘、原油组分及馏分分析、及CO2驱油效率实验，实验结果如下： （1）冷42块CO2溶解油气比为31.6 m3/ m3，体积膨胀7%，即体积系数为1.07。 （2）地层原油粘度降粘率为75%。 （3）吞吐后饱和烃下降4.2%芳香烃含量下降3.2%，而沥青质含量上升7.4%。 （4）CO2驱油效率为26.9%～34.7%，高于N2。 表1　 岩心CO2、N2驱替对比 岩心编号 Soi/% Swi/% 驱替效率/% 残余油饱和度/% 上游压力/MPa 驱替剂 1 73.52 26.48 12.84 64.08 1.22 N2 2 73.62 26.38 17.19 60.96 0.52 N2 3 65.12 34.87 29.0 51.37 0.79 CO2 4 83.61 16.39 34.7 50.17 0.65 CO2 5 77.4 22.6 26.9 56.57 0.82 CO2 2.2　数值模拟研究 为了筛选试验区块和优化注气参数，对影响吞吐效果的油藏参数（原油粘度、渗透率、含油饱和度）和注采工艺参数（周期注入量、浸泡时间）进行模拟分析，模拟结果如下： （1）换油率随吞吐周期增加而下降。 （2）渗透率对吞吐效果的影响比较小。 （3）措施井含油饱和度应大于40%。 （4）注入量增大，周期产油量增加，但换油率变小。 （5）浸泡时间、注入速度对吞吐效果的影响不明显。 2.3　CO2吞吐采油机理 根据室内实验和数值模拟计算结果，CO2吞吐采油机理主要为以下几方面： (1)改变原油密度、降低原油粘度，改善地层原油流动性。 (2)在压力下降时形成溶解气驱。 (3)降低界面张力，有效地提高驱油效率而增加采出量。 3　现场试验 3.1　试验区块基本情况 参照国内外CO2采油研究成果和现场试验结果，2001年筛选出冷42、高3624、锦45块作为试验区块（表2）。 表2　试验区块油藏参数与CO2吞吐筛选标准对比 参 数 标 准 高3624块 冷42块 锦45块 原油粘度（油层）/mPa·s 200~2000 600 6000 7697 油层温度/℃ 25 50 63 48 油层厚度/m 25 70 50 56 含油饱和度/% 50 54 60 54 Ф×Soi 0.08 0.083 0.176 0.168 地层压力/MPa 8 10 8 3.39 3.1.1　高3624块开发过程中存在的问题 高3624块是高升油田五个难动用区块之一，区块含油面积1.5km2，地质储量767×104 t，含油层段L5、L6砂体， 油层埋深1600～1875 mm，储层渗透率219.3×10-3μm2，孔隙度15.4%。原始地层压力17.28 MPa，地层温度50℃。 地层条件下原油粘度600 mPa·s，地面脱气原油粘度1843 mPa·s（50℃），原油密度0.9 g/cm3（20℃），含蜡量4.7 %，含硫0.44%，凝固点5℃，胶质+沥青质含量41.1%，地层水水型NaHCO3 。 由于该区块油藏埋藏深、储层物性差、粘土