二氧化碳復(fù)合吞吐工藝技術(shù)研究與應(yīng)用

藏鵬

摘要：世界上許多國家新增原油地質(zhì)儲(chǔ)量（尤其是陸上油田）的難度越來越大，可采儲(chǔ)量越來越小。原油可采儲(chǔ)量的補(bǔ)充，越來越多地依賴于提高已動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量的采收率和難動(dòng)用儲(chǔ)量的開發(fā)。二氧化碳吞吐控水增油技術(shù)具有適用范圍廣、增油效率高、成本低、施工簡(jiǎn)單等優(yōu)勢(shì)，具有廣泛的應(yīng)用前景，已經(jīng)作為一項(xiàng)成熟的采油技術(shù)已受到世界各國的廣泛重視。杜813塊油藏存在非均質(zhì)性嚴(yán)重，原油粘度大的問題。常規(guī)技術(shù)開發(fā)以后還有大量的探明地質(zhì)儲(chǔ)量殘留在地下，迫切期待著新型的提高采收率技術(shù)的研究和應(yīng)用。

關(guān)鍵詞：二氧化碳;復(fù)合吞吐;開發(fā)效果;機(jī)理;現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

1 地質(zhì)概況

杜813塊位于曙一區(qū)南部，北鄰杜84塊，西接杜212塊，東鄰杜80塊。開發(fā)目的層為沙一+二段興隆臺(tái)油層，構(gòu)造形態(tài)整體上為一北東走向、南東傾向的單斜構(gòu)造，地層傾角一般在3～10°，含油面積4.6km2，油藏埋深730-980m，單層厚度15-38m，頂?shù)姿l(fā)育，開發(fā)目的層為興隆臺(tái)油層，地質(zhì)儲(chǔ)量2568×104t。

杜813塊興隆臺(tái)油層儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度為30.2%，平均滲透率為1633mD，為高孔、高滲儲(chǔ)層。杜813塊興隆臺(tái)油層屬于超稠油，原油密度（20℃）平均為1.0098g/cm3，地面脫氣原油粘度（50℃）平均為108880mPa·s，一般60000mPa·s～180000mPa·s。區(qū)塊原始地層壓力7.5-9.4MPa，壓力系數(shù)0.98，原始地層溫度38℃。地層水型為NaHCO3型，地層水總礦化度為2238mg/L。

2 CO2復(fù)合吞吐作用機(jī)理

CO2輔助蒸汽吞吐具有增能、助排、降粘以及提高注汽效果的作用。CO2在注入油層后可使稠油粘度降低90%以上，體積膨脹10%以上;同蒸汽混合后可顯著提高蒸汽的驅(qū)替效率和波及效率，CO2擴(kuò)散過程中擴(kuò)大加熱范圍，其氣泡帶動(dòng)周邊原油和降粘劑滲流擾動(dòng)，為原油充分降粘及擴(kuò)散提供了條件。

（1）溶解降粘作用：CO2在原油中溶解，形成泡沫油，泡沫油的存在能大幅降低原油粘度。

（2）調(diào)整剖面作用：CO2與表面活性劑形成泡沫，對(duì)中高滲層具有封堵作用，進(jìn)而起到調(diào)整剖面的作用。

（3）補(bǔ)充能量作用：由于CO2在原油中的溶解度較大，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，油藏壓力降低，油藏原油中的CO2就會(huì)從原油中分離出來，為溶解氣驅(qū)提供能量，形成類似于天然類型的溶解氣驅(qū)，為地層補(bǔ)充能量。

3 主要研究?jī)?nèi)容

3.1 CO2吞吐選井條件

a、剩余可采儲(chǔ)量較高，采出程度低;

b、一般位于非主河道區(qū)，正韻律或復(fù)合韻律層;

c、一般處于構(gòu)造中高部位，且斷層封閉;

d、水平段較長(zhǎng)、軌跡勢(shì)能差異較大;

e、能量較為充足;

f、以固井射孔完井和常規(guī)篩管完井為主;

g、井況較好，無嚴(yán)重套損、出砂和漏失現(xiàn)象。

3.2 注入量的設(shè)計(jì)

根據(jù)油井所在區(qū)塊的孔隙度、粘度、剩余飽和度等參數(shù)，計(jì)算出二氧化碳?xì)怏w在地層中所占的體積，再根據(jù)此體積計(jì)算出注入井所需液態(tài)二氧化碳的質(zhì)量。通過查閱國內(nèi)外資料，CO2總注入量一般為0.15PV時(shí)驅(qū)油效益（采收率提高百分比×換油率）最大。

3.3 注入壓力的設(shè)計(jì)

CO2吞吐施工的注入速度和地層的吸氣能力決定注入壓力。在一定的地層條件下，提高注入速度能夠提高注入壓力，CO2吞吐效果也就越好。根據(jù)注入井井況，地層物性和設(shè)備注入能力，設(shè)計(jì)注入壓力控制在25MPa以下。

3.4 注入速度的設(shè)計(jì)

注入速度確定遵循兩條原則：一是在低于破裂壓力的前提下，較快的注入速度可取得更好的吞吐效果;二是避免過快的注入速度導(dǎo)致二氧化碳沿高滲通道竄流到鄰井或邊底水水體中。根據(jù)地層滲透率和連通情況，參考設(shè)備能力，設(shè)定注入速度3-5t/h。

3.5 燜井時(shí)間的確定（關(guān)井反應(yīng)時(shí)間）

根據(jù)CO2在地層的反應(yīng)時(shí)間確定燜井時(shí)間，國內(nèi)外現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)一般在15-25天。

3.6 措施前泵的工況診斷

為保證CO2吞吐效果，措施前進(jìn)行泵況判斷，確保吞吐后油井正常生產(chǎn)，避免作業(yè)對(duì)吞吐效果產(chǎn)生影響。

3.7 生產(chǎn)制度優(yōu)化

一是釋放井筒壓力時(shí)使用油嘴控制放噴，控制油層CO2與原油的分離速度，延長(zhǎng)吞吐有效期。二是正常生產(chǎn)后為防止邊底水快速推進(jìn)，控制采液強(qiáng)度。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

4.1施工步驟

a、先注入一定量的表面活性劑，再注入一定量的二氧化碳;

b、燜井反應(yīng)6-12小時(shí);

這期間液態(tài)CO2逐漸變?yōu)闅鈶B(tài)，并且向油層進(jìn)行擴(kuò)散，同時(shí)和表面活性劑作用形成泡沫。

C、注汽吞吐，吞吐后轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)。

4.2總體效果評(píng)價(jià)

近兩年，共實(shí)施CO2吞吐30井次，措施有效率70%，累增油6732.5噸。

4.2.1 增油效果明顯

實(shí)施CO2吞吐后，30口井平均日產(chǎn)油從81.8t上升至179.6t，周期產(chǎn)油量從14344.4t上升至17399.7t，累增油6732.5t。

4.2.2 油井回采能力增強(qiáng)

實(shí)施CO2吞吐后，30口井與措施前對(duì)比平均注汽量略有下降，產(chǎn)液量增加，措施后回采水率由98%上升至128%，提高了30%。

4.2.3 注入壓力呈上升趨勢(shì)

實(shí)施CO2吞吐后，與措施前對(duì)比平均注汽壓力略有上升，從實(shí)施前12.43MPa上升至實(shí)施后的13.14MPa，提高0.71MPa。

4.3 典型實(shí)例：杜813-47-69

杜813-47-69井2019年2月24日實(shí)施CO2復(fù)合吞吐，注入排量16t/d，干度75%，注汽量1900t。2019年3月8日開井，初期日產(chǎn)液24.92t，日產(chǎn)油9.7t，含水61%;該井目前日產(chǎn)液25.69t，日產(chǎn)油6.2t，累增油2389.9t

5 經(jīng)濟(jì)效果分析

截至目前杜813塊實(shí)施CO2復(fù)合吞吐工藝技術(shù)累計(jì)增油2389.9t，創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益1144.53萬元，投入產(chǎn)出比1：2.95，具有較好經(jīng)濟(jì)效益。

結(jié) 論

CO2復(fù)合吞吐技術(shù)能夠有效改善和提高超稠油油井的生產(chǎn)能力，具有較好的增產(chǎn)效果，是超稠油穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的一種有效工藝措施。CO2復(fù)合吞吐技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果好，增油效果和經(jīng)濟(jì)效益顯著。該技術(shù)的成功實(shí)施，對(duì)同類油藏具有較好的指導(dǎo)意義和借鑒價(jià)值。

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