刘道杰，史 英，轩玲玲，王玉靖，李晓萌

(中国石油冀东油田分公司，河北 唐山 063004)

0 引 言

冀东南堡凹陷浅层油藏为天然水驱油藏，2005年油藏进入高含水后，主要采用边部调剖封堵边水及内部深部调驱实现液流转向，取得了显著的控水增油效果。2009年，针对油井供液差的问题，在采出端开展了CO2吞吐矿场先导试验[1-6]，解决了单井含水高及供液差的问题，取得了较好的增产效果，但随吞吐周期的增加，单井增油效果逐渐变差。利用数值模拟方法及分析压降资料认为，CO2吞吐仅动用了半径为30～50 m井区的剩余油，井间剩余油饱和度仍较高[7-10]。在综合分析前期调剖调驱及CO2吞吐增油机理的基础上，为挖潜井间剩余油，提出了深部调驱+CO2吞吐相结合的开发方式，即注入端采用深部调驱封堵优势渗流单元，采出端进行CO2吞吐，既能扩大驱替波及体积，也能提高驱油效率。同时，对深部调驱注入参数、CO2吐注入参数、深部调驱与吞吐注入时机、采液速度等指标进行优化，形成了深部调驱+CO2吞吐合理技术政策，为实现特高含水油藏降水增油提供了技术指导。

1 深部调驱+CO2吞吐机理研究

国内外学者对调剖调驱及CO2吞吐机理的研究已经比较成熟[11-15]，而对于深部调驱+CO2吞吐相互作用机理的研究未见报道。在前期CO2吞吐机理的基础上，采用对比方法，建立油藏数值模型，对深部调驱+CO2吞吐相互作用机理进行研究。

1.1 压力平衡机理

为对比生产过程中压力场分布状况，分别设计注水+CO2吞吐方案和深部调驱+CO2吞吐方案[16]。利用Eclipse软件建立与实际油藏一致的模型，井距设置为125 m，网格步长为10.0 m×10.0 m×0.5 m，网格总数为45×30×10=13 500，模型孔隙度为31%，渗透率为2 000×10-3μm2。分别模拟注水+CO2吞吐与深部调驱+CO2吞吐过程的压力分布场(图1)。

图1 不同方案压力场分布

注入端注水过程中，采出端实施CO2吞吐，注入水无法封堵优势渗流通道，CO2吞吐容易形成气窜(图1a)，无法实现蹩压，不能实现CO2吞吐降黏增油的作用。若注入端进行深部调驱，通过注入大量调驱剂封堵注采井间的优势渗流通道，采出端进行吞吐能够形成高压区而不产生气窜(图1b)，可有效增加CO2与原油的接触，达到降黏增油的目的。

1.2 有效扩大波及体积机理

1.2.1 深部调驱有效扩大平面波及体积

对比注水+CO2吞吐方案与深部调驱+CO2吞吐方案[17-19]，分别模拟生产3 a后2个模型的平面剩余油分布情况(图2)，对比不同方案平面波及体积。由图2可知：由于注水+CO2吞吐方案注入水无法封堵优势渗流单元，平面波及程度仅为0.493；

图2 不同方案生产3a后平面剩余油分布

采用深部调驱+CO2吞吐方案，调驱井能够有效封堵优势通道，改变液流方向，扩大平面波及范围，平面波及程度扩大至0.652。

1.2.2 深部调驱提高纵向波及体积

分别模拟2个模型生产3 a后的纵向剩余油分布情况(图3)。由图3可知：采用注水+CO2吞吐生产3 a后，油层顶部仍存在一定的剩余油；采用深部调驱+CO2吞吐方案生产3 a后，油层纵向上驱替较均匀，顶部剩余油较少。

图3 不同方案生产3a后纵向剩余油分布

2 深部调驱+CO2吞吐开发技术政策优化

为保障深部调驱+CO2吞吐现场应用效果，需优化该项技术在现场应用的开发技术指标。综合应用数值模拟技术、油藏工程理论、物模实验及矿场统计方法等，对调驱注入参数、CO2吞吐参数及主要开发指标等进行了优化。

2.1 调驱注入参数

2.1.1 调驱注入量

利用调驱剂注入量数值模型，模拟调驱剂注入孔隙体积倍数分别为0.04、0.06、0.08、0.10、0.12、0.14、0.16、0.18时的增油量。结果表明，随调驱剂注入量增加，增油量先快速提高，当超过0.10倍后，模型增油量逐渐变缓，因此，推荐调驱剂注入量为0.10倍孔隙体积。

2.1.2 调驱注入速度

设计调驱注入速度需综合考虑注入井控制范围内的剩余油潜力、历史调驱调剖速度、优势渗流通道发育级别及注入油层厚度等因素，针对性设计每口井调驱注入速度，平均单井调驱注入速度为80～100 m3/d。

2.2 CO2吞吐注入参数

2.2.1 CO2注入量

分别利用水平井椭圆柱体模型和定向井椭球体模型[20]，计算水平井(短轴半径取2.5 m，长轴半径取5.0～8.0 m)和定向井(短轴半径取2.5 m，长轴半径取20.0～30.0 m)注入CO2量，得到水平井和定向井注入CO2量分别为436、392 t。利用数值模拟方法，设计CO2注入量为200、300、400、500、600、700、800 t，模拟累计增油量和换油率的关系(图4)。由图4可知：当CO2注入量超过400 t后，累计增油量增幅及换油率下降幅度变缓。综合体积法与数模法计算结果，推荐CO2吞吐注入量为400 t。

图4 注入量与累计增油量和换油率关系曲线

2.2.2 注入速度

在低于破裂压力的前提下，较快的注入速度可提高CO2在油层中的运移速度，扩大波及体积，但注入速度过快，可能导致井口刺漏及邻井气窜；较慢的注入速度可以保证原油与注入气充分溶解，但会延长施工时间，增加施工费用。因此，确定CO2注入速度为3～5 t/h最佳。

2.2.3 闷井时间

设计闷井时间分别为10、20、30、40、50 d，模拟不同闷井时间的累计增油量，研究闷井时间对吞吐效果的影响(表1)。模拟结果表明，随闷井时间的增加，累计增油量逐渐增加，但当闷井时间超过30 d后，增油幅度逐渐变缓，综合考虑闷井后压力变化及CO2与原油充分溶解时间，推荐吞吐后闷井时间为30～40 d。

表1 闷井时间与累计增油量关系

2.2.4 产液量

模拟开井后产液量对吞吐增油量的影响及产液量对开井含水率的影响，推荐吞吐后初期产液量为8～10 t/d，后期可通过将产液量提高至10～15 t/d，维持单井产量。

2.2.5 吞吐时机

利用数值模型，设计注入调驱剂孔隙体积倍数分别为0.00、0.03、0.04、0.06、0.10时，模拟油井开始吞吐的累计增油量。结果表明：当调驱剂注入量为0.04倍孔隙体积时，对采油井实施吞吐，油井累计增油量最高。

2.3 主要开发技术政策

计算不同非均质系数和不同油层厚度下井底流压变化关系，确定合理井底流压为14.0～15.5 MPa，生产压差为0.5～2.0 MPa，采油速度为0.5%～0.6%，采液速度为6%～10%。

3 实例应用

针对油藏存在的问题，2016年8月，油藏应用深部调驱+CO2吞吐技术，部署区含油面积为1.85 km2，控制原油地质储量为113.7×104t，方案设计11口注入井，其中，7口调驱井用于封堵优势渗流通道和改变液流方向，设计注入调驱剂为18.30×104m3；4口调剖井用于封堵边部优势渗流通道，设计注入调剖剂为3.30×104m3。设计32口采油井，其中，25口吞吐井，平均单井注入CO2量为420 t(考虑CO2外溢，注入量增加20 t)。截至2017年10月，油藏综合含水下降至85.7%，下降12.4个百分点，动液面下降130 m，平均单井增油2.1 t/d，累计增油1.82×104t，采收率提高1.6个百分点，油藏顶部含油饱和度较调驱前平均下降2.3个百分点，表明深部调驱+CO2吞吐有效动用了油层顶部剩余油，提高了纵向波及体积。

4 结论及认识

(1) 深部调驱+CO2吞吐技术通过调剖调驱封堵优势渗流单元，可扩大油藏纵向及平面波及体积，挖潜水淹路径绕流区剩余油；同时，也能够抑制CO2气窜，建立井间压力平衡，提高CO2吞吐驱油效率，实现降水增油。

(2) 综合应用数值模拟技术、油藏工程理论、物模实验及矿场统计方法等，优化了深部调驱+CO2吞吐实施过程中的调驱注入参数、CO2吞吐参数及主要开发指标，为矿场试验应用提供了参考依据。

(3) 实例应用表明，深部调驱+CO2吞吐技术能够有效降低特高含水油藏含水，改善油藏开发效果。该项技术可作为同类特高含水油藏开发后期降水增油的实用性对策，具有较好的推广应用前景。

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