钱卫明，林 刚，王 波，胡文东，梁 珍，张金焕

（中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏泰州 225300）

苏北油田稠油油藏主要含油层系为古近系三垛组（Es），其具有含油面积小（小于0.4 km2）、油层厚度薄（小于10 m）、边底水活跃和天然能量充足等特点，常规直井不能形成稳定的工业油流，只能采用水平井开采的方式。水平井开采过程中存在局部水平段边底水极易锥进、水流优势通道屏蔽其余水平段出油和含水上升极快等问题，导致水平井生产2～5 年后就进入低产低效采油状态，亟需探索水平井增油控水的技术方法。

CO2吞吐是提高低产低效稠油水平井产量的有效措施[1-3]。所注入CO2在水平段呈超临界流体，并溶解于水平段油层周围的剩余油，使地层剩余油体积发生膨胀，增加孔隙中含油饱和度，改善油水相对渗透率，提高原油流度，从而达到降低含水和增产原油的目的。为此，优选HZ 区块稠油油藏3 口水平井开展CO2吞吐试验，以探索稠油油藏水平井CO2吞吐的合理施工参数及配套工艺技术。

1 区块简况

HZ 区块古近系三垛组一段（Es1）稠油油藏位于苏北盆地溱潼凹陷西北斜坡带，油藏中深1 370.0 m，厚度7.8 m，孔隙度19.3%～34.5%，渗透率183.8×10-3～1 639.8×10-3μm2，边底水能量充足，地层压力12.36 MPa，地层温度53.8 ℃，压力系数0.99，地层原油密度0.930 2 g/cm3，地层原油黏度326.0 mPa·s，为强水驱中高孔-中高渗普通稠油储层。

HZ 区块Es1稠油油藏地层原油黏度较高，油水流度比差异大，投产后采油强度高，导致边水锥进严重，含水率上升极快。所选3 口水平井在投产2～5年，单井累计采油2 210.69～6 571.70 t 后，均已进入特高含水期，处于低产低效开发状态。

2 矿场试验

2017 年5 月至2018 年11 月，对HZ 区块Es1稠油油藏3 口水平井（表1）分别开展了CO2吞吐试验（表2），累计7 井次，其中HZ-P2 井和HZ-P4井分别进行了三个轮次的CO2吞吐试验。CO2平均注入速度5.0 t/h，注入压力3.80～6.00 MPa，闷井时间18～35 d。

在3 口井7 井次试验中，除HZ-P3 井未见增油效果外，HZ-P2 井和HZ-P4 井分别进行了三个轮次的CO2吞吐试验，均见到显著效果。其中，以第一轮次增油降水效果最为显著，HZ-P2 井和HZ-P4 井日产油分别从试验前的1.55，1.58 t 上升至试验后的8.10，11.18 t；含水率分别从试验前的95%，96%降至10%，6%。见效的6 井次CO2吞吐试验累计注入CO2为3 156.00 t。截至2019 年初累计增油3 012.00 t，单井有效期89～199 d，单井换油率0.53～2.29 t 油/(t CO2)，平均换油率1.15 t 油/(t CO2)，降水增油效果明显（表2）。

HZ-P2 井经过前两轮次CO2吞吐后，2018 年5月16 日至20 日开展了第三轮次CO2吞吐，注入CO2700.00 t，闷井35 d。6 月20 日开井采油，日产油8.82 t，含水15%；截至2019 年初，日产油1.00 t，含水90%，仍在有效期内。HZ-P4 井经过前两轮次CO2吞吐后，2018 年11 月6 日至14 日开展了第三轮次CO2吞吐，注入CO2700.00 t，闷井35 d。11月14 日开井采油，日产油7.68 t，含水4%；截至2019 年3 月10 日，日产油降至0.68 t，有效期为89 d（图1）。

表1 HZ 区块Es1稠油油藏CO2吞吐试验井水平段油层参数

表2 HZ 区块Es1稠油油藏CO2吞吐试验井水平段施工参数及试验效果

3 配套工艺技术

3.1 添加CO2缓蚀剂

图1 HZ 区块HZ-P4 井三个轮次CO2吞吐后采油曲线

所选试验井注入CO2吞吐后，管杆材料极易与CO2发生电化学反应，对试验井的管材具有很强的腐蚀性。可采取的防腐蚀措施包括：选用耐腐蚀的管材、涂层，或者注入CO2缓蚀剂等[4-6]。针对HZ 区块Es1稠油油藏的水性，参照试验井的腐蚀环境，优选出咪唑啉类缓蚀剂，当缓蚀剂浓度为100×10-6mg/L 时，管材的腐蚀速度为0.031 1 mm/a，缓蚀率达到95%以上。

3 口试验井CO2吞吐期间全程从油套环空注入CO2缓蚀剂。CO2吞吐前在油套环空预先添加浓度为400×10-6mg/L 的CO2缓蚀剂，以便在油管壁和套管壁形成稳固的吸附膜；CO2吞吐后采油期间，不断补充浓度为100×10-6mg/L 的CO2缓蚀剂，加固已经形成的吸附膜。

3 口试验井7 井次试验期间，累计注入CO2缓释剂2.5 t，试验井的管杆未出现CO2腐蚀现象。

3.2 不动管柱注CO2

HZ-P2 井是区块内第一口CO2吞吐试验井。考虑施工的安全，注入CO2前将原螺杆泵采油管柱更换为35.00 MPa 采气树带光油管的注气管柱。CO2注入排量5.00 t/h，日注入量120.00 t，实际注入CO2油压4.40～5.00 MPa，套压4.40～4.80 MPa（图2）。闷井8 d 后，油压和套压趋于一致（5.03 MPa），其后压力稳中有升，至开井前油压和套压均为5.27 MPa，表明CO2与剩余油的溶解性好，有利于保持CO2吞吐效果。

图2 HZ 区块HZ-P2 井CO2吞吐参数曲线

HZ-P2 井第一轮次CO2注入压力较低，但效果较好，故此后6 井次CO2吞吐注气均利用不动管柱直接从油套环空注入，既减少了施工工序，又节约了施工费用。

3.3 抽油泵采油

HZ-P2井等试验井CO2吞吐试验前均采用螺杆泵采油。HZ-P2 井第一轮次CO2吞吐放喷仍然使用螺杆泵转采，经过7 d 采油后，井口不再出液，检泵时发现螺杆泵的定子发生了严重变形，推测螺杆泵不能满足CO2吞吐后的采油。

检索文献[7-8]发现，CO2对常规橡胶件存在气蚀，即高压CO2易渗入橡胶件材料内部，并在其内部的空隙聚集。当井筒CO2压力发生波动时，所渗入的CO2会产生膨胀力损坏橡胶件，导致螺杆泵定子变形。将试验井螺杆泵换成无橡胶件的常规有杆管式抽油泵后，采油正常，保障了CO2吞吐的试验效果。

4 影响CO2吞吐效果的因素分析

4.1 注气量

注气量是影响CO2吞吐的关键参数。国内外水平井CO2吞吐注气量的设计有“数值模拟”、“椭圆柱体模型”和“注入强度”等方法[9-14]。“数值模拟”因水平段油层物性差异大，难以得出合理的CO2吞吐参数；“椭圆柱体模型法”是冀东南堡油田根据其高孔高渗油藏总结出来的经验方法，不适用于苏北中高孔-中高渗油藏。根据苏北油田复杂小断块CO2吞吐的经验，本次试验选取“注入强度法”，并根据CO2吞吐前的采出程度和油层参数进行调整（表3）。

据HZ-P2 井等3 口井第一轮次CO2吞吐的换油率分析，HZ-P2、HZ-P4 两口井的换油率分别为2.29 t 油/t CO2和1.65 t 油/t CO2，效果显著，认为所采用的参数较为合理。其中，HZ-P3 井所采用的注气强度最高，但未见到增油效果。分析认为HZ-P3 井水平段发育断层，所注入的CO2沿断层逸散，导致未见增油效果。其依据：一是HZ-P3 井在水平段钻进过程中因钻遇断层而提前完井，水平段长度仅52.0 m；二是该井投产初期含水率高达80%，且本次CO2吞吐后未见游离CO2产出。

表3 HZ 区块3 口试验井第一轮次CO2吞吐注气和换油率参数

4.2 注入压力

CO2注入泵排量为5.00 t/h，日注入CO2量120.00 t。在此注入速度下，HZ-P2 等3 口井7 井次的注入压力为3.80～6.00 MPa，基本保持平稳，认为此注入速度和注气压力适合本区块CO2吞吐试验。

4.3 闷井时间

7 井次开井放喷过程时，有5 井次开井放喷后为油和CO2气同出，且无游离水。除HZ-P3 井放喷只出水外（断层原因引起），HZ-P2 井第一轮次闷井时间为18 d，开井后连续5 d 只出CO2气，不出油，5 d 共放喷出CO2气量18.3 t，其后油和CO2气同出，分析认为因闷井时间较短，所注入的CO2尚未完全溶解于地层原油；而其余5 井次闷井时间均延长为25～35 d，开井后放喷即为油和CO2气同出，表明闷井时间25～35 d 比较适合本区块的CO2吞吐试验。

4.4 采油强度和控制排量

底水驱水平井存在临界采油强度[15-18]，当实际采油强度大于临界采油强度时，底水在水平段形成线状和点状等边底水突破模式，底水突破后，水平井会迅速进入高含水阶段，从而降低了水平段的采出油量和控制储量。

HZ-P2 井等3 口水平井投产后采用螺杆泵采油，理论排量为30～70 m3/d。投产初期含水即超过30%，表明理论排量超过了单井的临界采油强度，致使提早进入高含水期（图3a）。由于CO2密度和黏度（密度0.650 g/cm3，黏度0.02 mPa·s）远小于地层原油密度和黏度（密度0.930 g/cm3，黏度326.00 mPa·s），当水平段注入CO2后，经过闷井期，CO2逐渐溶解于地层原油，饱和CO2的地层原油密度和黏度均大幅度降低。HZ 区块Es1稠油油藏原油饱和CO2后，地层原油密度和黏度分别降为0.880 g/cm3和98.00 mPa·s，有利于原油向水平段周围流动和富集，从而增加原油产量，降低含水率（图3b）。

图3 特高含水水平井注CO2前后油水分布示意图

HZ-P2井饱和CO2的地层原油密度小于地层水密度（1.010 g/cm3），黏度大于地层水黏度（0.50 mPa·s），可能造成底水水锥。为充分发挥CO2的作用，压制水锥，需降低泵排量。因此，将HZ-P2、HZ-P4 井CO2吞吐后的泵排量降至10 m3/d 以下。其中，HZ-P2 井转抽后，产油量为8.10 t/d，增产6.55 t/d，含水从95%降至10%；HZ-P4 井转抽后，产油量为11.18 t/d，增产9.60 t/d，含水从99%降至6%。对试验井CO2吞吐后产状分析认为，下调排量，控制采油强度，有利于饱和CO2的地层原油产出，遏制底水锥进速度，增加CO2换油率（表2），整体增油控水效果显著。

4.5 低含水期和增油量

2 口井6 井次CO2吞吐试验表明，CO2吞吐后增油量主要发生在低含水期（含水低于20%）。2 口井6 井次CO2吞吐的低含水期占有效期比例分别为3%～11%和24%～76%，而增产油量占总增油量的比例分别为23%～43%和48%～86%（表4）。

4.6 多轮次注气的参数优化

第一轮次CO2吞吐后，降低了水平段油层中剩余油饱和度，为了提高CO2吞吐的换油率，在开展HZ-P2 井和HZ-P4 井第二轮次和第三轮次CO2吞吐时，增加了CO2的注入量和相应的闷井时间。其中，HZ-P2 井第二轮次和第三轮次CO2注入量分别比前一轮次增加了91%和16%，闷井时间也相应延长了39%和40%；HZ-P4 井第二轮次和第三轮次CO2注入量分别比前一轮次增加了80%和30%，闷井时间也相应延长了20%和17%。

通过对HZ-P2井和HZ-P4井两口井三个轮次6 井次CO2吞吐试验的换油率（图4）分析发现，随着CO2吞吐轮次的增加，换油率呈现下降的趋势。认为由于吞吐轮次增加，水平段井筒附近剩余油饱和度不断降低，含CO2饱和度增加，CO2难以进一步扩散至水平段井筒的更深部位，造成换油率下降。

表4 HZ 区块试验井6 井次CO2吞吐低含水期及其增油量统计

图4 HZ 区块试验井三轮次换油率对比

5 结论

（1）HZ 区块薄层稠油水驱油藏采用水平井采油过程中，油水流度差异大，边底水锥进严重，水平段油层周围原油难以有效动用。采用CO2吞吐方法可以控制边底水的锥进速度，增加水平井的产油量，提高水平井的控制储量。

（2）CO2吞吐能够提高普通稠油油藏水平井的产油量。其中，断层的气封闭性、注入气量、注气强度、注入速度、闷井时间、采油强度等参数是影响CO2吞吐效果的主要因素。

（3）注CO2缓蚀剂、不动管柱注CO2、将螺杆泵改为抽油泵和降低采油强度等是保障稠油油藏水平井CO2吞吐效果的配套工艺技术。