層內(nèi)自生CO2技術(shù)體系在海上油田的應(yīng)用初探

劉軍龍，吳漢寧，石亮亮，王 磊，張 娟

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069；2.中石油長慶油田第六采油廠，陜西 榆林 710032)

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層內(nèi)自生CO2技術(shù)體系在海上油田的應(yīng)用初探

劉軍龍1，吳漢寧1，石亮亮2，王 磊2，張 娟2

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069；2.中石油長慶油田第六采油廠，陜西 榆林 710032)

針對常規(guī)CO2驅(qū)存在氣源、輸送、腐蝕等問題，開展海上稠油油藏對自生CO2驅(qū)油技術(shù)進行現(xiàn)場先導(dǎo)試驗研究。根據(jù)自生CO2驅(qū)油機理，在考慮反應(yīng)速度、經(jīng)濟因素的基礎(chǔ)上，應(yīng)用所篩選的自生CO2體系，結(jié)合海上稠油油藏地質(zhì)和采油工藝的特點進行試驗。試驗表明，(1)雙液體系適用于注水井調(diào)驅(qū)，井組日增油59.9 t，增產(chǎn)幅度26.1%，累計增油12 295 t，有效期較長；(2)單液體系主要解決油井堵塞問題，但是由于其所受影響因素較多，使得解堵效果并不明顯，需要在體系配方的優(yōu)化方面做進一步的研究，克服該項技術(shù)的應(yīng)用瓶頸，以擴展其術(shù)在海上油田的應(yīng)用范圍。

層內(nèi)自生CO2；海上稠油油藏；生氣速度；生氣量

層內(nèi)自生CO2技術(shù)是通過向地層中注入生氣反應(yīng)液，就地產(chǎn)生CO2驅(qū)替劑，對原油產(chǎn)生驅(qū)替、膨脹、降粘等作用，從而提高原油采收率，是一種很有前景的新型技術(shù)，由于層內(nèi)自生CO2技術(shù)起步較晚，因此國內(nèi)外的研究和報道相對較少[1-2]。

目前海上油田稠油油藏儲量占82%，而產(chǎn)量只占43%，其中很大一部分油田天然能量不足，需要注水開發(fā)，開發(fā)過程中暴露出許多問題，層間、層內(nèi)及平面上矛盾突出；含水上升快(如圖1)；油井污染嚴(yán)重(如圖2)；油田產(chǎn)量遞減較快；而針對這些問題，能夠采取的有效措施相對較少；同時由于天然CO2資源比較缺乏、液態(tài)CO2的運輸、海上平臺空間的限制、施工設(shè)備和工藝的特殊性，使得常規(guī)CO2驅(qū)難以大面積推廣[3-4]。因此，該技術(shù)特別適合海上油田實際情況，對其進行先導(dǎo)試驗研究具有非常重要意義。通過對海上油田現(xiàn)場先導(dǎo)試驗，為層內(nèi)自生CO2技術(shù)的進一步深入研究和推廣應(yīng)用具有一定的指導(dǎo)意義。

圖1 海上某稠油油田生產(chǎn)井綜合含水分布圖

圖2 海上某稠油油田生產(chǎn)井液量分布圖

1 驅(qū)油機理

自生CO2技術(shù)驅(qū)油機理與CO2非混相驅(qū)和吞吐相似，使原油膨脹和降黏[1-4]是它的主要作用機理，此外，它還具有獨特的作用原理：(1)膨脹作用；(2)降黏作用；(3)改善油水流度比、降低油水界面張力；(4)提高注入能力和酸化解堵作用；(5)溶解氣驅(qū)作用；(6)CO2可以使原油中的輕質(zhì)組分萃取和汽化；(7)放熱作用；(8)與堿的協(xié)同作用。

2 室內(nèi)研究

2.1 體系研究

層內(nèi)自生CO2技術(shù)有2種體系，即單液體系和雙液體系[5-6]。單液法體系利用碳酸鹽或者重碳酸鹽的熱分解反應(yīng)生成CO2，雙液法則利用碳酸鹽或重碳酸鹽和低濃度活性酸或強酸弱堿鹽反應(yīng)。體系選擇要能滿足大規(guī)模施工的需要，生氣量和生氣速度容易控制，驅(qū)油效果好，并能夠滿足對環(huán)境和設(shè)備的要求，還要在經(jīng)濟上可行[7-8]。通過油藏條件下的CO2生成實驗考察各體系產(chǎn)生CO2的量和速度，并對它們的反應(yīng)濃度、適應(yīng)條件等進行優(yōu)選[9-10]。

2.2 膨脹實驗

選用篩選出的最優(yōu)體系，采用液體膨脹儀進行在油藏條件下模擬原油膨脹研究，并記錄壓力變化，模擬油粘度增加，膨脹效果越好，壓力上升也越大[11-12]。

3 先導(dǎo)試驗

3.1 雙液體系

海上油田目前應(yīng)用雙液體系在A油田注水井上已成功進行了驅(qū)油試驗，并取得了較好的應(yīng)用效果。A油田油層平均深度1 300～1 500 m，溫度61℃，地層平均原油粘度70 mPa·s，鈣鎂離子濃度27 mg/L，在注入主段塞的同時添加起泡劑和穩(wěn)泡劑，主劑體系設(shè)計四個段塞，共計用量589 m3，以封堵高滲透層，改善注水井的吸水剖面，增大注入體系的波及面積，從而提高原油采收率。

圖3 A油田注水井措施后注水曲線圖

措施后井組平均日產(chǎn)油285.2 t，措施前平均日產(chǎn)油是229.4 t，平均日增產(chǎn)59.9 t，增產(chǎn)幅度26.1%，措施井注水壓力上升(如圖3)，吸水剖面得到改善(如圖4)，井組驅(qū)油效果顯著(如圖5)，生產(chǎn)9個月，累積增油12 295 t(如圖4)，目前仍持續(xù)有效，由于井組連通性不一致，施工后見效快慢液不一樣，一般15天左右開始見效，有效期較長。

3.2 單液體系

單液法在海上B油田也有應(yīng)用，B油田主要面臨以下問題：(1)儲層原油粘度過大；(2)定向井泄油面積有限，滲流速度慢；(3)在啟泵過程中，不能達到原油啟動壓差，使得目前供液不足。B油田油層平均深度900～1 400 m，溫度53.9℃～56.5℃，地層平均原油粘度400～700 mPa·s，鈣鎂離子濃度275～390 mg/L，主劑體系設(shè)計用量2 200 m3。但是效果并不明顯，含水上升較快，開井后，由于過載，停泵修井，并相繼進行了酸化、降粘作業(yè)，目前補液生產(chǎn)僅維持在措施前生產(chǎn)水平。分析其原因：(1)單液體系主要以碳酸鹽或重碳酸鹽為主，而B油田地層水鈣鎂離子濃度較大，導(dǎo)致地層結(jié)垢，堵塞地層；(2)產(chǎn)氣體系配制用水(海水)與產(chǎn)氣體系不配伍，形成沉淀，堵塞地層；(3)溶液關(guān)井時間較長(關(guān)井9天，開井后，泵過載，進行作業(yè))，目的層油藏構(gòu)造不封閉，導(dǎo)致產(chǎn)生的CO2作用減弱；(4)產(chǎn)氣配方體系產(chǎn)氣速度較快，持續(xù)時間較短，導(dǎo)致CO2對輕質(zhì)組分的抽提作用加強，使得瀝青質(zhì)(瀝青質(zhì)含量>40%)沉積，堵塞地層；(5)開井后，生產(chǎn)壓差不穩(wěn)定，導(dǎo)致原油粘度進一步增加，堵塞地層；由于上述原因造成地層堵塞嚴(yán)重，原油粘度增加，油水流度比進一步加大，導(dǎo)致含水上升速度較快。

圖4 A油田注水井措施前后吸水剖面與滲透率對比圖

圖5 A油田注水井措施后井組采油曲線

先導(dǎo)試驗表明，自生CO2技術(shù)在水井驅(qū)油方面取得了很好的應(yīng)用效果，但是在油井吞吐降粘方面效果不明顯，究其原因主要是該項技術(shù)的影響因素較多，層內(nèi)自生CO2技術(shù)體系的高效產(chǎn)氣配方體系和施工工藝還有待進一步的優(yōu)化，對層內(nèi)自生CO2技術(shù)在海上稠油油藏的下一步研究和應(yīng)用具有一定的指導(dǎo)意義。

4 結(jié)語

(1)層內(nèi)自生CO2技術(shù)的主要驅(qū)油機理是原油膨脹、降粘和驅(qū)替；

(2)雙液體系適用于注水井調(diào)驅(qū)，措施后井組日增油59.9 t，累計增油12 295 t，增產(chǎn)幅度26.1%；

(3)針對油井堵塞嚴(yán)重的問題開展單液解堵體系研究，由于影響因素較多，使得應(yīng)用效果并不理想；

(4)通過層內(nèi)自生CO2技術(shù)在海上油田先導(dǎo)試驗，發(fā)現(xiàn)該項技術(shù)的關(guān)鍵因素主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

① 體系的生氣速度和生氣量的控制技術(shù)；

② 地層結(jié)垢預(yù)測與防護技術(shù)；

③ 返排過程中CO2對生產(chǎn)和輸送管柱的腐蝕與防護技術(shù)；

④ CO2對輕質(zhì)組分的抽提作用導(dǎo)致的瀝青質(zhì)沉淀的防護技術(shù)；

(5)海上油田先導(dǎo)試驗表明該技術(shù)有一定效果，是一種很有潛力的新技術(shù)，層內(nèi)自生CO2技術(shù)體系的高效產(chǎn)氣配方體系和施工工藝還有待進一步的優(yōu)化，對該項技術(shù)在海上稠油油藏的下一步研究和應(yīng)用具有一定的指導(dǎo)意義。

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The Technology-system of In-situ Autogenetic CO2and Preliminary Application of the Offshore Oilfield

LIU Jun-long1，WU Han-ning1，SHI Liang-liang2，WANG Lei2，ZHANG Juan2

(1.Department of Geology/State Key Laboratory of Continental Dynamics, Northwest University, Xi’an,710069, Shaanxi；2.No.6 Recovery Plant,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Yulin,710018,Shaanxi)

In view of the problems of gas source, transportation, corrosion and other problems in conventional CO2drive, the field pilot test was carried out to develop the technology of in-situ CO2flooding in offshore heavy oil reservoir. According to the mechanism of CO2oil displacement in situ, based on the consideration of reaction rate and economic factors, the application of the CO2system, combined with the characteristics of the oil reservoir geology and oil recovery process of offshore heavy oil reservoir, was tested. Tests show that (1) double liquid system application on water injection adjusting drive, well group daily oil 59.9 t, increased by 26.1%, cumulative oil 12295t, long period of validity; (2) the single liquid system mainly solve well clogging problem, but because it is influenced by many factors, making solution plugging effect is not obvious, need to do further research in the formulation of optimization, overcome the bottleneck of application of the technology, to expand its operation in the scope of application of the offshore oil field.

In-situ autogenetic CO2；heavy oil reservoir of offshore；Gas velocity and Gas volume

2016-06-07

國家科技重大專項(2011ZX05044)

劉軍龍(1979-)，男，陜西合陽人，工程師，主要從事油氣田地質(zhì)與開發(fā)研究。

TE357.7

A

1004-1184(2016)06-0152-03