...草舍油田泰州组油藏CO2混相驱开采增产效果-油田开发中的三次采...
李文举
[摘 要]国内外CO2驱油机理研究及矿场试验均表明，CO2驱油可以大幅度提高油藏采收率，目前针对CO2混相驱开发特征的研究相对较多，而CO2非混相驱开发特征的研究较少。本文基于大庆榆树林油田CO2非混相驱先导试验的动态生产数据，结合动态监测、产出原油组分分析资料，进行CO2非混相驱开发效果评价，进一步研究了CO2非混相驱生产特征和开发规律，研究结果对利用CO2驱进行特低渗透油藏有效开发具有指导意义。
[关键词]特低渗透油藏；二氧化碳非混相驱；开发特征
中图分类号：TE357.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）35-0083-01
大庆榆树林油田属于典型特低渗透、低产、低丰度的三低油田，主要开发扶杨油层，储层致密，注水效果差，采出程度低，注水难成为制约扶杨油层开发的技术瓶颈，针对存在问题，2008年开始，油田开展了树101区块CO2驱油先导试验，通过室内实验结果测定，试验区最小混相压力为32MPa，而试验区原始地层压力为22.05MPa，油层混相壓力远高于地层压力，为典型的CO2非混相驱，下面对特低渗透油藏CO2非混相驱的开发效果和开发特征进行研究。
1 试验区概况
树101区块位于榆树林油田西南部，区域上属于松辽盆地北部三肇凹陷徐家围子向斜东翼斜坡，主要储集层是下白垩统泉三、四段地层的扶余油层和杨大城子油层，油藏中部埋深为-2120m左右。试验区含油面积2.36km2，地质储量217.8×104t，井网为300×250m和250×250m两种，采用五点法注采方式，共有注采井24口，其中采油井14口，注气井10口。
2 CO2非混相驱开发效果分析
2.1 油层一直保持较好的吸气能力
试验区注气井初期注气压力为18.5MPa，一直保持稳定，目前注气压力20MPa左右，注气解决了难采储层注入难、能量补充难难题。而同类油藏水驱开发的树16井区，开发层位与树101井区基本一致，初期注水压力高达21.6MPa，且呈逐渐上升趋势，同期注水压力上升至24.3MPa，主要原因是储层水敏及孔喉细小导致的，可见特低渗中强水敏储层更适合注气开发。
2.2 地层压力保持较高水平
试验区投产初期地层压力21.7MPa，第四年地层压力达到26.5MPa，比原始地层压力高4.8MPa，目前地层压力略有下降，开发九年后地层压力22.4MPa，仍高于原始地层压力。
2.3 实现了采油速度连续三年保持在1%以上的较高水平
试验区投产初期采油速度1.05%，连续三年保持在1%以上，高于大部分同类水驱区块初期采油速度，开发九年后采油速度0.7%，采油速度是同类油藏水驱区块的2倍。
2.4 油井不压裂投产初期单井日产油2.7t
油井均未压裂，初期单井日产油稳定在2.7t，目前平均单井日产油1.5t，采油强度0.17t/d.m。而水驱开发树16井区，油井采取压裂投产，初期平均单井日产油3.3t，两年后下降至1.1t，递减幅度达到66.7%，呈指数递减规律，采油强度0.07t/d.m，同期对比气驱采油强度是水驱的2倍以上。
2.5 气油比上升趋势得到控制，仍处于低气油比阶段
根据数模预测及典型见气井特征，气油比超过150m3/t后大幅上升，小于150m3/t为低气油比阶段，通过气体流量计实测，2015年4月气油比133m3/t，通过水气交替及调剖等措施，目前气油比下降至101m3/t，仍处于低气油比阶段。
3 CO2非混相驱开发特征研究
3.1 产出原油组份变化特征
从产出油的组分分析结果看，注气后产出油中C18以下组份含量上升，说明CO2主要萃取了C18以下的轻质组分向采出端驱替，但是随着轻质组分的减少，产出油中重质组分逐渐增多，2014年后，产出油中C18以上组份比例开始增多。
3.2 采油井开发特征
试验区通过精细油藏描述，对储层划分三类流动单元，其中位于储层发育较好的一类流动单元和构造高点的采油井受效较好，目前单井累计产油量都超过6000t，是位于三类流动单元和构造低点采油井的1.8倍。
3.3 采油井气油比变化特征
基质见气井，气油比缓慢上升，一般在注气20个月左右见气，油井产量递减幅度不大，通过方案或水气交替可以进行调整；裂缝性或高渗条带见气井，气油比快速突破，一般在注气7个月左右见气，油井产量大幅递减后产量很难恢复，目前通过注气井调剖和水气交替进行调整。
3.4 CO2非混相驱产量递减规律
榆树林油田扶杨三类油层水驱开发区块，新井投产第2年递减率30%左右，第3年递减率20%左右，后期稳定在13%，而树101气驱开发区块投产第2年存在稳产期，且第3年自然递减率在16%以内，开发4年后试验区实际自然递减率在8-10%左右。
4 结论及认识
（1）CO2非混相驱也能实现稳定注气，注入压力比水驱低3-5MPa，解决了难采储层注入难、能量补充难难题，使区块地层压力一直保持较高水平；
（2）CO2非混相驱开发初期，CO2主要萃取了C18以下的轻质组分向采出端驱替，开发6年后，产出油中C18以上组份比例开始增多。
（3）基质见气井，气油比缓慢上升，一般在注气20个月左右见气，油井产量递减幅度不大，裂缝性或高渗条带见气井，气油比快速突破，一般在注气7个月左右见气，油井产量大幅递减后产量很难恢复；
（4）油井未压裂投产初期产量和水驱压裂投产油井产量相当，且有稳产期，自然递减率低，开发9年后，采油速度是同类区块水驱的2倍。
参考文献
[1] 秦积舜，张可，陈兴隆.高含水后CO2驱油机理的探讨[J].石油学报，2010.
[2] 沈平平，廖新维.二氧化碳地质埋存与提高采收率技术[M].北京：石油工业出版社，2009.
