王高峰，郑雄杰，张玉，吕文峰，汪芳，尹丽娜

（1.提高石油采收率国家重点实验室；2.中国石油勘探开发研究院；3.国家能源CO2驱油与埋存研发(实验)中心；4.中国石油吉林油田公司）

适合二氧化碳驱的低渗透油藏筛选方法

王高峰1,2,3，郑雄杰4，张玉4，吕文峰1,2,3，汪芳1,2,3，尹丽娜4

（1.提高石油采收率国家重点实验室；2.中国石油勘探开发研究院；3.国家能源CO2驱油与埋存研发(实验)中心；4.中国石油吉林油田公司）

鉴于现有CO2驱油藏筛选标准缺乏体现未来生产效果的技术经济指标，向现有筛选标准中增补能够反映CO2驱经济效益的指标（单井产量相关指标），进而提出适合CO2驱的低渗透油藏筛选新方法。基于气驱增产倍数概念得出低渗透油藏气驱见效高峰期单井产量油藏工程预测方法，根据技术经济学原理得到反映CO2驱项目整个评价期盈亏平衡情况的经济极限单井产量确定方法，在此基础上提出了CO2驱低渗透油藏筛选新指标：若油藏工程方法预测气驱见效高峰期单井产量高于气驱经济极限单井产量，则目标油藏适合注气。进一步提出了气驱油藏4步筛查法：技术性筛选→经济性筛选→可行性精细评价→最优注气区块推荐。利用新方法重新评价了某油田17个区块CO2驱潜力，得到适合CO2驱的地质储量仅为传统方法的32.4%。建议按照新方法选择注气区块，确保项目的经济效益。图1表4参10

CO2驱；低渗透油藏；筛选标准；气驱增产倍数；油藏工程方法；经济极限单井产量

0 引言

注气驱油技术主要在北美得到广泛应用。据统计，美国80%的CO2驱油藏渗透率低于50×10-3μm2[1-2]，中国自2000年以来约71%的陆上气驱项目亦针对低渗透油藏。国内外所有注气油藏基本上都取得了不同程度增油效果，并相继产生了一批气驱油藏筛选实用标准，如Geffen[3]、National Petroleum Council（NPC）[4]、Carcoana[5]等提出的标准。这些标准均立足于实现混相驱，以充分发挥超临界CO2萃取原油组分的能力，从而获得气驱油的最佳技术效果；标准的内容亦主要是与混相密切相关的油藏及流体参数取值范围，如地层温度不宜过高（NPC标准将油藏温度限制在121 ℃以内[4]）、地层压力不宜过低或油藏埋深不能太浅、原油密度和黏度不可过大以及含油饱和度不能过低。虽有学者探讨了气驱经济性问题，但研究结果不具有普适性，未能上升为标准[6-7]。总之，现有筛选标准缺乏判断注气是否具有经济效益的指标。以美国能源部CO2Prophet为代表的油藏筛选小型软件实现了流线生成-流管模拟-经济评价一体化，便于应用，但其内核属一维黑油模型，与实际气驱过程相距较远。理论分析和注气实践还表明，低渗透油藏注气多组分数值模拟预测结果误差往往超过50%[8]，造成利用数值模拟详细评价注气可行性的环节失效。笔者认为，这是北美地区经济性差与不经济的注气项目占20%～30%的重要原因。

国内注气项目更易出现不经济的问题，主要原因有：碳交易相关机制不健全、碳市场发育不成熟以及驱油用气源主要构成不同[9]；国内地层油与CO2混相条件更苛刻及陆相沉积油藏非均质性强还造成换油率较高（即吨油耗气量较多）以及采收率较低；国内实施CO2驱低渗油藏埋深较大（比美国新墨西哥州和德克萨斯州二叠系油藏约深500 m）等。因此，有必要完善现有气驱油藏筛选标准。鉴于产量是最重要的生产指标，故提出向现有筛选标准中增补能够反映气驱经济效益的指标——单井产量相关指标。

本文引入一种新的经济极限气驱单井产量概念，结合低渗透油藏气驱见效高峰期单井产量预测油藏工程方法，得到判断CO2驱项目经济可行性的新指标，进而提出适合CO2驱的低渗透油藏筛选新方法。

1 理论依据

1.1 低渗透油藏气驱高峰期产量预测方法

笔者曾根据采收率等于波及系数和驱油效率之积这一油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式，并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系，通过引入气驱增产倍数概念得到了低渗透油藏气驱产量预测普适方法[10]。低渗透油藏气驱增产倍数被定义为见效后某时间的气驱产量与“同期的”水驱产量水平之比（即虚拟该油藏不注气，而是持续注水开发），其计算方法如下[10]：

根据气驱增产倍数定义，欲知气驱见效高峰期或稳产期产量，须知该时期的水驱产量；注气之前水驱产量是已知的，若已知水驱递减规律即可计算出相应于气驱见效高峰期的水驱产量；中国低渗透油藏水驱开发已近30 a，积累了丰富经验，可借鉴同类型油藏水驱递减规律（指数递减）。假设注气之前1年内的水驱单井产量水平为qow0，水驱产量年递减率Dw，从开始注气到见效时间为t，则气驱见效高峰期单井产量为：

国内外低渗透油藏CO2驱实践表明，从开始注气到见效所需时间通常为数月或1年左右[9]，又由于注气能够补充早期地层压力，可忽略从注气到见效的递减，则（2）式简化为：

在文献[10]基础上，笔者又补充了冀东柳北、吉林黑79北和海塔贝14等3个CO2驱矿场试验资料，使（3）式这一预测低渗透油藏注气见效高峰期产量的方法得到了国内外21个注气实例的验证（见图1）。特低渗或一般低渗油藏小井距和扩大井距试验、混相和非混相驱生产动态均符合该理论。气驱增产倍数概念为在理论上把握气驱产量提供了油藏工程依据。

图1 21个油藏的气驱增产倍数对比

（1）式中的产量项对时间求导数有：

（4）式表明，气驱产量递减特征类似于水驱，并且气驱产量随时间绝对递减率为水驱产量绝对递减率的常数倍，即气驱增产倍数。当然，递减率也可根据矿场注气的经验得到。

1.2 CO2驱经济极限单井产量确定方法

并非所有油藏注气都能产生经济效益。本文中气驱经济极限单井产量指气驱产能建设、生产经营投入与产出现值相等时的稳产期平均单井日产油水平，利用技术经济评价方法得到。该经济极限产量并非人为调整油井工作制度得到的一个开发技术界限，而是盈亏平衡时对气驱见效高峰期油井生产能力的要求。

记CO2驱项目稳产年限为Ts，假设试验区年产油按指数递减，则评价期内销售总收入为：

若CO2驱生产经营吨油成本为Pm，则总成本为：

若平均单井固定投资为Pw(含钻井、CO2驱注采工程、地面工程建设与非安装设备投资等)，并将偿还期利息纳入经营成本，则固定投资贷款及建设期利息为：

记固定资产残值率为rf，则回收固定资产余值为：

流动资金是1年或1个营业周期内变现或运用的资产，占比很小且开发前期花费的流动资金要在后期回收，分析时可不计流动资金。

原油销售税金包括增值税、城市维护建设税和教育费附加，油气资源税业已改为从价计征。将基于油价的综合税率记为rt，则应缴纳原油销售税金为：

此外，上缴的石油特别收益金总额为：

将扣除各种税金、特别收益金和吨油操作成本的油价称为净油价Poe，则：

注气项目评价期内总收入为原油销售收入与回收固定资产余值之和；总支出包括生产经营总成本、固定投资及利息、总销售税金、资源税和石油特别收益金。总利润净现值等于总收入减去总支出：

当油藏注气效果差，产量低至一定水平时，总利润净现值将变为零，此时的产量即为经济极限产量，即：

联立（5）式—（13）式得经济极限气驱产量：

其中：

若注采井总数和生产井数之间关系为：

经济极限单井日产油量记为qogel，则：

联立（14）式—（16）式可得CO2驱经济极限单井日产油量计算模型：

将气源价格从生产经营成本中分离出来并考虑产出气分离与循环注入，以体现气驱特点。若CO2驱换油率为us，循环注入CO2在产出气中体积分数为yc，则吨油成本为：

随着油田开发的延续，生产气油比和综合含水上升，吨油耗气量、耗水量、脱水量、管理工作量均不断增大，导致吨油操作成本增加且构成复杂化，扣除气源价格的吨油操作成本亦递增。

评价期末回收固定资产残值通常不足原值的2.0%，予以忽略。根据等比数列求和公式及二项式定理可简化（17）式，并与（11）式、（18）式形成方程组：

折现率取值越大，应用（19）式算出的经济极限单井产量越高；折现率至少应为行业内部收益率，目前为12.0%，建议取14%。还须指出，对于已收回水驱产能建设投资油藏，可采用总量法确定气驱单井投资；未收回投资油藏用增量法确定。

根据国内外注气经验，15 a评价期内换油率取3.0 t/t的中等偏上水平，建设期按1 a计，不同开发阶段生产指标具有不同变化趋势，按最新财税政策利用（19）式计算了3类油藏的CO2驱经济极限单井产量，并回归出简化算法。

①未动用—弱动用油藏，其特征是未注水或注水时间短，含水尚未进入规律性快速升高阶段即开始注气，其气驱经济极限单井产量简化算法为（相对误差绝对值4.7%）：

②水驱到一定程度油藏，特征是注水数年，含水已步入规律性快速升高阶段开始注气，其气驱经济极限单井产量简化算法为（相对误差绝对值4.4%）：

③水驱成熟油藏，特征是注水开发多年，含水规律性升高阶段结束后开始注气，其气驱经济极限单井产量简化算法为（相对误差绝对值4.8%）：

上述3个简化公式在3 300元/t＜Po＜4 800元/t（相当于油价75～110美元/桶，更低油价难以保证国内大多数低渗透油藏CO2驱效益开发）、0.05＜Dg＜0.30、1 100元/t ＜Pmw+2.8Pg＜2 300元/t这一很宽的范围内均适用。由于评价期内扣除气价的吨油成本一般要高于500元，国内CO2价格通常超过200元/t[10]，则CO2驱吨油成本将超过1 100元；经计算，吨油成本高于2 300元时，3类油藏经济极限单井日产油量须达6.0 t才有经济效益，如此高的气驱单井产量在国内低渗油藏很难遇到，故将CO2驱吨油操作成本上限设为2 300元。

2 筛选新方法

2.1 CO2驱低渗透油藏筛选新指标

将注气见效高峰期持续时间视作稳产年限，注气见效高峰期产量即为稳产期产量。当气驱见效高峰期产量低于经济极限产量时，即无经济效益，由此引出判断CO2驱项目可行性的新指标。

若低渗透油藏CO2驱见效高峰期单井产量高于CO2驱经济极限单井产量，即：

将（3）式代入（23）式，可得：

（24）式表明，欲实现有经济效益的气驱开发，注气之前的水驱产量必须足够高，这意味着油藏物性、原油重度和含油饱和度不能同时过低。在应用（24）式时，若不能确定混相程度，建议按混相情形计算气驱增产倍数；适合注气低渗透黑油油藏CO2混相驱油效率取80%，水驱油效率常在46%～57%。

2.2 CO2驱低渗透油藏筛选新方法

Taber曾指出“筛选标准的作用在于从大量油藏中粗略地筛选出更适合注气者，以节省油藏描述和经济评价的昂贵费用[6]”，其所指粗略筛选以现有标准为依据，根据本文新筛选指标可发展上述认识。笔者提出国内注气区块筛选应遵循如下程序。

①初次筛选或技术性筛选：主要关注油藏条件下实现混相驱可能性和注气开发建立有效注采压力系统可能性，着重考查油藏流体性质和储集层物性等静态指标，初次筛选沿用现有筛选标准（见表1）。

表1 CO2驱油藏初次筛选标准[3-7]

②二次筛选或经济性筛选：仅针对通过初次筛选油藏进行，主要关注混相驱开发经济效益问题，着重考查气驱经济极限单井产量和气驱见效高峰期单井产量，筛选标准为（23）式。其中，气驱见效高峰期单井产量用（3）式预测；气驱经济极限单井产量算法按注气类型在简化式（20）—（22）式中选择，应用时须严格二次筛选指标，比如采用较高递减率和单井投资，确保效益。

③可行性精细评价：对象为通过二次筛选的油藏，主要任务是进行油藏描述（着重研究注采连通性）、数值模拟和油藏工程综合研究，编制注气方案，全面获得注气工程参数和经济指标，精细评价备选区块的注气可行性。

④最优注气区块推荐：主要任务是组织相关学科专家审查③中各区块的注气方案，论证并推荐最适合注气的区块。

通过上述4个步骤，确保最终筛选的注气方案的经济可行性，笔者将这一程序命名为“注气区块4步筛查法”。目前的筛选方法缺少第2个步骤，即经济性筛选，在现行体制及技术水平下很容易造成注气选区失误。

3 应用

3.1 初次筛选

近年来，中国石油在吉林油田开展了CO2驱先导试验和扩大试验，目前处于工业化应用阶段，并拟在某地区17个区块推广CO2驱技术。根据采出程度和油藏物性差别，将17个区块分为5种类型，5类油藏同属正常温压系统，原油密度在0.855～0.870 g/cm3，代表性试验区分别为F48、H59、H79南、H79北小井距和H46（见表2）。

表2 初次筛选所需油藏静态参数

根据初次筛选标准（见表1），5类油藏均适合CO2驱，覆盖地质储量2 879×104t。

3.2 二次筛选

3.2.1 CO2驱经济极限单井产量计算

首先根据待评价油藏含水所处阶段判断属于哪种油藏注气类型，并选择相应的经济极限单井产量计算公式。Ⅰ类和Ⅱ类油藏采出程度低于5.0%，未注水或注水时间很短，油藏含水尚未进入上升阶段，属于未动用—弱动用油藏，应选择（20）式计算CO2驱经济极限单井产量；Ⅲ类油藏采出程度在10%左右，已注水开发4年多，含水正处于规律性快速升高阶段，属于水驱到一定程度油藏，应选择（21）式计算CO2驱经济极限单井产量；Ⅳ类和Ⅴ类油藏采出程度高于20%，属于水驱成熟油藏，应选择（22）式计算CO2驱经济极限单井产量。

以Ⅰ类油藏为例说明计算CO2驱经济极限单井产量的过程。在CO2驱工业化推广阶段须建立完善循环注气和集输系统，实现CO2零排放，确保安全生产。测算Ⅰ类油藏单井固定投资400×104元；Ⅰ类油藏扣除气价的吨油成本667元，CO2价格240元/t，油价按4 180元/t（95美元/桶）；注采井数比0.28，年递减率用0.18。将扣除气价的吨油成本、气价、油价、递减率、单井固定投资、递减率和注采井数比代入（20）式，可计算出Ⅰ类油藏CO2驱经济极限单井产量为2.05 t/d。同理可得到其余4类油藏的CO2驱经济极限单井产量（见表3）。

表3 二次筛选经济极限单井产量计算结果

3.2.2 气驱见效高峰期单井产量预测

仍以Ⅰ类油藏为例说明计算气驱高峰期单井产量的过程。首先由（1）式计算气驱增产倍数。将CO2驱油效率80.0%、水驱油效率48.0%和采出程度1.0%代入（1）式可求得气驱增产倍数为1.68。由于Ⅰ类油藏注气之前1年内平均单井产量为0.7～1.1 t/d（见表4）。据（3）式，气驱见效高峰期单井产量为1.17～1.85 t/d。同理可得到其他4类油藏CO2驱见效高峰期单井产量（见表4）。

表4 二次筛选气驱高峰期产量与经济性筛选结果

3.2.3 气驱经济可行性判断

根据气驱油藏筛选新指标即（23）式即可判断各类油藏推广CO2驱可行性：Ⅰ类、Ⅳ类和Ⅴ类油藏经济极限单井产量高于油藏工程预测高峰期单井产量，注气将没有经济效益，不宜实施CO2驱；仅Ⅱ类和Ⅲ类区块可推广CO2驱，且以Ⅱ类区块最为适合（见表4），二次筛选得到适合CO2驱地质储量为933×104t，仅为初次筛选结果的32.4%。

3.3 可行性精细评价和注气区块推荐

选择通过二次筛选的区块进行注气可行性精细评价，编制注气方案，组织专家委员会论证注气参数和生产指标合理性，并推荐最适合CO2驱的区块。

根据上述“注气区块4步筛查法”可选出H59和H79南2个区块。注气实践证明，两区块注气效果在5个代表性注气试验中为最好。

4 结论

现有气驱筛选标准缺乏判断注气是否具有经济效益的指标，低渗透油藏气驱数值模拟预测结果不可靠。气驱增产倍数概念的提出为在理论上把握气驱产量提供了油藏工程依据。气驱见效高峰期单井产量可通过气驱增产倍数乘以注气之前1年内水驱单井产量得到。气驱经济极限单井产量是注气项目盈亏平衡时对气驱见效高峰期油井生产能力的要求。

若油藏工程预测气驱见效高峰期单井产量低于经济极限气驱单井产量，则目标油藏不适合注气。欲实现有经济效益的气驱开发，注气前的水驱产量必须足够高。基于此新筛选指标，完善了气驱油藏筛选理论。

提出了适合中国油藏特点的“气驱油藏4步筛查法”，即“技术性筛选→经济性筛选→可行性精细评价→最优注气区块推荐”4个步骤。应用结果显示，根据新方法所得CO2驱潜力与传统筛选方法的结果大不相同。建议按照新方法选择注气区块，提高试验成功率。

致谢：成文过程中，得到了秦积舜教授的启发和指导，笔者在此表示衷心感谢!

符号注释：

Fgw——低渗透油藏气驱增产倍数，f；Qog——某时间气驱产量水平，m3/d；Qow——同期的水驱产量水平，m3/d；R1——气水初始驱油效率之比，f；R2——转气驱时广义可采储量采出程度，f；EDgi——气的初始（油藏未动用时）驱油效率，f；EDwi——水的初始驱油效率，f；Re0——转驱时采出程度，f；qogs——气驱见效高峰期单井产量，t/d；qow0——注气之前1年内水驱单井产量，t/d；Dw——水驱产量年递减率，f；t——从开始注气到注气见效的时间，a；Ts——稳产年限，a；Ic1——评价期销售总收入，元；j——CO2驱项目实施时间，a；Tc——CO2驱项目建设期，a；Po——油价，元/t；αo——原油商品率，f；Qo——稳产期内试验区整体年产油量，t；rco——建设期与稳产期年产油之比，f；i——折现率，f；n——项目评价期，a；Dg——气驱产量年递减率，f；Oc1——生产经营总成本，元；Pm——CO2驱吨油成本，元；Oc2——固定投资贷款及建设期利息，元；T——固定投资贷款偿还期，a； now——注采井总数，口；Pw——单井固定投资，万元；i0——固定投资贷款利率，f；Ic2——回收固定资产余值，元；rf——固定资产残值率，f；Oc3——应缴原油销售税金，元；rt——综合税率，f；Oc4——石油特别收益金总额，元；Ps——吨油资源税和特别收益金，元；Poe——净油价，元/t；NPV——总利润净现值，元；Qoel——试验区经济极限年产油，t；no——油井数，口；λ——注采井数比，f；qogel——气驱经济极限单井产量，t/d；us——CO2驱换油率，即采出1 t油所须注入的CO2质量，t/t；yc——循环注入CO2在产出气中体积分数，f；Pg——气价，元/t；Pmw——扣除气价的吨油成本，元；GOR——气油比，m3/t。

[1] Stalkup F I,Stein M H,Lake L W,et al.CO2Flooding[M].Texas:Society of Petroleum Engineer,1998.

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[5] Carcoana A N.Enhanced oil recovery in Romania[R].SPE 10699,1982.

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[9] 秦积舜.中国CCUS发展现状与展望[C].北京:中石化气驱提高采收率技术交流会,2014.Qin Jishun.Development status and prospects of CCUS in China[C].Beijing:Gas flooding EOR Symposium of Sinopec,2014.

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（编辑 郭海莉）

A new screening method of low permeability reservoirs suitable for CO2flooding

Wang Gaofeng1,2,3,Zheng Xiongjie4,Zhang Yu4,Lü Wenfeng1,2,3,Wang Fang1,2,3,Yin Lina4
(1.State Key Laboratory of EOR,Beijing 100083,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;3.National Energy CO2Flooding and Storage (Experiment) R&D Center,Beijing 100083,China;4.PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan 138000,China)

Since the existing gas flooding reservoir screening criteria lack economic indexes reflecting future dynamic production performances,indexes reflecting economic profits are added into the exiting criteria (related single well production indexes) to form a new method of selecting low permeability reservoirs suitable for CO2flooding.Reservoir engineering methods of single well peak oil production rate (OPR) prediction for gas drive tight reservoirs is given by employing the concept of “OPR multiplier due to gas flooding”.Based on the technical economics principles,the method calculating the economical limit OPR of CO2flooding is also presented.On this basis,a new screening criterion of reservoirs suitable for CO2flooding is proposed:if the peak OPR predicted by reservoir engineering method is higher than the economic limit OPR,the target reservoir is suitable for CO2flooding.Furthermore,a four-step reservoirs screening method is advanced:technical screening,economic screening,feasibility evaluation,recommendation of optimal gas flooding blocks.The new screening criteria were applied to evaluate the CO2flooding potential of seventeen blocks in an oilfield,which ended up with only 32.4% of the geologic reserves from conventional method suitable for CO2flooding.It is recommended blocks suitable for CO2flooding be selected according to the new criterion to ensure economic success.

CO2flooding;low permeability reservoir;screening criterion;oil production rate multiplier due to gas flooding;reservoir engineering method;single well economic limit oil production rate

国家科技重大专项“CO2驱油与埋存关键技术”（2011ZX05016）；中国石油天然气股份有限公司专项“长庆油田低渗透油藏CO2驱油与埋存关键技术研究与应用”（2014E3606）

TE357.46

A

1000-0747(2015)03-0358-06

10.11698/PED.2015.03.13

王高峰（1980-），男，河南许昌人，硕士，中国石油勘探开发研究院工程师，现从事油气田开发新技术研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油采收率研究所，邮政编码：100083。E-mail：wanggaofeng@petrochina.com.cn

2014-09-16

2015-04-28