榆樹林油田CCUS 采油工程方案優(yōu)化設(shè)計與實踐

才 慶 張丹丹 張華春 孫維娜 劉 慧

（1. 中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院，黑龍江 大慶 163453；2. 中國石油大慶榆樹林油田開發(fā)有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163453）

0 引 言

為實現(xiàn)“2030 年前碳達峰、2060 年前碳中和”目標(biāo)，碳捕集、利用與封存（CCUS）技術(shù)越來越受到重視，通過CO2驅(qū)可以提高低滲透油田采收率，同時還可以實現(xiàn)CO2有效埋存，已經(jīng)成為CCUS 的重要手段［1］，是CCUS 極具潛力的發(fā)展方向。中國各油田陸續(xù)開展了CCUS 配套工藝技術(shù)攻關(guān)和礦場先導(dǎo)試驗，形成了低滲透、高含水和致密油等多種油藏類型的CO2驅(qū)油與埋存配套技術(shù)［2］。目前，在中國石油吉林、大慶、新疆、長慶等油田，中國石化華東、江蘇、勝利、中原、東北等油田以及延長油田都進行了廣泛地研究、先導(dǎo)試驗和推廣應(yīng)用，已成為比較成熟的提高采收率技術(shù)。據(jù)統(tǒng)計，中國CCUS 技術(shù)的應(yīng)用主要集中在低滲透油藏，占CO2驅(qū)項目的90%，一般可提高采收率6%～20%［3］。

大慶榆樹林油田主要發(fā)育扶余油層和楊大城子油層，平均孔隙度10.4%，平均滲透率1.06×10-3μm2，為低孔、特低滲儲層，以往開發(fā)過程中存在自然產(chǎn)能低、壓裂有效期短、注水困難的問題，水驅(qū)開發(fā)難以有效動用，為了探索特低滲透儲層的有效開發(fā)途徑，榆樹林油田開展CO2驅(qū)油先導(dǎo)性試驗［4］。為了滿足開發(fā)需求，采油工程方案針對設(shè)計難點，對各項工藝開展了經(jīng)濟性、技術(shù)適應(yīng)性、配套工藝成熟性等對比分析，優(yōu)選出一套適用于榆樹林油田經(jīng)濟、實用、高效的CCUS 采油工程技術(shù)系列。在注氣工藝方面，國內(nèi)外CCUS 項目主要采取籠統(tǒng)注氣工藝，榆樹林油田形成了特色的單管2—3 層分注工藝，并配套完善了測調(diào)工藝技術(shù)；在腐蝕防護技術(shù)方面，針對注采兩端不同腐蝕特點設(shè)計不同防腐措施，并根據(jù)現(xiàn)場試驗經(jīng)驗，深入優(yōu)化確定油井點滴加注緩蝕劑的時機、加注緩蝕劑的方式、點滴加注緩蝕劑的量以及點滴加注緩蝕劑的周期；在油井見氣后的高氣液比舉升工藝方面，中國各油田防氣舉升理念基本相同，榆樹林油田采取組合防氣措施，適應(yīng)氣液比范圍更廣。整體上榆樹林油田的CCUS 采油工程技術(shù)處于國內(nèi)領(lǐng)先水平，試驗區(qū)保持多年平穩(wěn)生產(chǎn)，達到油藏工程預(yù)測指標(biāo)，實現(xiàn)CO2有效埋存，提高原油采收率，形成的方案設(shè)計方法可為后續(xù)CCUS 區(qū)塊的開發(fā)提供借鑒。

1 儲層特點及采油工程方案設(shè)計難點

榆樹林油田主要儲集層是下白堊統(tǒng)泉頭組三、四段的扶余油層和楊大城子油層，扶余油層平均孔隙度10%，平均滲透率1.16×10-3μm2，楊大城子油層平均孔隙度10.8%，平均滲透率0.96×10-3μm2，屬低孔、特低滲儲層［5］。巖心驅(qū)替實驗研究表明，特低滲透油藏注入CO2可降低啟動壓力梯度，提高流體的注入能力，氣驅(qū)比水驅(qū)具有更大優(yōu)勢。為此，榆樹林油田開展了CO2驅(qū)油現(xiàn)場試驗，為減少層間干擾，采取扶楊油層分層注氣開發(fā)，在氣驅(qū)開發(fā)一定階段后，需要通過水氣交替注入方式，最大限度擴大波及體積，控制CO2竄逸速度，減緩氣竄對驅(qū)油效率的影響。

根據(jù)榆樹林油田CO2驅(qū)開發(fā)特點，優(yōu)選安全可靠、經(jīng)濟可行、應(yīng)用高效的工藝技術(shù)是采油工程方案設(shè)計最大的難點。主要包含4 個方面：一是根據(jù)油藏注入需求，結(jié)合分層注氣管柱技術(shù)現(xiàn)狀，優(yōu)選適用的注入工藝；二是采出井氣液比變化幅度大，不同氣液比階段全生命周期舉升工藝的優(yōu)選；三是注采兩端腐蝕條件不同，針對性優(yōu)選防腐工藝；四是針對注入井停注和CO2返吐發(fā)生凍堵，優(yōu)選有效解凍堵工藝。

2 采油工程方案優(yōu)化設(shè)計

采油工程方案通過技術(shù)現(xiàn)狀調(diào)研，篩選出多個可選工藝，根據(jù)工藝特點，合理制定對比指標(biāo)，從經(jīng)濟性、技術(shù)適應(yīng)性、配套工藝成熟性等角度綜合評價，對注入、舉升、防腐、解凍堵等工藝方案進行優(yōu)化設(shè)計。

2.1 分層注入工藝

目前CO2驅(qū)常用的分層注入工藝有單管分注及雙管分注2 種管柱［6］（圖1），單管分注管柱主要由封隔器、止回配注器及絲堵組成，可以實現(xiàn)2 層及以上分層注氣；雙管分注管柱主要由外管、內(nèi)管、封隔器、密封工作筒、底閥及球座組成，可以實現(xiàn)2 層分層注氣或交替輪注［7］。

圖1 單、雙管分層注氣管柱結(jié)構(gòu)示意[6]Fig. 1 Schematic structure of single and dual string separated layer gas injection[6]

單管分注管柱在分注層段數(shù)量、解凍堵工藝及防腐工藝方面具有優(yōu)勢，雙管分注管柱在分層流量測試及驗封工藝方面具有優(yōu)勢，如表1 所示。

表1 單、雙管分注工藝特點對比Table 1 Comparison of characteristics of single and dual string separated layer injection technique

單、雙管分注工藝各有優(yōu)缺點，方案設(shè)計應(yīng)用綜合評價法［8］，對單、雙管分注工藝按照15 a 評價期，從經(jīng)濟性、技術(shù)適應(yīng)性及配套工藝成熟性角度進行對比，包含一次性投資、測調(diào)與驗封費用、分層數(shù)量、分層流量測試工藝、防腐工藝等10 個二級指標(biāo)，經(jīng)專家賦予相應(yīng)的權(quán)重，進行打分決策，單管分注工藝經(jīng)濟性好、技術(shù)適應(yīng)性強，單、雙管分注管柱配套工藝成熟性相當(dāng)（表2），優(yōu)化設(shè)計分層注入工藝主體采用單管分注管柱，試驗完善采用雙管分注管柱。

表2 單、雙管分注工藝綜合評分Table 2 Comprehensive score of single and dual string separated layer injection technique

2.2 高氣液比舉升工藝

CO2注入地層后，受氣體的滑脫效應(yīng)、黏性指進以及油藏非均質(zhì)性等因素影響，氣體容易沿著高滲條帶竄流到出口，采油井一旦見氣后，出現(xiàn)氣液比升高、套壓升高、泵效降低的情況，甚至出現(xiàn)抽油泵“氣鎖”現(xiàn)象，泵無法正常工作，嚴重影響采油井的泵效和產(chǎn)量［9］。

根據(jù)油藏工程方案預(yù)測榆樹林油田不同階段氣液比情況，如圖2 所示，區(qū)塊投產(chǎn)3 a，采出井氣液比達到100 m3/t。綜合考慮不同舉升方式的技術(shù)適應(yīng)性、工藝成熟度及經(jīng)濟性（表3），結(jié)合區(qū)塊平均檢泵周期1 000 d 左右，優(yōu)化設(shè)計在采出井初期未見氣階段及見氣后低氣液比階段（氣液比<100 m3/t），采用抽油機、常規(guī)抽油泵舉升方式，降低一次性投資?，F(xiàn)場生產(chǎn)過程中，可通過降低抽汲參數(shù)、加深泵掛、周期采油等方式，改善氣體對泵效的影響。隨著氣液比上升超過100 m3/t，為避免發(fā)生氣鎖，隨檢泵作業(yè)試驗應(yīng)用防氣抽油泵、氣錨等防氣裝置，并在注入端采取水氣交替注入、封竄等措施調(diào)整注入剖面，實現(xiàn)不同氣液比階段全生命周期舉升。

表3 不同舉升方式評價指標(biāo)Table 3 Evaluation indexes of different lifting methods

2.3 防腐工藝

在初期注氣階段，注入井井筒中為純CO2，不含水，油套管及井下封隔器、配注器等鋼材基本不會發(fā)生腐蝕［10］。當(dāng)注入端由注氣轉(zhuǎn)為注水開發(fā)時，注入水與地層返吐的CO2結(jié)合生成碳酸，則會對井下工具產(chǎn)生腐蝕；采出液中逐漸開始見CO2，CO2氣體與水結(jié)合生成碳酸，對井下工具產(chǎn)生腐蝕［11］。

針對注采兩端不同的腐蝕特點，采油工程方案優(yōu)化設(shè)計不同的防腐措施。注入井在保護封隔器以上的油管和套管形成的環(huán)形空間中一次性加注緩蝕劑，緩蝕劑滯留在油套環(huán)空，持續(xù)保護套管內(nèi)壁和油管外壁，減緩腐蝕。當(dāng)采取水氣交替注入方式時，為了減少CO2與水的接觸，水氣交替注入前加注緩蝕劑段塞。采出井從油套環(huán)空定期加注緩蝕劑［12］，減緩油管內(nèi)外壁及井下工具的腐蝕。

根據(jù)實驗室篩選，CO2防腐緩蝕劑采用咪唑啉類緩蝕劑［13］，具有無毒環(huán)保的優(yōu)點。室內(nèi)實驗在溫度80 ℃、CO2分壓5.0 MPa、緩蝕劑質(zhì)量濃度為700 mg/L 的條件下，對油田常用的3 種不同鋼級井下生產(chǎn)管材的緩蝕效果進行評價（表4）。室內(nèi)實驗結(jié)果表明，咪唑啉類緩蝕劑緩蝕率達到98.0%以上，防腐效果較好。為此，采油工程方案設(shè)計在榆樹林油田采用咪唑啉類緩蝕劑進行防腐，并設(shè)計對注氣井、采出井加注緩蝕劑前后進行掛環(huán)腐蝕監(jiān)測，驗證緩蝕劑防腐效果。

表4 緩蝕劑緩蝕效果評價Table 4 Evaluation of corrosion inhibition effect of corrosion inhibitors

根據(jù)現(xiàn)場試驗經(jīng)驗，對采油工程方案設(shè)計進行深入優(yōu)化，初步確定油井點滴加注緩蝕劑的時機、加注緩蝕劑的方式、點滴加注緩蝕劑的量以及點滴加注緩蝕劑的周期，并根據(jù)監(jiān)測結(jié)果及時調(diào)整防腐工藝。當(dāng)油井含水率大于5%時，根據(jù)不同日產(chǎn)液量采取不同防腐措施。對于日產(chǎn)液量低于等于1 t 的井，采用周期加注緩蝕劑方式，每7 d 向井內(nèi)注入10 kg緩蝕劑；對于產(chǎn)液量高于1 t的井，采用井口固定點滴加注緩蝕劑方式，每天加注劑量1.0~1.5 kg。

2.4 氣竄控制措施

榆樹林油田裂縫相對發(fā)育，在CO2驅(qū)過程中易發(fā)生氣竄，采油井氣液比迅速升高，泵效降低，產(chǎn)油量降低。

氣竄發(fā)生后，在注入端采取凝膠泡沫+耐酸泡沫復(fù)合調(diào)剖方式，根據(jù)井組連通及裂縫情況，優(yōu)化凝膠泡沫及耐酸泡沫段塞用量，調(diào)整吸氣剖面；在采出端利用尿醛樹脂封口劑和酸性響應(yīng)封口劑控制氣竄，同時擴大波及體積，實現(xiàn)氣竄井治理［14］（表5）。

表5 封竄體系性能Table 5 Channeling sealing systems performance

2.5 凍堵預(yù)防及解凍堵措施

當(dāng)注氣井停注時，低滲儲層CO2會反向擴散至井筒，在一定壓力、溫度條件下生成CO2水合物晶格，隨著晶格堆積逐漸生成凍堵物堵塞井筒，影響注氣井正常注入及測調(diào)。通過多年的實踐開發(fā)，逐漸摸索出榆樹林油田CO2水合物形成的溫度與壓力（圖3），以及易形成堵塞物的深度（井深500 m 以內(nèi)）。采油工程方案優(yōu)化設(shè)計結(jié)果為在水氣交替前向注氣井注入隔離段塞、停井期間不泄壓的凍堵預(yù)防措施。

圖3 榆樹林油田CO2水合物形成溫度與壓力關(guān)系Fig. 3 Relationship between temperature and pressure of CO2 hydrate formation in Yushulin Oilfield

調(diào)研目前油田常用解凍堵工藝，主要以藥劑解堵和連續(xù)油管解堵為主。藥劑解堵通過注入裝置將解凍堵藥劑注入井內(nèi)，悶井后返排。連續(xù)油管解堵將連續(xù)油管下入井筒凍堵位置，利用熱水循環(huán)解通井筒內(nèi)凍堵段。綜合考慮技術(shù)適應(yīng)性、工藝成熟度、施工效率及經(jīng)濟性（表6），采油工程方案優(yōu)化設(shè)計為以連續(xù)油管解堵為主、藥劑解堵為輔的解凍堵措施。

表6 常用解凍堵工藝評價指標(biāo)Table 6 Common evaluation indexes of frozen plug removal technique

3 CCUS實施效果

榆樹林油田CO2驅(qū)試驗區(qū)投產(chǎn)初期單井日注氣12 m3，注氣壓力19.8 MPa，目前單井日注氣11 m3，注氣壓力21.2 MPa，采出井初期平均單井日產(chǎn)油2.9 t，目前平均單井日產(chǎn)油1.6 t。注氣量穩(wěn)定、注入壓力穩(wěn)中有升，達到油藏預(yù)測指標(biāo)。

3.1 分層注氣

榆樹林油田在開發(fā)過程中，開展了籠統(tǒng)注入和單管分層注入效果對比，分層注入可以有效緩解籠統(tǒng)注入楊大城子油層不吸氣的問題，有效控制了井組遞減率，分層注入井遞減率比籠統(tǒng)注入井低1.19%~3.27%（表7）。

表7 分層注入與籠統(tǒng)注入應(yīng)用效果對比Table 7 Comparison of application effect between separated layer injection and commingled injection

3.2 高氣液比舉升

榆樹林油田在氣液比小于250 m3/t 的油井上加裝氣錨，平均泵效17.7%，在氣液比大于等于250 m3/t 的油井加裝氣錨，平均泵效6.4%（表8）。通過應(yīng)用對比，對于氣液比小于250 m3/t 的油井上加裝氣錨取得了一定的防氣效果；對于氣液比大于等于250 m3/t 的油井加裝氣錨防氣效果較差，所以應(yīng)對氣液比大于等于250 m3/t 的油井加裝防氣泵，防止氣鎖進一步提高泵效，同時采用水氣交替注入或調(diào)剖措施控制氣液比上升。

表8 油井氣防氣工藝應(yīng)用效果Table 8 Application effect of gas control by gas anchor in production wells

3.3 化學(xué)防腐

現(xiàn)場采用井口點滴加注緩蝕劑裝置，采取點滴加注方式對油井加注咪唑啉類緩蝕劑，在井下不同深度采取掛環(huán)或掛片監(jiān)測。監(jiān)測結(jié)果表明，未加注緩蝕劑的情況下，在井深超過1 300 m 后，鋼材的腐蝕速率超過0.076 mm/a 的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)；加注緩蝕劑后，當(dāng)井深超過1 300 m 后，腐蝕速率降低，單井平均腐蝕速率遠低于0.076 mm/a 的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，取得了較好的防腐效果（表9）。

表9 油井掛環(huán)腐蝕監(jiān)測情況Table 9 Corrosion monitoring of production well hanging rings

3.4 氣竄控制

榆樹林油田注入井采取耐酸泡沫、凝膠泡沫等封竄措施；采油井采取尿醛樹脂、酸性響應(yīng)封口劑等進行封口［15］。對比現(xiàn)場封竄試驗的5 口注入井，平均單井注入壓力升高了4.9 MPa、氣油比降低了93.5 m3/t，取得了平均單井階段累計增油667 t 的封竄效果（表10）。

表10 S101區(qū)塊注氣井封竄效果Table 10 Channeling sealing effect of gas injection wells in S101 Block

截至2022 年底，榆樹林油田累計注入CO2共114.59×104t，累計產(chǎn)油39.80×104t，累計換油率0.34，實現(xiàn)碳埋存108.9×104t。氣驅(qū)階段采出程度6.68%，與水驅(qū)預(yù)測采出程度相比，提高采收率4.39 百分點，取得較好的CO2驅(qū)油開發(fā)、CO2埋存效果。

4 結(jié) 論

（1）采油工程方案采取技術(shù)調(diào)研、工藝篩選、指標(biāo)制定、綜合評價的設(shè)計方法，優(yōu)選出一套適用于榆樹林油田經(jīng)濟、實用、高效的CCUS 采油工程技術(shù)系列，與水驅(qū)預(yù)測采出程度相比，提高采收率4.39 百分點。

（2）通過優(yōu)化設(shè)計與實踐，形成了以單管注入為主的分層注入工藝、防氣泵+氣錨高氣液比舉升工藝、注采兩端個性化防腐工藝及物理化學(xué)組合解凍堵工藝，保障了特低滲透儲層的開發(fā)效果和CO2的有效埋存。

（3）對于采取水氣交替注入開發(fā)的CO2驅(qū)油田，建議在水氣段塞交替注入前，加注緩蝕劑段塞，減緩腐蝕；加注防凍堵隔離段塞，預(yù)防凍堵。

（4）目前CCUS 技術(shù)常應(yīng)用于已開發(fā)多年的老區(qū)塊，注入井井況存在不確定性，有必要在投產(chǎn)前開展井筒完整性評估與治理，確保CO2驅(qū)安全、有效實施。