co2吞吐采油技术

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co2吞吐采油技术在深层稠油油藏的成功应用摘要2001年在室内实验、数值模拟研究的基础上，进行深层稠油C0:吞吐采油试验6井次，取得丫换油率较高、投入产出比较高的试验效果，为辽河稠油转换开发方式，特别是强水敏难动用稠油油藏的幵发，探索出了一条新的途径。刖目辽河油田是我国最大的稠油生产基地，油藏类型多。所发现的稠油资源与国内外相比较普遍具有埋藏深、汕层薄、原汕性质分布范围广等特点。特深层和超深层储量占整个探明储量的37%,深层占7.5%,屮深层占25.5%。由于油藏埋藏较深，地层原油粘度大，地下原油流动困难，常规幵采难度大；注汽开采，井深井筒热损失大，拔然采用真空隔热管等隔热技术，减少了热损失，但井底干度还是难以保证，导致生产周期短，油汽比相对较低，回采水率低；深层水敏稠油区块注汽开采,易造成粘土膨胀油井出砂，区块动川难度大，油田整体开发效益差。C02吞吐采油技术在国内外有许多成功应用的先例，但将该技术应用到稠油油藏的例子不多。该技术与蒸汽吞吐采油技术比较具有不受井深和完井方式的限制，具有降粘效果明显，降粘作用维持时间较长，并且具有提高油井供液能力等特点。该技术的适用范围较广，既适用于不适合进行蒸汽吞吐采汕的水敏性汕藏，也适合于并深蒸汽吞吐并底干度低、吞吐效果差的深层稠汕改善吞吐效果。0)2吞吐采油技术，利用(：02溶于原油的降粘作川，改善深层稠油油藏地层原油的流动性能；利用体积膨胀，提高油井的供液能力：通过提高周期回采水率，改善蒸汽吞吐效果。2室内实验及数值模拟研宄2.1室内实验研究为了研究C02吞吐采油机理以及生产过程中可能产生的不利因素，取冷42块油样进行溶解一膨胀、降粘、原油组分及馏分分析、及(：02驱纳效#实验，实验结果如下：(1)冷42块C02溶解油气比为31.6m/体积膨胀7%,即体积系数为1.07。(2)地层原油粘度降粘率为75%。(3)吞吐后饱和烃下降4.2%芳香烃含量下降3.2%，而沥青质含量上升7.4%。(4)C02驱油效率为26.9%〜34.7%,高于N2。表1岩心C02、N2驱替对比岩心编号S,./%驱®效率/%残余汕饱和度/%上游压力/MPa驱替剂173.5226.4812.8464.081.22n2273.6226.3817.1960.960.52n2365.1234.8729.051.370.79ca483.6116.3934.750.170.65ca577.422.626.956.570.82co.2.2数值模拟研究为了筛选试验区块和优化注气参数，对影响吞吐效果的油藏参数(原汕粘度、滲透率、含汕饱和度)和注采工艺参数(周期注入量、浸泡吋间)进行模拟分析，模拟结果如下:(1)换油率随吞吐周期增加而下降。(2)渗透率对吞吐效果的影响比较小。(3)措施井含油饱和度应大于40%。 (1)注入呈增大，周期产油量增加，但换油率变小。(2)浸泡时间、注入速度对吞吐效果的影响不明显。2.3C02吞吐采油机理根据室内实验和数伉模拟计算结果，C02吞吐采油机理主要为以下儿方而：(1)改变原汕密度、降低原汕粘度，改善地层原油流动性。(2)在压力下降时形成溶解气驱。(3)降低界面张力，有效地提高驱油效率而增加采出量。3现场试验3.1试验区块基本情况参照国内外COr采油研究成果和现场试验结果，2001年筛选出冷42、高3624、锦45诀作为试验区块(表2)。表2试验区块油藏参数与C02吞吐筛选标准对比参数标准高3624块冷42块锦45块原油粘度(汕层)/mPa•s200〜200060060007697油层温度/'C>25506348油层厚度/m>25705056含油饱和度/%>50546054>0.080.0830.1760.168地层压力/.MPa81083.393.1.1高3624块开发过程中存在的问题高3624块是高升油田五个难动用区块之一，区块含油面积1.5km2,地质储量767X104t,含油层段L5、L6砂体，汕层埋深1600〜1875m,平均厚度70.0m,储层渗透率219.3X103unA孔隙度15.4%。原始地层压力17.28MPa,地层温度50°C。地层条件下原油粘度600mPa.s,地面脱气原油粘度1843mPa-s(50°C),原油密度0.9g/cm3(20°C),含蜡量4.7%,含硫0.44%，凝固点5°C，胶质+沥青质含量41.1%,地层水水型NaHCO:,。由于该区块油藏埋藏深、储层物性差、粘土含量，水敏性强，使得整个油m的开发指标偏低，开发过程中存在的主要问题：(1)汕藏压力低，驱动能量弱，采汕速度0.06%,采出程度2.3%。(2)粘土含ft高，水敏性强，不能进行注水补充地层能S。(3)油井开井率低，只有20%。3.1.2冷42块开发过程屮存在的M题冷42块S32油层为深层特稠油油藏，断块含油面积4.8km2,地质储量2868X10;t。油藏埋深1750〜1890m,汕层厚度40〜80m,油层平均厚度67.8m,油层平均孔隙度22.8%,渗透率814X103um2。平均地层压力为17.33MPa,压力系数1.0;平均地层温度为63.5°C,地温梯度3.0°C/100m。冷42块S:52油层原油物性较差、密度大。20°C平均地面原油密度0.9735g/cm3,50°C时地面脱气原油粘度7696mPa、s，凝固点为2'C,含蜡量4.34%,胶质+沥青质含量为41.3%。目前开发过程中存在的主要问题：(1)吞吐井回采水率低，不利于后期改善吞吐效果。一周期结束井回采水率49%,二周期46%,-其-屮累计回采水率低于30%的井28口，30%〜60%的井24口，大于60%的井22口，断块吞吐平均回采水率45%,是冷家油田回采水率S低的区块之一。(2)非热力完井的井，难以进行多轮次蒸汽吞吐开发。老区66口井属于非热力完井，固井质量差，水泥返高低，注汽时出现套管升高、表层返水泥浆甚至套管变形等现象。(3)部分汕井出砂。由于注汽吞吐汕藏情况发生变化，导致汕井出砂。 3.1.3锦45块开发过程中存在的问题锦92块共有油井270口，开井249门，日产液3498m日产油1202t,平均单井日产液14m:i,日产油4.8t,综合含水65.1%，累积产油81.9378X10、，累积产水634.3812X10m3,累积注汽673.3146X10V,采汕速度2.71%,采出程度24.95%,累计汕汽比0.57。开发过程中存在的问题是：(1)汕层压力低，稳产基础差；目前地层压力为3.3MPa,2000年单井平均周期产量1056t,较1999年递减23.3%。(2)汕层发育、原油物性、构造部位不同，单井周期产量差异较大；兴2底水活跃，兴1油层较薄，注汽后供液差。3.2现场施工工艺3.2.1地面注气流程注气设备主要由液态(：02储罐车、I级离心加压泵、气液分离装置、II级柱塞增压泵等组成。设备最高注气压力25MPa,注气速度6.5t/h。3.2.2注气管柱考虑到注入液态(：02温度低，在井简内气化，使井筒温度降低，为保护套管和注气管柱，注气管柱采用油管+伸缩管+水力锚+封隔器组合管柱。3.2.3试验井基础数据(表3)表3试验井基础数据井号参冷42高3624锦4537-59051-58235-5885-更02316-23130-242油层中深/m18691768189317131698965滲透率/ioW897201448219.3219.3374孔隙度/%24.4916.22015.415.420.9含油饱和度/%725056.550〜6050〜6016.9原汕密度/(g/cn?)0.98160.97130.98010.90.90.9930原油粘度/mPa•s16300632417200184318437697蒸汽吞吐轮次223//8累产油八2589680633480771329015974油汽比0.60.170.8//0.65措施前产量/(t/d)1.7长停21.6(间开)1.6(间开)43.2.4试验井注气参数根据室内实验和数仉模拟研究结果以及油井的实际状况，各试验井的主要注气参数见表4。表4试验井注气参数块、井参冷42块商3624块锦45块37-59035-58851-5826-2315-更023130-242注气量八15015015030015080焖并时间/d1512121012103.3试验效果分析3.3.1降粘效果高3624块50°C脱气原汕粘度力1848mPa.s，按油井掺稀汕比例进行掺稀油后，混合汕的粘度在800〜WOOmPai之间。措施后在掺稀油量不变的情况卜多次取混合油进行粘度测I式，结果为5CTC脱气原油粘度在69.4〜200mPa.s之间，粘度下降50〜90%。3.3.2油井供液能力 高3624区块油井措施前处于间开状况，测不到动液面。措施后高3-5-更0231井动液面上升到了1406m,高3-6-231井动液面上升到了1300m,汕井能够维持连续生产；冷37-37-590井措施前动液而为1475m,措施后动液而升至1390m。冷42块C02吞吐采汕平均日产液ft于蒸汽吞吐，并且供液比蒸汽吞吐稳定。注（：02能够提高油井的供液能力。3.3.3增产效果分析3.33.1高3624块试验井增产效果高3-5-更0231井措施后初期円产液、円产油波动比较大，泡沫油产量较高。措施后1个月平均円产液5.9m3,日产汕2.9t,比措施前日产液增加4.2m3、日产汕增加1.3t。最高日产液11.2m3,最高日产油8.3t。（；02吞吐采油生产增产期为104d,增产期累计产汕402t,增汕225t,换油率1:2.68（图1）。图1高3-5-更O23i4^O2HgRp^fe油曲线高3-6-231井初期产ffl不高，与措施前比没有明显提高，未出现明显的高峰生产期，但产垃比较稳定。生产238d,累计产油520t,增产154.2U3.33.2冷42块试验井增产效果冷37-37-590井（；02吞吐生产143d,最高日产油14.9t。累产液1555.8m3,累产油971.9t,增产820t,换汕率6.47Vt。与蒸汽吞吐采油生产比较多采汕50t,多回采水583.9nA提高回采水率24%,增产效果明显（表5、阁2）。表5冷42块CO2吞吐采油效果对比井号措施注入量八生产吋间/d累产液/m3累产油八平均曰产/t37-590蒸汽吞吐24101471577.59256.29（?02呑吐1501431555.8971.96.7935-588蒸汽吞吐2512150257112378.2COz乔吐1501181880.91108.19.451-582蒸汽吞吐2706303531655.5C02吞吐+蒸汽150+200095（统计）10345806.10 18—A—C02吞吐采油―♦—蒸汽吞吐产汕191725334149576573818997105113121129137145图2冷37-37-590井C02与蒸汽吞吐采642O8642C11111111冷37-35-588井CO2吞吐生产118d,累产液1880.9m3，累产油1108.lt，平均日产液15.9m3,平均H产油9.39t,最高日产液28.9m3,最高日产油15.9t,与上轮蒸汽吞吐采油比较，日增油1.2t,提高回采水率31%。（见表5、图3）。0505211(<匕/HdrTTlC02吞吐产汕恭汽吞吐（3）o“147101316192225283134374043464952555861646770生产天数/d图3冷37-35-588井C02与蒸汽吞吐采油效果对比图冷37-5H582井由于注汽压力高达16.9MPa,注汽困难，措施前为长停井。注C02后，注汽压力降低2〜3MPa，实现了汕井正常注汽。高峰期H产油量为18.lt,现已生产95d,累产液1034m累产油580t。33.4.3锦45>30~242井试验效果该井现己生产近5个月，累产液1614m3,累产油为725t。目前日产汕8t,日产液10m3,吞吐中后期产量相对较高并且比较稳定。33.4.4措施效果分析通过现场试验，C02溶于原油具有较好的降粘和提高油井供液能力的作用。高3624块试验效果与冷42块比较效果较差，分析认为主要为以下三方面：（1）高3624试验井的累计产油量较高，油层剩余油饱和度相对较低，井底附近亏空较严重，驱动能fi不足。（2）高3624原油中胶质含量较高，而冷42块原油沥青质含量较高。室內实验表明，40'C时，C02溶于沥青可大大降低沥青的粘度。（3）油层物性较差。4经济效益分析4.1直接经济效益分析投入成本主要包括油井作业费61,注气设备租用费C02单位成本费G。贝IJ: 总成本PG+G+GX注入量（0销售收入U/）=原汕价格（乃x周期产油M（A0盈利6A）=M-C根据目前市场情况，以上参数取值：油井作业费：6!=4.0万元/井次；注气设备费：G=2.5万元/井次；C02単•位成本费G=1069元/t;原油价格声850元/t。通过现场试验和经济评价，C02吞吐采油技术是一种经济可行的稠油开采方法，与蒸汽吞吐相比投入低，投入产出比高（表6）。表6C02吞吐采油总体经济评价注气量/t累产油八总成本/Zf元收入/7j*元惠利/万元换油率/“八）投入产出比7503002106255.17149.1741:2.4注：上表考虑的足四口C02注入井，未包括吞吐+蒸汽的2口井（周期生产未结束）。4.2社会效益分析在取得直接经济效益的同时，也产生较好的间接效益，由于CO:吞吐生产阶段较大幅度提高了回采水率，从而大大改善了下轮蒸汽吞吐效果。对冷37-37-590井第三轮蒸汽吞吐初期（38d）生产统计，平均日产油lit,比第二轮日多产2.4t（图4）;对冷37-35-588井第四轮蒸汽吞吐52d生产统计，平均H产油14.2t,比上一轮日多产7.2t（图5）,该试验的成功不仅为改善蒸汽吞吐效果探索出了一种新的工艺方法，也为辽河油田稠油转换开发方式提供了有力的技术支持。ma图4冷37-37-590井C02改善蒸汽吞吐效果图(p/匕碧KB 5结论试验证明co2吞吐技术是一种经济合理、技术可行的稠油开采新技术。该技术具有以下特点：(1)能够降低原油粘度，改善地层原油流动性能。(2)能够提高油井的供液能力。(3)能提高蒸汽吞吐回采水率，有利于提高下轮蒸汽吞吐效果。(4)综合成本低于蒸汽吞吐。(5)适用范围广，既适用于稠油，也有利于提高稀油油藏的水驱油效率。(6)C02吞吐技术的选并条件是:油藏具有一定的地层压力;措施并剩余油饱和度要求在35%以上;不会与邻井发生气窜。参考文献[1]「.3.易卜拉基莫夫和H.希萨穆季诺夫.采油化学剂应用指南.北京：石油工业出版社，1990[2]高振环，刘中春，杜兴家主编.油田注气开采技术.北京:石油工业出版社出版,1994