蒲玉娥，刘 滨，2，徐 赢，潘有军，董 明

(1.中油吐哈油田公司，新疆 哈密 839009;2.中国地质大学，北京 100083)

三塘湖油田马46井区低渗透油藏CO2吞吐开发研究与应用

蒲玉娥1，刘 滨1，2，徐 赢1，潘有军1，董 明1

(1.中油吐哈油田公司，新疆 哈密 839009;2.中国地质大学，北京 100083)

三塘湖油田马46井区储层物性差、原油黏度高、自然产能低。为获得有效产能，进行了CO2吞吐开采方式研究。通过注CO2原油体系膨胀实验结合数值模拟研究对该油藏进行了CO2吞吐可行性研究和吞吐参数优选。CO2吞吐矿场试验和跟踪评价显示CO2吞吐在马46井区已见到较好效果。

低渗透稠油油藏;CO2吞吐;参数优选;矿场试验;三塘湖油田

引 言

马46井区位于牛圈湖区块与牛东区块之间的斜坡部位，构造位置位于三塘湖盆地马朗凹陷西北部的牛圈湖构造带和马北构造带上。渗透率平均值为15.6×10－3μm2，渗透率主值分布区间为1×10－3～10 ×10－3μm2，属低渗储层。

该井区西山窑组油藏中部温度为35.7℃，油藏压力系数为0.71～0.98，属异常低压系统。原油密度(20℃)为0.898 8～0.950 9 g/cm3，地面原油黏度(50℃)为121～1 616 mPa·s;凝固点为20℃，含蜡量为8.42%，沥青质含量为0.38%，为普通稠油。

试油结果表明，马46井区侏罗系西山窑组油藏常规试油无自然产能，压裂改造也仅为低产。从目前试采动态来看，该井区原油黏度高，单井生产动态表现为储层供给不足、单井产量低。为有效提高单井产能，开展了CO2吞吐矿场试验，取得了一定的认识和效果。

1 CO2吞吐方案设计

1.1 室内实验研究及拟合

注CO2原油体系膨胀实验是确定CO2吞吐增产机理的基础［1］。对马46井原油进行了注CO2原油体系膨胀实验，得出马46井原油在注入不同物质的量浓度CO2后的物性变化数据(表1)。

表1 马46井注CO2原油体系膨胀实验数据

当CO2注入量由0增加到55.62%时，原油标准压力下黏度由303.51 mPa·s降低到23.48 mPa·s，降低了92.3%，原油膨胀系数增大了0.175倍。实验表明马46井注入CO2后，降黏、体积膨胀和溶解气驱作用都很明显，CO2吞吐可望取得好的增产效果。

采用CMG状态方程多相平衡软件WinProp进行流体相态参数拟合，通过回归计算使模拟计算与各实验数据相一致。在参数拟合过程中对原油性质和流动性质影响较大的饱和压力、等组成膨胀、原油注气膨胀和流体黏度等实验进行了拟合。各实验拟合效果较好，可有效表征普通稠油注CO2的流体相态特征变化结果。

1.2 CO2吞吐参数优选

模型以吞吐井为中心，考虑到区块可能的实际最小井距及单井吞吐可能波及的范围，模型外边界取220 m，采用正交矩形网格系统，平面上划分为11×11个网格，网格步长为20 m;纵向上划分采用测井成果解释表中的7个小层，模型中采用的参数主要来源于单井基础资料。应用CMG三维三项多组分数值模拟软件GEM，重点模拟计算周期注入量、注入速度、闷井时间、返排速度等参数，采用累计增油量和换油率作为评价参数［2－5］。

1.2.1 周期注气量

为了确定CO2周期注入量对产油量的影响，对100～300 t不同周期注入量进行模拟计算，对比相应的累计增油量和换油率，结果见图1。从图1可以看出，在其他条件相同的前提下，初期随着CO2周期注入量的增加，换油率逐步增大。当CO2周期注入量在150～250 t时，换油率趋于稳定;大于250 t以后，随着周期注入量的增加换油率反而降低，说明随着CO2累计注入量的增加，CO2利用率逐渐降低。因此确定合理的CO2周期注入量为150 ～250 t。

图1 周期注入量对CO2吞吐效果的影响

1.2.2 注入速度

国内外文献均指出注入速度越大对CO2吞吐效果越有利。CO2注入速度越快，越容易形成指进，使CO2进入油藏深部接触更多的原油，通过延长闷井时间让 CO2充分溶解混合［6－7］。

模拟计算了不同CO2注入速度与增油量和换油率的关系(图2)，当注入速度大于40 t/d时，换油率随着注入速度的增加而趋于稳定，当注入速度大于60 t/d以后，换油率不再随着注入速度的增加而增加。因此确定合理的注入速度为40～60 t/d，在井况和储层条件允许的前提下，可保持较高的注入速度。

1.2.3 闷井时间

CO2注入地层后，需关井一段时间闷井。闷井时间过短造成注入的CO2不能与原油充分接触而影响原油膨胀效果，闷井时间过长导致CO2向油藏边界扩散而影响到油井近井区能量的储存，因此存在一个最佳浸泡期［8］。

图2 注入速度对CO2吞吐效果的影响

合理浸泡时间应根据油井的地质条件及CO2驱替和溶解情况，在实践中取得可靠的资料再定。目前还没有统一的闷井时间计算方法，一般认为浸泡期的最长时间不应超过CO2达到边界的时间，以免CO2溢出边界形成资源浪费。从CO2到达边界时间模拟结果来看(图3)，当周期注入量为150～250 t时，合理的闷井时间为30～45 d。

图3 CO2到达边界时间

1.2.4 返排速度

理论上，在返排初期放喷过程中，气压控制越高，对油井的生产是有益的。但实际情况并非如此，井口压力控制过高，返排速度过小会造成吞吐井喷气时间长，吞吐效果差。相反，当气体返排速度较大时，喷气时间短，见油时间早，效果较好。因此，在放喷排液阶段，应合理控制放喷速度，尽可能提高放喷速度，放喷到不出后转抽生产。模拟结果表明(图4)，当返排速度大于10 m3/d时，随着返排速度的增加换油率迅速增大，当返排速度大于20 m3/d时，随着返排速度的增加，累计增油量和换油率增加不明显。因此确定合理的返排速度为10～20 m3/d。

图4 返排速度对CO2吞吐效果的影响

2 CO2吞吐试验效果评价

为探索马北区块低渗透油藏CO2吞吐提高单井产量的可行性，2010年6月至11月，根据井况和储层条件优选出了4口井进行CO2吞吐矿场试验［9］。从实施效果分析，4口井均取得了一定的增油效果。

2.1 CO2吞吐降黏作用

CO2注入油藏后，在地层温度下迅速气化，极易溶于原油，并能大幅度降低原油黏度。在地层条件下，压力越高CO2在原油中的溶解度就越高，原油的黏度降低越显著［10］。因此进行了CO2吞吐前后黏温数据对比。

湖220井吞吐前后黏度变化表明注入CO2后，CO2溶解于原油，地面原油黏度由1 202 mPa·s下降到571.9 mPa·s，下降了52.4%，降黏效果明显。

2.2 CO2吞吐增油作用

截至2010年11月底，CO2吞吐累计增油144 m3。湖220井和马北103井经过2个周期CO2吞吐，由原来的无产能分别提高至平均日产油1.0 m3/d和0.6 m3/d。对马46井和牛东101井实施CO2吞吐后，平均日产油分别提高至0.74 m3/d和1.50 m3/d。

总体上说马46井区CO2吞吐试验取得了一定的效果。但是吞吐后日产水平仍相对较低，除地层压力低、原油黏度高、储层物性差等油藏条件影响外，分析仍存在以下2点原因:①地层温度偏低，降低了CO2的溶解量和原油流动性，由于CO2的临界压力只有7.3 MPa，液态CO2汽化，容易造成冷伤害;②作业时间滞后，贻误了CO2吞吐的最佳时机，影响了最终的吞吐效果。

3 结论

(1)注气膨胀实验研究结果表明马46井注入CO2后的降黏、体积膨胀和溶解气驱作用很明显，CO2吞吐可望取得好的增产效果。

(2)CO2吞吐效果随着CO2注入量的增加而变好，但当注入量达到一定值后，换油率略有降低，说明随着CO2累计注入量的增加，CO2利用率逐渐降低。

(3)CO2吞吐过程中应快速把CO2注入油藏，CO2注入速度越快越容易形成指进，使CO2进入油藏的深部接触更多的原油。

(4)从马46井区矿场试验看，CO2吞吐取得了一定的增油效果，其降黏效果较为明显。

［1］庞进，孙雷，孙良田，等.WC54井区CO2单井吞吐强化采油室内实验及数值模拟研究［J］.天然气勘探与开发，2006，29(2):44 －48.

［2］张艳玉，崔红霞，韩会军，等.低渗透油藏天然气驱提高采收率数值模拟研究［J］.油气地质与采收率，2005，12(4):61 －63.

［3］李士伦，张正卿，冉新权，等.注气提高石油采收率技术［M］.成都:四川科学技术出版社，2001:173－179.

［4］鞠斌山，等.CO2吞吐效果的影响因素分析［J］.石油大学学报:自然科学版，2002，26(1):43－45.

［5］张国强，孙雷，孙良田，等.小断块油藏单井CO2吞吐强化采油注气时机及周期注入量优选［J］.特种油气藏，2007，14(1):69 －72.

［6］周正平，等.低渗透油藏CO2吞吐效果分析［J］.大庆石油地质与开发，2003，22(5):53－54.

［7］战菲，宋考平，尚文涛，等.低渗透油藏单井CO2吞吐参数优选研究［J］.特种油气藏，2010，17(5):70－72.

［8］吴文有，张丽华，陈文彬.CO2吞吐改善低渗透油田开发效果可行性研究［J］.大庆石油地质与开发，2001，20(6):51－53.

［9］蔡秀玲，周正平，杜风华.CO2单井吞吐技术的增油机理及应用［J］.石油钻采工艺，2002，24(4):45－46.

［10］于云霞.CO2单井吞吐增油技术在油田的应用［J］.钻采工艺，2004，27(1):89 －90.

Research and application of CO2huff and puff for the low permeability reservoir in the Ma 46 well block of the Santanghu oilfield

PU Yu － e1，LIU Bin1，2，XU Ying1，PAN You － jun1，DONG Ming1
(1．Tuha Oilfield Company，PetroChina，Hami，Xinjiang839009，China;

2．China University of Geosciences，Beijing100083，China)

The Ma 46 well block in the Santanghu oilfield has poor reservoir property，high oil viscosity and low natural energy．CO2huff and puff has been studied in order to obtain effective productivity．The research involves feasibility study and parameter optimization of CO2huff and puff for this reservoir through performing CO2injection experiment in conjunction with numerical simulation．The field test and follow －up assessment of CO2huff and puff has shown good result in the Ma 46 well block．

low permeability heavy oil reservoir;CO2huff and puff;parameter optimization;field test;Santanghu oilfield

TE348

A

1006－6535(2011)05－0086－03

20110106;改回日期20110325

中石油股份公司项目“牛圈湖特低渗低流度复杂油藏有效开发配套技术研究与试验”(2009－D－2404－01)。

蒲玉娥(1966－)，女，工程师，2005年毕业于中国石油大学资源勘查专业，主要从事油田开发研究工作。

编辑 孟凡勤