二氧化碳復合吞吐工藝技術研究與應用

藏鵬

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

關鍵詞：二氧化碳;復合吞吐;開發效果;機理;現場應用

1 地質概況

杜813塊位于曙一區南部，北鄰杜84塊，西接杜212塊，東鄰杜80塊。開發目的層為沙一+二段興隆臺油層，構造形態整體上為一北東走向、南東傾向的單斜構造，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，頂底水發育，開發目的層為興隆臺油層，地質儲量2568×104t。

杜813塊興隆臺油層儲層物性較好，平均孔隙度為30.2%，平均滲透率為1633mD，為高孔、高滲儲層。杜813塊興隆臺油層屬于超稠油，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。區塊原始地層壓力7.5-9.4MPa，壓力系數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復合吞吐作用機理

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替效率和波及效率，CO2擴散過程中擴大加熱范圍，其氣泡帶動周邊原油和降粘劑滲流擾動，為原油充分降粘及擴散提供了條件。

（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）調整剖面作用：CO2與表面活性劑形成泡沫，對中高滲層具有封堵作用，進而起到調整剖面的作用。

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

3 主要研究內容

3.1 CO2吞吐選井條件

a、剩余可采儲量較高，采出程度低;

b、一般位于非主河道區，正韻律或復合韻律層;

c、一般處于構造中高部位，且斷層封閉;

d、水平段較長、軌跡勢能差異較大;

e、能量較為充足;

f、以固井射孔完井和常規篩管完井為主;

g、井況較好，無嚴重套損、出砂和漏失現象。

3.2 注入量的設計

根據油井所在區塊的孔隙度、粘度、剩余飽和度等參數，計算出二氧化碳氣體在地層中所占的體積，再根據此體積計算出注入井所需液態二氧化碳的質量。通過查閱國內外資料，CO2總注入量一般為0.15PV時驅油效益（采收率提高百分比×換油率）最大。

3.3 注入壓力的設計

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。根據注入井井況，地層物性和設備注入能力，設計注入壓力控制在25MPa以下。

3.4 注入速度的設計

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致二氧化碳沿高滲通道竄流到鄰井或邊底水水體中。根據地層滲透率和連通情況，參考設備能力，設定注入速度3-5t/h。

3.5 燜井時間的確定（關井反應時間）

根據CO2在地層的反應時間確定燜井時間，國內外現場經驗一般在15-25天。

3.6 措施前泵的工況診斷

為保證CO2吞吐效果，措施前進行泵況判斷，確保吞吐后油井正常生產，避免作業對吞吐效果產生影響。

3.7 生產制度優化

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

4 現場應用情況

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6-12小時;

這期間液態CO2逐漸變為氣態，并且向油層進行擴散，同時和表面活性劑作用形成泡沫。

C、注汽吞吐，吞吐后轉抽生產。

4.2總體效果評價

近兩年，共實施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

實施CO2吞吐后，30口井平均日產油從81.8t上升至179.6t，周期產油量從14344.4t上升至17399.7t，累增油6732.5t。

4.2.2 油井回采能力增強

實施CO2吞吐后，30口井與措施前對比平均注汽量略有下降，產液量增加，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

實施CO2吞吐后，與措施前對比平均注汽壓力略有上升，從實施前12.43MPa上升至實施后的13.14MPa，提高0.71MPa。

4.3 典型實例：杜813-47-69

杜813-47-69井2019年2月24日實施CO2復合吞吐，注入排量16t/d，干度75%，注汽量1900t。2019年3月8日開井，初期日產液24.92t，日產油9.7t，含水61%;該井目前日產液25.69t，日產油6.2t，累增油2389.9t

5 經濟效果分析

截至目前杜813塊實施CO2復合吞吐工藝技術累計增油2389.9t，創經濟效益1144.53萬元，投入產出比1：2.95，具有較好經濟效益。

結 論

CO2復合吞吐技術能夠有效改善和提高超稠油油井的生產能力，具有較好的增產效果，是超稠油穩產增產的一種有效工藝措施。CO2復合吞吐技術現場實施效果好，增油效果和經濟效益顯著。該技術的成功實施，對同類油藏具有較好的指導意義和借鑒價值。

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