摘要  濮城油田卫42断块区油藏含油面积5.4km²，地质储量161×10⁴t，标定采收率18.6%。油藏孔隙度12.7%，平均渗透率2.25mD，油藏平均注水压力41MPa。针对储层物性差，注水压力高，注水困难，油井见效难的问题，开展特低渗油藏二氧化碳驱油技术研究。同时二氧化碳的深层埋存能减缓温室效应，保护环境。

关键词  特低渗油藏;二氧化碳驱;深层埋存;提高采收率

1  项目背景

1.1 现状

濮城油田卫42断块区油藏位于濮卫次洼西翼，断块平面上呈NNE向延伸的长条状。卫42块沙三中3-4油藏平均注水压力41MPa，高于全厂平均注水压力（22.5MPa）;单井日注水能力15m³，低于全厂单井平均日注水能力（54m³），难以满足油藏开发需要。

1.2 存在问题

一是储层物性差，开发难度高，采出程度低;二是注水困难，注水成两级分化的现象。

1.3 项目实施的目的

通过二氧化碳驱，主要是减低原油粘度，降低界面毛细管压力，提高驱油效率，提高采油速度，最终提高采收率，为同类油藏实施二氧化碳驱提供宝贵经验，更能大力推进碳捕集埋存工作，向地层深处注入二氧化碳，是隔离碳的最有希望的方法。

2  主要技术概况

对中原油田同类油藏实施二氧化碳驱效果进行调研，开展二氧化碳驱气源调查，根据数值模拟和现场试验研究卫42块二氧化碳驱合理井网井距，探讨不同方案下CO₂注入量与注入速度的最佳值，由数模焖井时间和累产油关系图将焖井时机科学化。

3  项目实施情况

3.1 项目研究过程

3.1.1合理井网井距研究

在现有注采井网的基础上，开展地质基础研究，主要研究油藏储层物性、人工裂缝、注气井位置选择、井距等对二氧化碳驱的影响，制定科学合理的注采井网，根据数值模拟和现场试验相结合，注气井位置部署在高部位为最佳，注采井距在400-500m，为防止气窜，应与人工裂缝方向成一定夹角。

3.1.2注入参数优化

1、注入CO₂量优化

对卫42块设计不同的注入量，研究其累计产油量、换油率指标。注入量分别为0.15、0.23、0.31、0.39、0.47PV。

从增油量和换油率曲线看是存在交叉，说明增油量和换油率是相互影响的参数，随着注入量的增加，增油量增加，但是换油率随着注入量的增加是逐渐减小的。在注入量为0.39PV时，换油率为0.34t/t，此时可以达到较多的增油量和较高的经济效益，因此最终优化卫42区块的注气量为0.39PV。

2、注入CO₂速度优化

对卫42块设计不同的注入速度分别为20t/d，25t/d，30t/d，35t/d，40t/d，45t/d，50t/d。研究其累计产油量、换油率指标。减小注气速度可使气驱前缘均匀推进，提高二氧化碳利用率，但注气速度慢会导致方案时间长，优化卫42-43块的注气速度为30-35t/d。

3.1.3焖井时间优化

二氧化碳混相是多次接触混相，焖井时间长有利于二氧化碳在地下的有效埋存，可提高油藏压力，提高混相效果，扩大宏微观波及体积，但同时会影响开井时间，影响累计产油量。由数模焖井时间和累产油关系图可优化出焖井时间为注气后1年。

3.2 现场试验或实际应用情况

对卫42-43块进行整体部署，覆盖石油地质储量：161.05×104t，注采井距：平均400m，注气井数：8口（水井5口，油井3口），采油井数：32口。设计注入参数：单井日注：30-60t/d;累注：56.66×104t。方案采取“整体部署、分批实施”的原则，第一批实施6个井组。

2015年8月起随着二氧化碳的注入，部分油井初步见到增油效果，6个井组产量由注气前的40t，最高上升到50t，增油幅度10%左右，截止到2016年12月，对应10口油井先后见到增油效果，阶段累注气5.4×10⁴t，阶段累计增油1950t，可采储量采出程度提高0.7个百分点。

2017年1月至2018年8月处于油井焖井阶段，阶段注气5.2×10⁴t。

三年投资回收期内，油藏累计节约电量254.04万度，实现二氧化碳注入量10.64×10⁴t，二氧化碳的有效地下埋存量9.52×10⁴t。

4  节能环保效果及经济效益分析

4.1 经济技术指标及能效指标

应用油藏工程及类比法预测方案优先实施6个井组二氧化碳驱指标。卫42块6个井组累计注入二氧化碳为56.66万吨，二氧化碳驱12年方案累产油20.46万吨，预测二氧化碳驱12年方案提高采出程度为15.02%，换油率是0.361吨/吨。

4.2 主要能源品种节约量

1、在注水开发时，6口水井年均节约注水4.38万方，注入一方高压水用电14度，累节约183.96万度;2、建立二氧化碳驱的矢量井网后，通过抽稀井网达到合理注采井距，关停低无效油井2口，抽油机每口井每天用电320度，累节约电量70.08万度。阶段累节约电量254.04万度。

4.3 污染物减排量

与河南心连心集团、中原大化等企业签订长期战略合作协议，形成合成氨工业尾气CO₂高效捕集技术，推动企业开展碳捕集;在五市五企建成了130万吨/每年的捕集能力，为气驱提供充足气源并降低温室气体排放。截至2018年10月，阶段有效埋存二氧化碳9.52×104t。

4.4 环境风险降级

（1）CO₂埋存符合国家绿色低碳发展战略，有利于环保。

（2）为我国兑现2030年单位GDP碳排放降低60%～65%的承诺，提供了一项关键技术，增强应对气候变化的国际影响力。

（3）碳交易政策促使CO₂价格降低。

4.5 经济效益测算

投入：增加二氧化碳补集封存成本=360*10.64=3816.0万元;

产出：节约电费254.04*0.786=199.68万元，节约碳排放费用380*9.52=3617.6万元;增油创收1950*3000/10000=585万元

投入产出比：1：1.15。

5  推广应用建议

二氧化碳驱在特低渗油藏的成功实施，为同类油藏提高采收率提供一种有效的技术手段，同时减少了温室气体的排放，社会效益良好。该技术可在特低渗难注水油藏推广实施，中原油田适宜二氧化碳驱储量4.9亿吨，室内实验及现场试验结果显示，二氧化碳驱可增加可采储量潜力3547万吨，二氧化碳埋存量8402万吨，推广利用价值高。