二氧化碳驱油技术机理及在大洼油田的应用

摘要：致密砂岩油藏因超低孔渗特征导致注水困难，天然能量开发采收率低且递减快。针对此类油藏，CO₂驱可有效补充地层能量，但存在气窜风险需配合封窜措施。以大洼油田S1段为例，压裂投产后注水效果差，2022年转CO₂驱后显著减缓自然递减16.4%，采收率提升32.1%，证实该技术在致密油藏开发中的可行性。后续需重点优化气窜控制工艺（如泡沫驱、WAG等），以实现更佳开发效果。

关键词：二氧化碳驱；采收率；封堵；应用效果

一、研究的目的与意义

二氧化碳驱油技术通过降低原油粘度、溶解胶质和提高渗透率等机理，可有效提高采收率，特别适用于低渗透、高含水及深层油藏。该技术兼具环保效益，能减少温室气体排放，且具有成功率高、风险低和成本优势，对水驱效果差的油藏尤为适用，并可实现CO₂回收再利用。实践表明，CO₂驱在改善油田开发效果方面成效显著。

二、二氧化碳驱油机理

二氧化碳与原油之间具有相容凝析，使其具有其他起源不具备的良好物性，如降粘、体积膨胀，改善注入关系等。

（一）CO₂与原油的相互作用

（1）具有良好的降粘作用：二氧化碳与原油互溶性好，当原油溶解达到临界点后，能显著降低原油粘度，提高其在地层中的流动性。地层埋藏越深，压力越大，溶解的CO2越多，原油粘度降低越明显。原油粘度越大，改善情况越明显。

（2）原油膨胀：二氧化碳溶解后使原油体积膨胀（可增加10%～40%），提高油藏压力，增强驱替效率。二氧化碳注入油藏后，便可以增加地层的弹性能量，还有利于膨胀后的剩余油脱离地层水以及岩石表面的束缚，变成可动油，使驱油效率升高，提高原油采收率。

（3）改善原油与水的流度比：二氧化碳溶于原油和水，使其碳酸化。原油碳酸化后，其粘度随之降低，同时也降低了水的流度，改善了油与水流度比，扩大了波及体积。

（4）萃取和汽化原油中的轻烃：在高压（>最小混相压力，MMP）条件下，CO₂可萃取原油中的轻烃（C₅～C30），形成混相流体（无界面张力），提高驱油效率。

（5）混相效应：混相效应是指两种流体能相互溶解而不存在界面，消除了界面张力。二氧化碳与原油混合后，不仅能萃取和汽化原油中轻质烃，而且还能形成二氧化碳和轻质烃混合的油带。油带移动是最有效的驱油过程，可使采收率达到90%以上。

（二）二氧化碳驱替机理

（1）混相驱替（MiscibleFlooding）适用于高压油藏，CO₂与原油形成单一相态，消除油-气界面张力，提高波及效率。采收率可提高15%～30%（原始地质储量，OOIP）。

（2）非混相驱替（ImmiscibleFlooding）适用于低压油藏，CO₂仅部分溶解于原油，主要依靠降黏、膨胀和压力维持作用。适用于低渗透油藏，但采收率较低（5%～15%OOIP）。

三、二氧化碳驱油技术优缺点

（一）二氧化碳驱油技术的优点

（1）不仅适用于常规油田，尤其对低渗、特低渗油藏可以明显提高原油采收率

（2）二氧化碳具有适用范围大、驱油成本低、采油率提高等显著的优点

（3）能满足油田开发需求，还能解决二氧化碳封存问题，保护大气环境

（二）二氧化碳驱油技术的缺点

（1）腐蚀作用：二氧化碳在注入油层的过程中，与水反应生成的碳酸，对设备、管线、井筒有较强的腐蚀性，而且腐蚀产物被注人流体带人地层会堵塞储层孔隙。

（2）最小混相压力较高：二氧化碳与原油的最小混相压力不仅取决于油藏的温度和CO2的纯度，而且也取决于原油组分。

（3）窜流严重：在驱油过程中，由于CO2黏度低及油层的非均质性，易出现黏性指进及窜流，造成不利的流度比，致使CO2过早突破含油带，影响驱油效率。加强油藏地质结构、渗透率、油藏纵向非均质性、油藏流体饱和程度和油藏流体性质的性能分析研究，是解决CO2窜流问题的关键。

（4）注入成本高，经济性差：大洼油田液态二氧化碳来源主要有两部分，一部分液态二氧化碳需要采购，经济成本较高；一部分为气井产气分离后回注，工艺复杂，对设备要求较高。

四、二氧化碳驱在大洼油田的应用

大洼油田为深层致密砂岩油藏（油层中深3250-3970米），储层物性差（平均孔隙度14.8%，渗透率1.4-226mD），自然递减率达55%。油田发育沙一段）和沙二段两套含油层系，采用CO₂驱补充地层能量。目前地层压力系数0.73-0.89，存在明显能量亏空，CO₂驱可有效改善低渗储层驱油效率。

（一）大洼油田注气区块面临的主要矛盾

大洼油田目前S1层开井73口，日产油109.2吨（含水33.5%），11口CO₂注入井日注168吨；S2层开井5口，日产油7.1吨（含水70.8%）。CO₂驱效果显著，使区块自然递减率从33.5%（2023年）降至5.9%（2024年）。但面临四大挑战：（1）气驱平面矛盾（裂缝性气窜）与纵向矛盾（层间吸气差异）；（2）部分井注入压力高（如双329-35-69井达28MPa）；（3）CO₂腐蚀管柱严重；（4）产出气CO₂含量超95%，回收再注成本高。需针对性优化气驱方案及防腐工艺。

（二）大洼油田针对注气区块采取的措施

1、针对平面及纵向矛盾对，实施区块实施精细描述，改善注采工艺等措施减缓矛盾

针对CO₂驱开发中的平面和纵向矛盾，大洼油田采取差异化治理措施：平面治理方面，通过优化井网（高渗区增大井距、低渗区加密井网）、流度控制（水气交替注入、泡沫驱）及分层调控（ICD阀）抑制气窜；纵向治理方面，采用底部注气、分层注气（智能完井）、周期性注入及气体增稠（纳米颗粒）等技术控制气体超覆。这些措施有效提高了波及效率，使低渗区剩余油得到有效动用。

2、加入缓蚀剂及更换CC级井口减缓管柱腐蚀

大洼油田在转注作业是就提前考虑了气体腐蚀问题，施工中下入碳钢+内涂层管柱，井口用CC级耐腐蚀井口，管线采用不锈钢材料。注入液态二氧化碳，减少与水接触，抑制二者在管柱内发生化学反应。注气井组内受效油井按日产液量按一定比例加入缓蚀剂减缓二氧化碳对管柱的腐蚀。

3、部分注气井压力高

大洼油田有部分注气井注入压裂高，无法达到注气要求，主要原因为为储层物性、近井地带堵塞、注采不平衡等因素引起。解决方案为，一是物性较好的井主要原因为近井地带堵塞，采取化学解堵的方式。二是物性差，转注时为实施压裂的注人井采取压裂措施，增加近井地带微缝隙。三是调整注采比，优化配注等措施，通过以上工作的开展，大洼油田注入井注入情况得到明显改善。

4、针对油井产气量二氧化碳含量过高的问题

对注气井组内注气井实施水气交替注入，借鉴吉林油田的经验通过示踪剂测试，明确高渗通道分布，封堵高渗层，受效井CO₂含量从60%降至20%。优化注采关系，减缓采油井气体二氧化碳含量。

五、结论与建议

CO₂驱油技术在大洼油田应用中成效显著，使自然递减率从33.5%降至5.9%。通过优化WAG、泡沫驱等工艺有效改善了气窜问题。建议重点推进三方面工作：（1）工艺优化：建立气窜预警系统，推广智能井技术；（2）防腐升级：研发新型耐腐材料，优化缓蚀剂体系；（3）技术创新：开发纳米增稠剂，探索超临界CO₂驱油。未来应加强CO₂循环利用和碳交易机制研究，实现经济环保双赢。该成果为同类低渗油藏开发提供了重要借鉴。

参考文献

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