钟张起，侯读杰，李跃红，刘鹏程，安 丽

(1.中国地质大学，北京 100083;2.中石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001)

引 言

近年来，随着世界对能源需求的日益增长，低品位油藏大量投入开发，成为老区增产、稳产的主要措施之一。低品位油藏储层厚度薄，含油饱和度低，渗透率低，非均质性严重;注水过程中存在启动压力梯度，能量补充困难[1－2]等问题。低品位油藏开发中，常规油藏开采技术受到许多制约，效益较低。对水驱难以开发的低品位油藏进行CO2驱油，具有广阔的应用前景。经过几十年的实验和矿场应用，CO2驱油技术日益成熟，各油田进行了相关的先导试验，以进一步了解CO2驱油的机理和特有规律，降低开发风险，提高经济效益[3－7]。

1 复合油藏与沉积相组合

1.1 复合油藏

由岩石或流体等因素形成一个不连续的界面，将油藏分隔成性质不同的2个或多个区域，这类油藏称为复合油藏。其中，不连续的界面主要是由渗透率、流度、饱和度或热量等因素分布不连续而形成[8－9]。处于不同沉积微相的油藏，井底附近具有污染的油藏，注聚合物、注气等油藏均可描述为复合油藏。前人文献大多是研究复合油藏的试井分析方法，如何利用复合油藏的特点进行注采井的布置研究却较少。

1.2 沉积相组合

沉积相是指沉积环境以及在该环境中形成的沉积物特征的综合，包括沉积亚相和沉积微相。沉积微相是在沉积亚相带内具有独自的岩性、结构、构造、厚度、韵律性以及平面分布规律的最小沉积组合[10－11]。实质上，由不同沉积微相组合的油藏也是复合油藏的一种形式。研究区位于东濮凹陷西斜坡带，储层为三角洲沉积砂体。油田开发实践表明，水驱开发三角洲沉积油藏时，结合沉积相组合进行注采井部署，可改善油藏开发效果。河道侧翼注水、采油，油井见效慢，水淹速度也较慢，通过压裂引流后开采河道内剩余油，可大幅提高原油产量，也是油田开发后期主要的增产措施之一。

2 CO2驱油藏开发特征

中原油田经过30 a的开发，油藏勘探和开发的难度逐步增加。与水驱相比，CO2驱油优势明显。因为CO2容易注入，储层能量可以快速得到补给，可大幅度提高原油采收率。气驱提高采收率技术在机理研究上已比较清楚，在中原油田矿场应用上虽然取得一定的效果，但也存在很大风险[12－13]。

2.1 CO2驱与水驱油藏的差异

油藏进行气驱开发时，驱油介质是CO2气体。与水驱相比，CO2气体具有的一些特性使得气驱油藏开发规律与水驱有较大差异。注水开发时，由于水比油的密度大，水驱油时，水容易沿储层下部快速推进。注气开发时，由于CO2比油的密度小，气驱油过程中，CO2容易沿储层的上部形成气窜。气驱开发过程中，影响气驱油效率的主要因素包括地层非均质性、油气黏度比、地层沉积韵律、驱油相态、纵横向渗透率比值、开发方式等。

2.2 CO2驱气体突破时间

CO2在油藏中窜流严重，波及体积小，是气驱开发过程中面临的重要问题。气窜产生的根本原因在于注入气与原油存在流度差，差值越大，气窜越严重。研究表明，沉积微相分布是控制CO2平面运移方向与气体突破时间的主要因素之一。注入气体在河道沉积运移速度较快，在河道侧翼较慢。一般来说，油井见效时间越早，气体突破时间越短。

气体突破时间与油井见效时间并非完全正相关。中原油田某区块进行的气驱先导试验中，油井见效自喷1 a后，仍没有在产出气中发现CO2气体，这与数值模拟结果存在很大误差。CO2气体突破时间的延长可使油藏得以高效开发，下面将从复合油藏和沉积相组合型式进行分析。

3 数值模拟

3.1 参数设置

CO2驱数值模拟采用Eclipse组分模型，输入参数如表1所示;井组采用一注一采布井方式，注

表1 数值模拟输入的储层参数

采井距为300 m。根据中原油田某区块原油实际资料，确定数值模拟中原油的拟组分(表2)。

表2 模拟原油的拟组分

在数值模拟方案中，将储层分为2个部分，注采井组为Ⅰ区，代表水下分流河道侧翼沉积，渗透率较低。Ⅱ区代表水下分流河道沉积，渗透率较高(图1)。

图1 数值模拟中的地质模型

3.2 生产指标变化

数值模拟设置3套模拟方案。方案1中，Ⅰ区和Ⅱ区渗透率为40×10－3μm2;方案2中，Ⅰ区和Ⅱ区渗透率分别为32 ×10－3μm2和50 ×10－3μm2;方案3中，Ⅰ区和Ⅱ区渗透率分别为20×10－3μm2和80×10－3μm2。为合理对比，3套方案中储层平均渗透率均为40 ×10－3μm2。

图2 不同方案采出程度与生产时间关系曲线

图3 不同方案产出CO2与生产时间关系曲线

通过数值模拟研究不同方案采出程度和产出CO2气体的变化(图2、3)。由图可知，在渗透率一定范围内，平均渗透率相同的条件下，随着渗透率级差的增加，生产时间逐渐缩短，而采收率逐渐增加;随着渗透率级差的增加，井口CO2气体突破时间逐渐延长，井口产出CO2气体的峰值产量逐渐降低。

3.3 流体分布特征

不同方案CO2驱替时，研究流体在储层中分布特征及变化规律(图4)。其中，图4a中Ⅰ区和Ⅱ区渗透率为40×10－3μm2;图4b中，Ⅰ区和Ⅱ区渗透率分别为10 ×10－3μm2和160 ×10－3μm2。

由图4可知，与均质储层相比，非均质储层Ⅱ区的含油饱和度较低，原油开采效果较好。模拟结果显示，在水下分流河道侧翼沉积砂体中布井进行CO2驱替，能够延缓CO2气体的突破时间，较好驱替水下分流河道沉积砂体的原油。

图4 不同方案驱替前缘到达生产井时含油饱和度分布

3.4 分析讨论

利用沉积微相组合进行合理注采井网部署，对油田开发具有重要的指导意义。水驱开发后期，合理调整处于不同沉积微相内的注采井，改变驱替通道，能够更好地挖潜剩余油。若水驱开发效果较差，注水压力太高不能补充储层能量时，应考虑CO2驱开发。

与水驱开发相比，CO2气体更容易注入，气驱开发低渗透油藏效果更好。然而气驱开发中，存在的最大问题是CO2容易窜流，造成气体波及体积降低，使油井气油比过高而停产。数模结果表明，在水下分流河道侧翼部署注水井和采油井，通过压裂引流，开采水下分流河道沉积砂体的原油，可有效减缓气窜，延长开发时间，提高原油采收率。

4 结论

(1)研究区位于东濮凹陷西斜坡带，储层为三角洲沉积砂体。三角洲沉积油藏水驱开发时，注采井组分布与沉积相组合关系对开发指标有显著影响。利用沉积微相差异调整注采井组，是开发后期挖潜剩余油的一种重要手段。

(2)数模结果显示，在渗透率一定范围内，平均渗透率相同的条件下，随着渗透率级差的增加，生产时间逐渐缩短，采收率和气体突破时间逐渐增加，井口产出CO2气体的峰值产量逐渐降低。

(3)在水下分流河道侧翼部署注水井和采油井，通过压裂引流，开采水下分流河道沉积砂体的原油，可有效减缓气窜，延长开发时间，提高原油采收率。

[1]Wind J，Polle S W，Fung Kon Jin P H P，et al.Systematic review of enhanced recovery programmes in colonic surgery[J].British journal of surgery，2006，93(7):800 －809.

[2]杨延东，魏红梅，李柏林.低渗透低品位油藏合理井距优化研究[J].石油天然气学报，2010，32(3):353－356.

[3]Brock W R，Bryan L A.Summary results of CO2EOR field tests[C].SPE18977，1989:1972 －1987.

[4]Flanders W A，Stanberry W A，Martine M，et al.CO2injection increases hansford marmaton production[J].JPT，1990，42(1):68 －73.

[5]郭平，李士伦，杜志敏，等.低渗透油藏注气提高采收率评价[J].西南石油学院学报，2002，24(5):46－50.

[6]杨胜来，王亮，何建军，等.CO2吞吐增油机理及矿场应用效果[J].西安石油大学学报:自然科学版，2004，19(6):23－26.

[7]钟张起，吴义平，付艳丽，等.低渗透油藏CO2驱注入方式优化[J].特种油气藏，2012，19(1):82－84.

[8]刘义坤，阎宝珍，翟云芳，等.均质复合油藏试井分析方法[J]. 石油学报，1994，15(1):92.

[9]李顺初，黄炳光，李晓平，等.复合油藏压力分布研究[J]. 断块油气田，2001，8(6):29 －31.

[10]康仁华，彭德堂.济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组沉积相[J].古地理学报，2002，4(4):19－29.

[11]黄志洁，张一伟，熊琦华，等.油藏相控剩余油分布四维模型的建立方法[J].石油学报，2008，29(4):562 －566.

[12]谷丽冰，李志平，欧谨.利用二氧化碳提高原油采收率研究进展[J].中国矿业，2007，16(10):66－69.

[13]国殿斌，房倩，聂法健.水驱废弃油藏CO2驱提高采收率技术研究[J].断块油气田，2012，19(2):187－190.