1.   引言

中国石油储量丰富，但新发现的储量其品质相对较差，老油田的开采程度又不断提高，油田开发难度日益加大(Shiraki and Dunn, 2000；袁庆峰等，2019)。许多老油田处于高含水开采阶段，开采效益相对较低。新发现的大量低渗透油藏水驱适应性差，有必要研究采用注气开采方式来替代注水开发。CO₂驱是一种十分有效的注气驱油方式，它不仅可以提高驱油效率，还可以减少CO₂的排放量，降低温室效应，这也是CCUS(Carbon Capture、Utilization and Storage)一直倡导的内容(Oldenburg et al., 2001；Gharbi，2004；Kovscek and Cakici, 2005；Asghari and Al-Dliwe, 2005；Kovscek and Wang, 2005；蒋有伟等，2010；Zhao et al., 2011；王成俊等，2018；何桂林等，2018；杨铁军等，2019；汪芳等，2019；赵继勇等，2019；周雪等，2019)。到目前为止，国内外都开展了CCUS研究及推广应用，并取得了显著的成效，中国石油吉林油田和大庆油田、中国石化华东石油局等单位都开展了CCUS先导试验或工业化应用研究(罗二辉等，2013；叶恒等，2015；郑永旺，2017；王海妹，2018；孙丽丽等，2018)，并取得了一定成果，而对于非均质性很强的砂砾岩油藏，尤其是强水敏低渗透砂砾岩油藏则还没有开展相关研究。

X区克下组油藏为强水敏性低渗透砂砾岩储层的典型代表，该油藏自1992年投入开发，共钻开发井67口。2011年在前期研究成果基础上，开展了储层展布及油藏工程研究，在有效厚度大于10 m区域整体部署扩边开发井168口，建产能24.15×10⁴ t/a。截至2017年，全油藏部分井口关闭，目前开井采油井86口，注水井70口，受地层敏感性影响，研究区大部分注水井存在注不进或者注不够问题，造成地层压力保持困难，原油产量递减快，正常生产受到极大的影响。相比于水驱技术，CO₂驱替技术在低渗油藏提高采收率方面具有明显优势，它能够有效降低原油黏度，减小剩余油饱和度，因而具有良好的应用前景(程杰成等，2016；李剑等，2017；郭茂雷等，2018)。为了寻求强水敏低渗砂砾岩油藏有效开发技术，在研究区进行了CO₂水气交替驱的驱油试验研究(马云飞等，2015；李铁超等，2017；孟凡坤等，2018；王帅等，2019；许正恩等，2019)，试图利用CO₂驱油提高该油藏的采收率，变害为利。

2.   区域地质概况

研究区位于克拉玛依市东35 km处，地质构造简单，呈东南倾的单斜，内部不发育断层，地层倾角约为2~5°，研究区地势平缓，平均海拔265 m，地质情况良好，符合开发条件。

2.1   地层划分

研究区自上而下钻揭地层有白垩系吐谷鲁群(K₁tg)，侏罗系齐古组(J₃q)、头屯河组(J₂t)、西山窑组(J₂x)、三工河组(J₁s)、八道湾组(J₁b)，三叠系白碱滩组(T₃b)、克上组(T₂k₂)、克下组(T₂k₁)，二叠系下乌尔禾组(P₂w)、佳木河组(P₁j)及石炭系(C)。研究区目的层克下组与上覆地层为整合接触，与下伏地层为不整合接触(白玉彬等，2013；肖晓光和李群，2014；曹宝格等，2019)。研究区油藏埋深2530.0~ 2677.5 m，沉积厚度147.5~206.0 m。克下组S₇砂层组，细分为S₇¹、S₇²、S₇³、S₇⁴、S₇⁵ 5个砂层，其中主力油层为S₇²~S₇⁵。

2.2   岩矿特征

研究区储层砂砾岩石成分(表 1)主要以石英、长石、岩屑为主，胶结物以方解石、方沸石为主(杨甫等，2016；郗兆栋等，2016)；杂基主要为泥质，含量为5.5%~6.9%，平均6.3%；其次为水云母，含量为1.9%~3.3%，平均2.7%。

表  1  研究区储层岩屑矿物成分

Table  1.  Mineral composition of reservoir debris in the research area

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2.3   物性特征

克下组730块物性分析样品分岩性统计结果(表 2)显示，各岩性中砾岩类储层物性最好，砂岩类储层物性相对差。

表  2  研究区不同岩性储层孔渗分析

Table  2.  Porosity and permeability statistics of reservoirs with different lithology in the research area

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根据岩心资料分析，根据岩心资料分析，储层孔隙度2.14%~20.31%，平均10.71%(图 1)，储层渗透率0.02~1576.27 mD，平均3.91 mD(图 2)。

图  1  研究区储层孔隙度分布

Figure  1.  Statistical histogram of reservoir porosity in the research area

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图  2  研究区储层渗透率分布

Figure  2.  Statistical histogram of reservoir permeability in the research area

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根据测井解释，统计研究区储层层间孔渗分布(表 3)，研究区S₇²~S₇⁵孔隙度分布范围为6.92%~13.57%，渗透率为1.46~23.72 mD，呈低孔低渗孔隙特征(陈浩等，2017；赖锦等，2018)。克下组孔渗性整体表现为中部较好，向上向下变差。

表  3  研究区测井孔隙度与渗透率

Table  3.  statistical table of reservoir porosity and permeability interpreted by well logging

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2.4   孔隙结构分类

研究区储层孔隙结构可划分为4类(表 4，图 3)，分别为: I类储层，岩性以砾岩、砂质砾岩和含砾砂岩等为主；Ⅱ类储层，岩性包括砂砾岩、砂质砾岩，其次为砂岩和砾岩；Ⅲ类储层，岩性以砂质砾岩为主，以砂砾岩、砂岩和含砾砂岩为辅；Ⅳ类储层，岩性主要包括砂砾岩、含砾砂岩及砂岩。

表  4  研究区储层孔隙结构分类

Table  4.  Classification of reservoir pore structure in the research area

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图  3  压汞曲线及孔喉分布

Figure  3.  Mercury injection curve and pore throat distribution histogram

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X区克下组油藏属于低渗透油藏，储层物性较差，针对油藏现状，运用数值模拟技术对驱替技术进行参数优选，选出最佳注采方案，与现场试注结合，进而验证方案的可行性。

3.   模型的建立

本次模拟根据油藏地质模型粗化后得到油藏数值模拟模型，应用Eclipse油藏数值模拟软件中E300组分模型，对该区域进行生产动态模拟。为了方便研究，选取研究区60余口井作为试验区，采用角点网格系统建立数值模型(张伟等，2013；宋进博等，2016)，平面网格步长为dx＝dy＝20 m，垂向网格步长dz＝3 m，纵向上选取S₇^2-1、S₇^2-2、S₇^2-3、S₇^3-1、S₇^3-2、S₇^4-1、S₇^4-2，划分为7个小层，网格数为89×104×7，共64792个，数值模拟总节点数约为6万个(图 4)。在模拟过程中，将原油视为由8种组分组成: N₂、CO₂、C₁、C₂、C₃、C₅、C₇、C₁₆。模型通过历史拟合进行修正。本次模拟采用的地层及流体参数见表 5。

图  4  FloViz流体饱和度模型图，孔隙度模型图

Figure  4.  Fluid model diagram in FloViz

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表  5  试验区油藏地层及流体基本参数

Table  5.  Basic parameters of reservoir formation and fluid in the study area

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4.   CO₂驱注采参数的优选

影响CO₂驱开发效果的因素较多，主要因素是混相程度和气驱前缘突破速度，两个因素又相互关联，并非孤立或单向因果关系，通过优化注入压力、注入方式、注入时机、注入速度等注采参数，能够延缓气窜、提高混相程度，进而提高采收率。

4.1   注气压力

4.1.1   经验公式法

试验区地层破裂压力为45~54 MPa，注气井射孔段深度2550~2650 m，基于中石油勘探开发研究院注CO₂井井筒内压力随深度经验图版(唐萍等，2017)确定研究区注气压力上限为20 MPa(图 5)。

图  5  注CO₂井井筒内压力随深度经验关系

Figure  5.  Empirical relationship of borehole pressure with depth in CO₂ injection well

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4.1.2   矿场研究

单井试注阶段井口油压及井底流压分别为16~19 MPa和35~42 MPa，与预测结果较为一致，因此推荐注气压力上限为20 MPa(图 6)。

图  6  单井试注阶段压力变化情况

Figure  6.  Pressure variation during single well injection test

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4.2   驱替方式

通过细管实验，开展了CO₂驱油的混相条件。在细管实验中，通过改变驱替压力，得到驱油效率与驱替压力的关系曲线，然后确定出最小混相压力，并因此判断出方案实施的可行性。细管实验方案的模型参数如表 6。

表  6  细管模型基本参数

Table  6.  Basic parameters of slim tube

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在地层温度(65.4℃)条件下开展了5次CO₂气驱细管模型驱替实验，5次实验驱替1.2 PV时原油的采出情况如表 7。

表  7  注CO₂细管驱替结果

Table  7.  Experiments of CO₂ injection in slim pipe displacement

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图 7中混相段与非混相段交点对应压力为24.1 MPa。当驱替压力小于24.1 MPa时，采出程度相对较低，并且随驱替压力的增加而明显提高，为非混相驱替过程；当驱替压力大于24.1 MPa时，采出程度高(>95%)，采出程度随着驱替压力的增大增加程度很小，表明此时为混相驱替。由细管驱替结果可知，X区克下组油藏地层最小混相压力为24.1MPa，即混相驱能够大幅度提高采收率。

图  7  细管实验CO₂驱替采出程度与驱替压力关系

Figure  7.  Relationship between recovery degree of CO₂ displacement and displacement pressure in slim tube experiment

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4.3   注气速度与方式

生产井地层压力约为18 MPa，低于混相压力24.1 MPa，需要恢复地层压力，因此设计了分阶段注气的开发方式，共分为恢复压力、连续混相驱、后期调控三个阶段。

4.3.1   恢复压力阶段

为了快速恢复地层压力，初期试验区油井全部关井，选取单井进行矿场CO₂试注并分析结果。矿场试注表明，单井注入压力(19.5 MPa)接近注气压力上限时日注气30 t(图 8)。该井在试验区具有代表性，因此推荐试验区注气速度为30 t/d。

图  8  单井注CO₂曲线

Figure  8.  Single well CO₂ injection curve

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4.3.2   连续混相驱阶段

当地层压力恢复到24.1 MPa时，达到最小混相压力，进入连续混相驱阶段。采用数值模拟方法对比了4种注气速度(15 t/d，20 t/d，25 t/d，30 t/d)对采出程度的影响。在数值模型中，通过改变注气速度，其他条件不变的情况下，选取注不进水的低产井组，通过模拟单井采出程度，对比了4种注气速度(15 t/d，20 t/d，25 t/d，30 t/d)对采出程度的影响。连续混相驱阶段注气量为0.23 HCPV，在同等注入量条件下，由图 9可知，注气速度为20 t/d时，连续混相驱阶段采出程度最高，采出程度为10.54%。

图  9  注气速度对采出程度影响

Figure  9.  Phase recovery at different gas injection rates

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4.3.3   后期调控阶段

水气交替注入(WAG)是CO₂驱调控的主要技术，试验区多数井注水不理想，针对前期实现了较长期稳定注水的井组，优先开展气水交替注入，注水段塞为1个月，以尽可能确保储层稳定的吸水能力。其他井组可开展封堵气窜层等措施。

数模研究了不同气水段塞比对阶段产油量的影响(图 10)，根据模拟结果，气水段塞比为2∶1时，采出程度最高，按照注2个月CO₂，再转注1个月水的方式，减少水敏伤害对储层注水的不利影响，以确保获得更高的阶段产量。

图  10  不同气水段塞比采出程度对比

Figure  10.  Comparison of recovery degree of different gas-water slug ratios

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为了估算气油比最佳值，维持长期持续生产，防止发生气窜，在气水段塞比2∶1的比例下，对单井采出程度进行计算，由图 11可知，当气油比控制在1600 m³/t时，采出程度最高(图 11)，相比连续混相驱阶段采出程度也有很大提高。因此当单井气油比超过1600 m³/t后，建议对主要气窜层进行封窜处理。

图  11  不同气油比封层条件下采出程度预测结果

Figure  11.  Prediction results of recovery degree under different gas-oil ratio seal conditions

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5.   方案设计及试注效果分析

5.1   方案设计

整个开发过程中，采用笼统注气方式(是指在井口采用同一压力且不对各注气层进行分置处理)，设计三段式开发方式: 恢复压力阶段、连续混相驱阶段和后期调控阶段。恢复压力阶段设计注气速度为30 t/d；连续混相驱阶段设计注气速度20 t/d；后期调控阶段以封堵窜流通道、改善流度比等方式延缓气窜，扩大波及体积。当气油比达到上限1600 m³/t时，采取采油井调层、关井、井网调整等综合调控措施。基于不同阶段注气方式，制定了4套CO₂驱研究方案(表 8)，在同等注气速度条件下，不同阶段采用不同的注气方式，通过数值模拟方法预测开发指标，开展对比，优选油藏工程方案。

表  8  不同方案设计参数对比及优势分析

Table  8.  Comparison of design parameters and analysis of advantages of different schemes

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从4个方案的指标预测结果(图 12)看，方案四的采出程度最高，累产油最大，因此推荐方案四。

图  12  不同方案年产油量预测曲线对比(预测从2019年开始)

Figure  12.  Comparison of annual oil production prediction curves for different schemes

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5.2   试注效果分析

5.2.1   试注基本情况

通过对井况、固井质量、油井见水见效情况等几个指标进行筛选，最终筛选出正常注水的A井组和注不进水的B组井作为CO₂试注井组。两个井组于2017年8月开始现场试注CO₂，11月中旬完成试注，设计注入3780 t，实际注入总量3789.8 t(表 9)。

表  9  CO₂试注参数

Table  9.  CO₂ trial note parameter table

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5.2.2   试注效果分析

试注井组2017年1至6月平均月产油108.8 t，试注阶段注CO₂后，试注井组2017年11至2018年9月，累计产油2154 t，平均月产油201.4 t，是注气前的1.85倍(表 10)。注气后产油量较水驱阶段有明显提高，效果显著，验证了整体方案的可行性。

表  10  A和B井组试注前后生产情况对比

Table  10.  Comparison of production before and after injection test of well groups A and B

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5.3   经济效益分析

截至2019年底，研究区累计投入费用1.70×10⁸元，其中投资费用占38.2%，气源费用占34.8%，其他成本费用占30%。累计产油49.51×10⁴ t，收入1.87× 10⁸元，投入产出比1∶1.1。当CO₂碳源市场价为460元/吨时，油价按55美元/桶计算，扣税后收益率为9.63%，各项指标高于行业基准值(8%)。表明在经济上可行，满足行业基准要求。

6.   结论

针对研究区水驱开发效果较差现状，通过改变开发方式，利用研究区能够注CO₂实现混相驱的条件，开展CO₂驱替研究，对探索强非均质强水敏低渗透砂砾岩油藏采收率提高研究具有重要价值。本研究得到的主要结论如下:

(1) X区克下组油藏属低渗透油藏，储层物性条件较差，结合研究区地质开发特征，通过数值模拟、现场试注等方法和手段对研究区开发方式、注气方式及注入速度等方案进行了设计论证，研究区注采参数设计和开发指标预测基本合理，可操作性较强。

(2) 整个开发过程中，采用笼统注气方式，设计三段式开发方式: 恢复压力阶段、连续混相驱阶段和后期调控阶段。恢复压力阶段设计注气速度为30 t/d；连续混相驱阶段设计注气速度20 t/d；后期调控阶段以封堵窜流通道、改善流度比等方式延缓气窜，扩大波及体积。当气油比达到上限1600 m³/t时，采取采油井调层、关井、井网调整等综合调控措施。

(3) 试注期间注气后产油量较水驱阶段有明显提高，是注气前的1.85倍，效果明显，经济条件可观，表明CO₂混相驱能够有效提高采收率，CO₂驱在低渗透油藏开发中的应用是切实可行的。