小断块油藏单井CO2 吞吐强化采油注气时机及周期注入量优选
CO2吞吐技术应用于深层稠油开发探究
CO2吞吐技术应用于深层稠油开发探究作者：孙继国来源：《中国新技术新产品》2012年第12期摘要：深层稠油开发问题一直是困扰着石油开采工作的难题，原油粘稠、流动性差，在井底和井壁附近的流动非常差，给采油工作带来很多困难。
不过近几年来，伴随着科学技术的发展，我国的石油勘查领域和采集行业石油勘探和采油工艺的技术水平都有了很大程度的提高，而这一行业难题也有了解决办法，既针对深层稠油油藏，利用CO2吞吐技术，实施CO2早期吞吐，使稠油开采的产量和经济效益都有了显著的提高。
文中就CO2吞吐技术的作用机理和注意问题等内容展开讨论，希望本文中的一些个人建议能对深层油藏稠油开采工作有所帮助，从而促进行业健康发展。
关键词：深层稠油开发；CO2吞吐技术；稠油油藏中图分类号：TE35 文献标识码：ACO2吞吐技术的引进，有效的解决了低渗透油藏稠油开采的问题，利用CO2吞吐的能量来补充低渗透油藏能量不足的问题，提高其渗透率，CO2吞吐技术能有效的解决深层稠油开采的问题，提高采收效率，从而达到增长增收的目的。
1. CO2吞吐技术提高稠油采收率的机理1.1提高原油的流动性C02气体之所以能有效的提高原油的采收率、增加经济效益，是因为其溶解在原油中会降低原油的密度和粘度，提高原油的流动性，也就是增加了原油的渗透率。
这样原油可以通过驱动力的作用，达到采油的目的。
1.2改变地层压力在一定的条件下，通过将一定体积C02气体融入原油中，会大幅增加原油体积，进而改变地层压力，地层压力的增加提供了驱油动力，从而增加采收率。
1.3溶解气驱在大量的C02气体的注入后，在所受到的压力降低后，则部分的融入气体由于压力的作用，会从原油中分离出来，气体的膨胀和气体分子的弹性驱动张力形成了原油内部的驱动力，这是驱油效果有了显著提高。
1.4降低界面张力，提高驱油效率据试验结果：C02在混相的时候是能达到完全驱替的效果的，而混相时的采收率会达到很高的比列，大概有90％以上。
浅析东辛油田二氧化碳单井吞吐的选井及参数优化
2. ，注入设备
实 施C02吞吐 初 井日 后， 期单 增能力10一t / 22
目前在我油田有两种注入设备: 一种是 5/ 根据Co: 吞 室内 验的 论 首 吞 3R C一 25 型高压柱塞泵; 另一种是 400 或 吐 实 结 和 批 吐 的 功 验， 们 定 井 成 经 我 制 了c02吞 工 的 700 型改型水泥车。两种注入设备对比见下 吐 艺 选井标准， 并依据此标淮选井， 编写施工方案 表 : 和工艺设计， 着重对注入量进行研究， 减少了 经过对比. 我们采用400 型或 700 型该型 措 施失 误 。 水泥车为注人设备， 该设备排量大， 最高压力 可高达 34MP a 。 2.2 注入t 的确定 1 选井标准 2 0 0 0 年初， 结合我厂的油藏特点， 制定 对取样井我们参照室内实验给出的原油 体积膨胀系数， 来确定注人量。 对其它井， 我 c o : 吞吐 艺的 条 如 工 选井 件 下: ) 1 区块小， 油藏封闭性好， 无大的裂缝; 们采用两种方法通过计算来确定。 ) 2 采油初期有过高产史， 但采出程度不 方法一: 根据室内实验提供的 COZ在不 高， 后期产量下降较突出; 同温度、压力下的密度， 按照质量守恒定律 质 造、 方 等， 此 构 开采 式等 因 注C02井 尽可 要 3) 油层渗透率在 1 0一 0 毫达西之间， 来计算COZ在油层的体积， 0 0 5 从而求出膨胀倍 能符合选井标淮， 根据每口 井的地层及井况特 孔隙度大于 20%， 泥质含量小于 1 %. 5 数， 确定注入量。 征优化施工参数的设计， 才能收到明显的增油 4 ) 原油密度小于0 . 99/ cm3， 原油粘度 方法二: 应用理想气体状态方程计算 效 果 。 小于500mPa .5。 COZ在油层的体积， 从而求出膨胀倍数， 确定 : 5 ) 油层厚度不超过十米二 注气井不超 注 入 量 。 参考文献 过两层， 要求层间差异越小越好。 P V = ZN R T 【 【 E . C.唐纳森.G.V .奇尼加赖恩.T .F . ] 1 美I 6 ) 含油饱和度大于 40%， 综合含水小于 其中: P 为压力， 单位Pa 。 晏 二氧化碳驱 提高石油采收率 50% 1 V 为体积， 单位m3; 19 9 2 . 7 ) 油藏胶结物中灰质少于 16 % 。 2 为压缩系数， 可由附图查出; ] 2 1 李文生， 王志全.对二氧化碳驱油吞吐技术 8 ) 无注入水、边底水驱地层能量差的 R 为通用气体常数. 的认识及其在胜利油田的应用前景. 胜利 油藏。 T 为热力学温度， 单位K ， 油田鲁胜非烃气科技开发公司. 9 ) 原始地层压力大于2 5 兆帕。 N 为物质的量。 【 曹银盛. 二氧化碳的性质.地科院. ] 3 10 ) 套管不破裂， 固井质量好。 上述两种方法计算结果基本吻合， 与室内 1 』 4 [美]M .A . 克林斯. 二氧化碳驱油机理及工 依据此标准， 两年来我们初步筛选了4 0 实验结果也基本符合。各井因油层温度和油 程设计. 石油工业出版社. 多口 较封闭的油井， 经详细的调查后， 确定施 层目 前压力不同， 膨胀倍数不同， 1. 8一 之 【 沈平平， 在 8 1 5 韩冬译. 油藏流体PVT 与相态. 工T 16 口18 井次 (其中还对X 50一 59 、 间， x 一般在2 . 0 左右， 个别地层亏空大的井膨 石油工业出版社. X 17一 井进行了二次吞吐) 。 22 胀倍数可达 1 左右。通过膨胀倍数计算来粗 0
CO2吞吐技术在油田应用中的研究
CO2 吞吐技术在油田应用中的研究发布时间：2022-01-05T02:53:10.276Z 来源：《中国科技人才》2021年第21期作者：黄倩廖宇李慧姝刘静静[导读] CO2 吞吐主要采用的是同井注采方式，将一定量的液态 CO2 通过油井的油套环空注入油藏后进行焖井处理，待焖井一段时间后再重新恢复采油，以此来补充地层能量，降低原油黏度，改善油藏孔渗结构，进而达到提高注入流体渗流能力、单井产量和油藏采收率的效果[1]。
苏州经贸职业技术学院江苏苏州 215000摘要： CO2 吞吐作为一种高效的三次提高采收率技术，其主要原理包括 CO2 与原油的溶解降粘作用、 CO2 与原油的萃取抽提作用、CO2-地层水-岩石间的相互作用、 CO2 的溶解气驱作用。
CO2 吞吐技术在致密油藏、稠油油藏、低渗裂缝油藏中均有较广泛的应用，可通过 CO2 单井吞吐、单井多轮次吞吐以及油水井联作式吞吐等方式进行增产开采，且在实施 CO2 吞吐以后油井含水率降低，原油增产效果显著。
关键词： CO2；CO2 吞吐；提高原油采收率；油田应用；吞吐效果CO2 吞吐主要采用的是同井注采方式，将一定量的液态 CO2 通过油井的油套环空注入油藏后进行焖井处理，待焖井一段时间后再重新恢复采油，以此来补充地层能量，降低原油黏度，改善油藏孔渗结构，进而达到提高注入流体渗流能力、单井产量和油藏采收率的效果[1]。
CO2 吞吐是一种稠油冷采的工艺技术，适用于低孔、低渗、低能、非均质性强或无法建立注采系统的稠油油藏和致密油藏[2]。
1 CO2 吞吐技术提高原油采收率原理1.1 CO2 与原油的溶解降粘作用将 CO2 注入地层进行焖井处理后， CO2 凭借自身较强的溶剂化能力可溶解于原油，并与原油之间形成油包气状态，使其体积系数、膨胀系数及溶解气油比增大，进而降低原油粘度，提升储层弹性能量，增加原油在地层孔隙中的流动性[3]，其中 CO2 在吉林扶余油藏原油中的溶解度测试结果如表 1 所示。
(完整版)二氧化碳吞吐效果分析汇报
1800 1500
1684
累积情况对比图
措施前
措施后
日产液量由1684吨下降到
1200
-1103
900
581
600
-65
601 536
581吨，下降幅度为65.5%，平 均单井下降35吨；日产油量由52
300
+219 271
-43.5
52
96.9 53.4
0 日产液
日产油
含水
液面
吨上升到271吨，是原来的5.2倍，
定向井 2
2 100 12
360
180
2
14 325 0.8
合计 34
32 94.1 219 10530 329
22
55
1040 5
1.0
从井型上看，水平井实施32井次，是实施的主体，有效率达到93.8%，阶段增油 1.02万吨。借鉴其成效，开始在定向井进行试验，已实施2井次，全部有效，阶段累计 增油360吨。
实施 有效 措施 井次 井次 有效率 （次） （次） （%）
初期 日增油 （吨）
阶段累计 平均单井 目前有 增油量 阶段增油 效井次 （吨） （吨） （次）
目前 日增油 （吨）
累计 地面 注入量 换油率 （吨） (吨/吨)
2010 年
11
10 90.9
97
4884 444
2
2 3398 1.4
2011 年
（次） （次） （%）
初期 日增油 （吨）
阶段累计 平均单井 目前 目前日 累计 增油量 阶段增油 有效井 增油 注入量 （吨） （吨） （次） （吨） （吨）
地面 换油率 (吨/吨)
一次 31 29 93.5 208 10412 359 19 49 9430 1.1
石油课堂你必须知道的采油常识
⽯油课堂你必须知道的采油常识==采油的概念==通过勘探、钻井、完井之后，油井开始正常⽣产，油⽥也开始进⼊采油阶段，根据油⽥开发需要，最⼤限度地将地下原油开采到地⾯上来，提⾼油井产量和原油采收率，合理开发油藏，实现⾼产、稳产的过得叫做采油。
原油⽣产流道油层—近井地带—射孔弹道—井眼内部—⼈⼯举升装置—油管—井⼝—采油树—地⾯管线—计量站—油⽓分离器—输油管⽹常⽤的采油⽅法1）⾃喷采油法：利⽤油层本⾝的弹性能量使地层原油喷到地⾯的⽅法称为⾃喷采油法。
⾃喷采油主要依靠溶解在原油中的⽓体随压⼒的降低分享出来⽽发⽣的膨胀。
在整个⽣产系统中，原油依靠油层所提供的压能克服重⼒及流动阻⼒⾃⾏流动，不需要⼈为补充能量，因此⾃喷采油是最简单、最⽅便、最经济的采油⽅法。
2）⼈⼯举升⼈为地向油井井底增补能量，将油藏中的⽯油举升⾄井⼝的⽅法是⼈⼯举升采油法。
随着采出⽯油总量的不断增加，油层压⼒⽇益降低；注⽔开发的油⽥，油井产⽔百分⽐逐渐增⼤，使流体的⽐重增加，这两种情况都使油井⾃喷能⼒逐步减弱。
为提⾼产量，需采取⼈⼯举升法采油（⼜称机械采油），是油⽥开采的主要⽅式，特别在油⽥开发后期，有泵抽采油法和⽓举采油法两种。
在陆地油⽥常⽤抽油机，海上多⽤电潜泵，像⼀些出砂井或稠油井多⽤螺杆泵，此外常⽤的还有射流泵、⽓举、柱塞泵等等；==采油的三个阶段== 在⽯油界，通常把仅仅依靠岩⽯膨胀、边⽔驱动、重⼒、天然⽓膨胀等各种天然能量来采油的⽅法称为⼀次采油；把通过注⽓或注⽔提⾼油层压⼒的采油⽅法称为⼆次采油；把通过注⼊化学剂改变张⼒、注⼊热流体改变黏度，⽤这种物理、化学⽅法来驱替油层中不连续的和难开采原油的⽅法称为三次采油。
►⼀次采油—让油⾃⼰喷出来 在⼀次采油阶段，在地层⾥沉睡了亿万年的⽯油可以依靠天然能量摆脱覆盖在它们之上的重重障碍，通过油井流到地⾯。
⾃喷井开采⽰意图 这种能量正是来源于覆盖在它们之上的岩⽯对其所处的地层和地层当中的流体所施加的重压。
“双碳”愿景下CO2驱强化采油封存技术工程选址指标评价
大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月第 43 卷 第 1 期Feb. ，2024Vol. 43 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202306023“双碳”愿景下CO 2驱强化采油封存技术工程选址指标评价张成龙1 王瑞景2 罗翔3 张斌斌4 刘廷1 马梓涵5 刁玉杰1（1.中国地质调查局水文地质环境地质调查中心，河北 保定071051；2.中国石油新疆油田公司开发公司，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油青海油田公司采油三厂，青海 海西816400；4.中国石油长庆油田公司长庆实业集团有限公司，陕西 西安710018；5.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆163453）摘要： 在国家能源安全和“双碳”战略愿景下，CO 2驱强化采油封存技术（CO 2-EOR ）因能助力油气行业转型发展，成为“低碳化”乃至“负碳化”的首选技术和最现实的选择。
无论是实验、数值模拟还是现场实践，目前国内外学者对CO 2-EOR 研究侧重于CO 2作为高效的驱油“催化剂”本身及油藏CO 2-EOR 适应性认识，对于工程选址评价缺乏统一标准和系统研究。
在充分调研国内外文献的基础上，结合中国CO 2-EOR 应用进展和工程实践，明确了CO 2-EOR 工程选址可行性评价所需的通用依据，指出了CO 2-EOR 工程选址遵循“CO 2封存与驱油双统一”、安全性、经济性的专属性原则，并从CO 2-EOR工程选址的地质、工程、安全、经济4个要素开展了较详尽系统的研究，定性-定量构建了“4+8+27”CO 2-EOR 工程选址三级指标评价体系（GESE ），以期为油藏开展CO 2-EOR 工程选址提供借鉴，助力中国碳减排技术的应用与发展。
关键词：碳达峰碳中和；CO 2-EOR 工程；场地选址；评价指标；地质要素；工程要素；安全要素；经济要素中图分类号：TE357.4；TE38；TE122 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2024）01-0158-10Evaluation of CO 2⁃EOR project site selection indexesunder “dual carbon ” visionZHANG Chenglong 1，WANG Ruijing 2，LUO Xiang 3，ZHANG Binbin 4，LIU Ting 1，MA Zihan 5，DIAO Yujie 1（1.Center for Hydrogeology and Environmental Geology Survey ，China Geological Survey ，Baoding 071051，China ；2.Development Company of PetroChina Xinjiang Oilfield Company ，Karamay 834000，China ；3.No.3 Oil Production Company of PetroChina Qinghai Oilfield Company ，Haixi 816400，China ；4.Changqing Industrial Group Co.，Ltd.，PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 710018，China ；5.Oil Production Technology Institute of PetroChina Daqing Oilfield Co.，Ltd.，Daqing 163453，China ）Abstract ：Under the strategic vision of national energy security and “dual carbon ”， CO 2-EOR sequestration that can promote oil and gas industry transformation and development to achieve “low carbon ” and even “negative car⁃bon ” becomes the preferred technology and the most realistic choice. In respect of no matter test and numerical sim⁃收稿日期：2023-06-14 改回日期：2023-08-10基金项目：国家自然科学基金碳中和专项“咸水层CO 2封存盖层的力学−化学长期作用机制与安全风险评价方法研究”（42141013）；中国地质调查局地质调查项目“二氧化碳地质储存与资源化利用调查”（DD12120113006600）。
二氧化碳提高油藏采收率与地质封存一体化关键技术及应用示范
二氧化碳提高油藏采收率与地质封存一体化关键技术及应用示范一、背景：随着全球经济和人口的快速发展，人们对能源的需求越来越大，石油仍然是当前世界主要能源之一。
然而，全球石油储量逐渐减少，难以开采的储量比例越来越高。
为了提高石油采收率，开发难以采收的石油资源，二氧化碳(EOR-CO2)提高油藏采收率与地质封存一体化已成为普遍应用的技术。
二、二氧化碳提高油藏采收率与地质封存一体化：EOR-CO2技术是一项成熟的石油开采技术，通过注入CO2气体到油藏，可改变油藏内的相态平衡，促进原油的流动，提高采收率。
同时，EOR-CO2过程中产生的溶解或固体化气体可被地质封存，实现EOR-CO2技术的一体化。
三、关键技术：1.油藏储量评估技术：通过地质勘探、数据采集、建模等手段，评估油藏储量和产能，为后续EOR-CO2提供科学依据。
2.注气条件优选技术：结合油藏地质特征和物理性质等因素，选择合适的注气井位、注气量和注气时间，保证EOR-CO2注入的有效性和安全性。
3.CO2气体压力调控技术：合理控制CO2气体注入压力和速度，避免溢出和钻井漏气等安全事故。
4.油藏流体动力学模拟技术：通过数值模拟和地震监测等手段，分析确定CO2注入后油藏的流体动力学响应情况，优化EOR-CO2注入方案。
四、应用示范：以东海油田为例，采用EOR-CO2提高油藏采收率与地质封存一体化技术，成功提高了单井日产油量，减少了CO2气体排放量和地质环境影响，实现了可持续发展。
五、结论：EOR-CO2技术是提高油藏采收率和地质封存的一体化技术，需要针对不同油藏特点和地质环境，进行合理的方案制定和技术应用。
通过EOR-CO2技术的应用示范，预计能够推动这一关键技术的更广泛应用和发展。
特高含水油藏开发后期深部调驱+二氧化碳吞吐技术
特高含水油藏开发后期深部调驱+二氧化碳吞吐技术刘道杰;史英;轩玲玲;王玉靖;李晓萌【摘要】Due to the well-developed predominant flow channels in the late stage of medium-high permeability sandstone oil reservoir with ultra-high water-cut,conventional measures for water-cut control and production stabi-lization are limited in control the water-cut increase. In-depth profile control is used to plug the predominant flow channels,change flow direction and recover the remaining oil around the flooding channels.In addition,carbo diox-ide huff-puff is implemented to reduce oil mobility and enhance inter-well displacement efficiency. Research indi-cates that the in-depth profile control and carbon dioxide huff-puff could reduce water-cut and stabilize oil produc-tion by realizing inter-well pressure balance and enhancing swept volume. After implementation in Ng21oil reservoir of Nanpu Sag for one year,the cumulative oil increment is1.82×104t,the water-cut is reduced by 12.4 persent-age points and the oil recovery factor is enhanced by 1.6 persentage points. This research could provide certain sig-nificance for further enehancing oil recovery in ultra-high water-cut oil reservoir.%针对中高渗砂岩油藏进入特高含水开发后期,油藏优势渗流通道极其发育,常规控水稳油对策无法抑制含水持续升高的问题,利用深部调驱封堵优势渗流通道,改变液流方向,挖潜水淹路径绕流区剩余油,同时,利用CO2吞吐降低原油流动性,提高井间驱油效率.研究结果表明:利用深部调驱+CO2吞吐技术,可实现井间压力平衡,扩大驱替波及体积,达到降水增油的目的.该项技术在南堡凹陷Ng21油藏实施1 a后,累计增油1.82×104t,含水降低12.4个百分点,采收率提高1.6个百分点.研究成果对特高含水油藏进一步提高采收率具有重要意义.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2018(025)002【总页数】5页(P65-69)【关键词】特高含水油藏;剩余油;深部调驱;CO2吞吐;南堡凹陷【作者】刘道杰;史英;轩玲玲;王玉靖;李晓萌【作者单位】中国石油冀东油田分公司,河北唐山 063004;中国石油冀东油田分公司,河北唐山 063004;中国石油冀东油田分公司,河北唐山 063004;中国石油冀东油田分公司,河北唐山 063004;中国石油冀东油田分公司,河北唐山 063004【正文语种】中文【中图分类】TE3490 引言冀东南堡凹陷浅层油藏为天然水驱油藏，2005年油藏进入高含水后，主要采用边部调剖封堵边水及内部深部调驱实现液流转向，取得了显著的控水增油效果。
小断块单元油藏单井多周期CO2吞吐强化采油研究
地 采用 单井 注气吞 吐工 艺方法 进行 强化 采油 ，就有 可 能是一 种灵 活的且 行之 有效 的工艺 方法 。 Ｃ Ｏ 注入 油层 中在 油层压 力下 可形 成 高密 度压 缩
吞 吐是一种潜在的有效提高单井采油量的方法。为此
通 过 现场 采 出地层 原油取 样 ，获得 目前 油井所 在 油藏
注气速度、焖井时间和生产速度等 因素进行敏 感性分析 ，从 而得 出适合于小断块单元油藏单井 Ｃ Ｏ 吞吐强化采油的优选方案 ，并对第一周期生产指标进行 了预测，在此基础上 ，对第二周期的周期 注入 量进行 了分析，得 出相关油井已不适合进行 第二周期 吞吐的结论 ，为油井 Ｃ Ｏ 吞吐 强化采 油可行性
张 国强 ，孙 雷 ，孙 良田 ，杨 小松 ，吴应川 ，李士伦
（ ．西南石油大学 油气藏 地质及开发工程国家重点实验室 ，四川 成都 １ ６ ０ ０ ；２ １５ ０ ．中原油 田分公 司，河南 濮阳 ４ ７０ ） ５ ０ ０
摘要：低渗小断块油藏控制单元井 间连通性 差、边界封 闭、地 层能量有 限、开采 中地层能 量下降很
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第２ ５卷
第 ５期
大庆石 油地质 与 开发
Ｐ Ｇ ０ Ｄ Ｄ ．．．． ．
２０ ０６年 １ ０月
・ ５・ ８
文章编号 ：１０ －７ ４ （０ ６）０ － ８ －５ ００３ ５ ２ ０ ５０ ５０ ０
小 断块 单 元 油 藏 单 井 多周 期 Ｃ Ｏ２ 吞 吐 强 化 采 油 研 究
收 稿 日期 ：２０ －１１ ０ ６０ —６
作者简介 ：张国强（ ９４一） １ ７ ，男 ，山东莱州人 ，在读博士 ，从事油气相态理论 及油气藏数 值模拟 方面的研究。
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WC54井区CO2单井吞吐强化采油室内实验及数值模拟研究
４４ ・
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第 ２卷 ９
第 ２期
天 然 气 勘 探 与 开 发
∞ ∞
育 一 坦 ∞
ｍ
０
区块 的 ＷＣ １ 井 相 比，两 井具 有相 同的特征 特 点 ： ２１ 溶解 气 油 比偏 低 ，含 有一 定 中 间烃 组 分 ，Ｃ＋ 以上 重 质烃 含量 高 ，属 于典 型 的黑油 油藏 。但是 在 开发 过 程 中 ， 由 于 ＷＣ４ 井 压 降 速 度 更 快 ，相 对 于 ５
１５ ｍ ，原始 生产气 油 比 ３ ｍ ／ ４５ ６ ｍ ，地 面原 油 相 对 密度 ０ ８ ６ ． ７ ２，粘 度 ２ ． ３ Ｐ ． ，凝 固 点 ３ ｃ ；开 ２５ ｍ ａ ｓ ０Ｉ ＝
ＷＣ ４井 区油 藏单元 目前 低产 、无 法 形成 注 采 井 组 ５ 补充 能量 的开 采 状态 ，利 用炼 油厂 年产 １ ０×１ ０ｔ Ｃ 生产 能 力 ，开 展单 井 注 Ｃ 吞 吐 增 产 工 艺 Ｏ 的 Ｏ 措施 ，这 是最 为 可行 的增 产提 高采 收率方 法之 一 。
本文系 “ 油气藏地 质及开发工程 ”国家重点实验室基金项 目 （ Ｌ ０ ８ 资助成果 。 Ｐ Ｎ １） 作者简介 庞进 （ ９ １一） １８ ，男 （ 苗族 ） ，重庆黔江人 ，在读硕： ，从事油气柏态理论及 注气提 高采收率 方面的研究。地址 ：（ １５０） ｉ ６ ００
四川省成都 巾新都 区两南石油大学 ２０ 级 １ ０３ 班。
表 １ 井 流 物 组 成 表
。原 始 地 层
采到 ２０ 年 ３ 月 ， 日产 油 降 到 １２， 日产 气 ０４ ．ｔ
１７ ５ ｍ ，含水 ２ ％ 。 ｍ ～１ ５ １ ５
目前 生产 状 态 ：产 油水 平 ０ ５ ｔｄ ．３／ ，产 液水 平 ２５ ｄ ． ｍ ／ ，产气水 平 ９ ｍ ／ ，动 液 面 １５ ｍ。鉴 于 ０ ｄ ９６
复杂断块油藏单井CO2吞吐注采参数优化研究
外来 能量 补 充 ，只能 依靠 天然 能 量开 采 。在 此类 油 藏 开发方 面 ，普 遍 存 在 的问 题 是 注 采 井 网 不完 善 ， 注水 困难 ，储 量水 驱 动用 低 ，水 驱效 果差 ，即使 采
取 了强化 的 注采 系统 ，水 驱采 收 率仍 然较 低 ，只有
１ ～ ３ 左 右 。 ０ ０
的 Ｃ 时 ，饱 和原 油 的体 积 可膨 胀 到 原 来 体 积 的 Ｏ
１ ４ 倍 ，属于 中等 膨胀 效果 。 ．２ １ ２ 模 型基 本参 数 ． 根据 以上 筛选 区块 油 藏形 态及 基本 情 况建立模
型 ，采用单井直 角 网格 系统 ，网格 划分为 １ ×１ Ｏ ０ｍ， 纵 向上根 据 实 际 生 产 小 层 进 行 划 分 。注 人 Ｃ Ｏ 基
关 键 词 ：复杂 断块 油 藏 ；Ｃ 吐 ；数值 模 拟 ；注 采参 数优 化 ；换油 率 Ｏ 吞
受 复杂 的沉 积 环境 和地 质 力学 的影 响 ，部分 油 田被复 杂断 层所 切 割 而 形 成 复 杂 类 型 的断 块 油 田 ，
地层 温 度下 依 次 加 注 不 同摩 尔 比例 的 Ｃ 混 合 体 Ｏ
摘 要 ：在 对 实际油 藏进 行 Ｃ 吞 吐 井位 筛选 的基 础 上 ，根 据 油 藏 地 质 、开 发 、相 关 室 内 实 Ｏ
验 资料 ，建 立适 合 单 井 Ｃ 。 吐 研 究的数 值 模 拟 模 型 ，以 增产 油量 和 换 油 率作 为 评 价依 据 ， 用 ０ 吞
数 值 模 拟 方 法 研 究 了 Ｃ 吞 吐 注 采 制 度 对 开 发 效 果 的 影 响 。 结 论 认 为 ： 周 期 注 气 量 、 开 井 生 产 Ｏ
在 注气吞 吐模 拟 时 ，对地 层 原油 采用 多个 拟组 分 可
适合致密油藏的超临界CO2-气溶性表面活性剂复合吞吐技术
大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月第 43 卷 第 1 期Feb. ，2024Vol. 43 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202306035适合致密油藏的超临界CO 2-气溶性表面活性剂复合吞吐技术刘明1 蓝加达1，2潘兰2 李彦婧2 刘昊娟2（1.中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏 泰州225300；2.中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏 南京210011）摘要： 为了进一步提高致密油储层超临界CO 2吞吐的开发效果，探索适合致密油藏的超临界CO 2-气溶性表面活性剂复合吞吐技术，通过原油黏度实验、油气界面张力实验、最小混相压力实验、原油膨胀系数实验以及超临界CO 2-气溶性表面活性剂复合吞吐模拟实验，评价了不同类型气溶性表面活性剂的性能及其对吞吐采收率的影响。
结果表明：气溶性表面活性剂GRS⁃1的综合性能更加突出，随着气溶性表面活性剂质量分数的不断增大，原油黏度、油气界面张力和最小混相压力均呈现出逐渐降低的趋势，而原油体积膨胀系数则逐渐增大，并且岩心的吞吐采收率和入口端压力也呈现出逐渐增大的趋势；随着混合流体注入量的增加以及闷井时间的延长，岩心吞吐采收率和入口端压力均逐渐增大，并且岩心的渗透率越大，吞吐采收率就越高；超临界CO 2-气溶性表面活性剂复合吞吐的最佳实验参数为气溶性表面活性剂GRS⁃1的质量分数0.6%、混合流体注入量0.5 PV 、闷井时间3 h 、吞吐轮次3次。
该复合吞吐技术能够显著提高致密油藏的采收率，对高效开发致密油藏具有指导意义。
关键词：致密油藏；超临界CO 2；气溶性表面活性剂；复合吞吐；提高采收率中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2024）01-0068-09Supercritical CO 2⁃soluble surfactant composite huff and pufftechnology for tight oil reservoirsLIU Ming 1，LAN Jiada 1，2，PAN Lan 2，LI Yanjing 2，LIU Haojuan 2（1.Taizhou Oil Production Plant of Sinopec East China Oil & Gas Company ，Taizhou 225300，China ；2.Research Institute of Exploration and Development ，Sinopec East China Oil & Gas Company ，Nanjing 210011，China ）Abstract ：In order to further improve development effect of supercritical CO 2 huff and puff in tight oil reservoirs and explore suitable supercritical CO 2-soluble surfactant composite huff and puff technology for tight oil reservoirs ， oil viscosity experiment ， oil -gas interfacial tension experiment ， minimum miscibility pressure experiment ， oil expan⁃sion coefficient experiment and supercritical CO 2-soluble surfactant composite huff and puff simulation experiment are carried out to evaluate performance of different types of gas -soluble surfactants and their impact on huff and puff recovery. The results show that comprehensive performance of gas soluble surfactant GRS -1 is more prominent. Asmass fraction of gas -soluble surfactant continuously increasing ， oil viscosity ， oil -gas interfacial tension and mini⁃mum miscibility pressure all show gradually decreasing trend ， while oil volume expansion coefficient gradually in⁃收稿日期：2023-06-20 改回日期：2023-09-29基金项目：中国石油化工集团有限公司科技开发部项目“南川复杂构造带页岩气勘探开发关键技术”（P19017-3）。
三塘湖致密油藏考虑扩散氮气吞吐参数优化
三塘湖致密油藏考虑扩散氮气吞吐参数优化汪周华;顾蒙;郭平;桑廷义;袁昭;廖华伟;孟迪【摘要】氮气单井吞吐是吐哈三塘湖致密油藏采用的重要增产技术措施,分子扩散是影响注气时气—油相之间质量传递过程的重要参数,而常规数值模拟均忽略该参数的影响.以M56-X井为例,运用数值模拟方法,优选该井吞吐注采参数,同时分析分子扩散对注采参数及注气效果的影响.研究表明:扩散作用对注气量、注气速度、采液速度变化规律影响不大,但对闷井时间的影响较显著;闷井时间不足时,考虑扩散后氮气降黏效果减弱、增产油量减少,忽略扩散则过高估计了吞吐注气效果;以最优参数注气,保证足够长闷井时间,忽略扩散,增油600 t、换油率2.027 t/t,考虑扩散增油为593 t、换油率2.004 t/t,两者增油量接近,此时可忽略扩散影响.研究成果对高效开发此类致密油藏有重要的借鉴意义.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2017(007)005【总页数】5页(P16-19,25)【关键词】致密油藏;单井吞吐;扩散作用;参数优化;注采参数【作者】汪周华;顾蒙;郭平;桑廷义;袁昭;廖华伟;孟迪【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;中国石油吐哈油田分公司,新疆哈密839009;中国石油吐哈油田分公司,新疆哈密839009;中国石油吐哈油田分公司,新疆哈密839009;西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE357.45三塘湖条湖组致密油藏位于三塘湖盆地马朗凹陷腹部的条湖组二段底部，紧邻条湖组一段火山岩顶部。
该油藏不受构造控制，为一套厚20 m左右含生物屑英安质晶屑一玻屑沉凝灰岩，属于湖相火山尘水下沉积[1]。
储层孔隙发育，孔隙类型以脱玻化孔、长石溶孔和粒间孔为主，岩心分析孔隙度为13.2%～24.4%，渗透率（0.012～2.73）×10-3 μm2，含油饱和度60%～90%，属于中高孔、特低渗、高含油饱和度的致密油藏[2]。
二氧化碳阶段总结(工艺)
经验系数的确定：
根据地层压力和亏空程度综合判断，本次根据选井单井实际情况， 一般采用0.2-0.4。
冀东油田陆上作业区工艺所
2、单井方案设计依据
注入二氧化碳、闷井压力变化曲线
G104-5P102井吞吐实施现场
根据闷井过程曲线分析，该井注完CO2以后4天内完成热平衡，压力稳定并维 持到开井。
冀东油田陆上作业区工艺所
G104-5P102井生产情况
G104-5P102井采油曲线
该井2010年11月21日开井，截至目前累计增油266.2吨，措施自开井之日起持续有效。
(2)注入速度： 1、在低于破裂压力的前提下，较快的注入速度可取得更好的吞 吐效果 2、根据设备情况确定 目前现场所使用的CO2注入泵最大排量为5吨/小时，确定CO2注入
速度为100-120吨/天。 (3)闷井时间：
根据CO2在地层的热平衡时间和地层渗透性能力来确定闷井时间。 目前主要根据闷井时的压力变化和经验暂定为15-25天。 (4)开井生产参数： 开井时使用油嘴放喷，控制油层CO2与原油的分离速度，已达到更 好的增油目的。
冀东油田陆上作业区工艺所
2、单井方案设计依据
(1)注入量的确定：
二氧化碳气体在地下的扩散范围看作圆柱体来计算：
V 1 PV r 2 H
V1
(1)
——地层条件下的CO2 气体体积 ——孔隙度 ——经验系数 ——处理半径，m ——油层厚度，m
PV
r
H
冀东油田陆上作业区工艺所
利用气态平衡方程PV=NRT可得出：
小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究
（ ）构造 复杂 ， １ 断块 小 而 多 复杂 断块 油藏 的形 成 主要来 源 于众 多 的 断层 切
割作 用 ， 断层 多是这 类 油 田共 同的 、 突 出的地 质 特 最 征 。一个 较大 的 复 杂 断块 油 田 ， 往 有 几 十 条 甚 至 往 上百 条 的断层 分 布 ， 由于油 藏被众 多断层 切 割 ， 果 结 形成 许 多被 切 割 的不连 通小 断块 单元 油藏 。
摘 要 ： 多断层切割 的复 杂断块油藏 。 受 所形成 的众多小断块单元油藏井间连通性差 、 边界封 闭、 地层能量有 限、 开采 中 地 层能量下降快 、 以采 用早期 注水等方式大规模 开采 。而采用 Ｃ 吐强化采油方式对此 类油藏 可能是一种 有效 难 Ｏ吞 的方法。为此 ， 针对复杂 小断块低 能量油藏单元的地质开发特征 。 对油井 目前 地层流体进 行相 态分析基础 上 ， 过 在 通
在复杂 断块 油 藏 中 ， 般 没有 一 个 层 位 能 够 在 合在 一起能 自然 地组 合 成 一 个 开 发 单 元 的储 量 少 ， 一 所 全 油藏 规模 上 连 片 含 油 。就 单 个 含 油层 系 来 说 ， 常 所 以开发单 元 一 般 都很 小 。 由于 开 发 单 元 小 ， 以
进行历 史拟合基础 上 ， Ｃ 吞吐强化采油过程 中的工艺操 作参数进 行 了敏 感性 分析 ， 对 Ｏ 重点讨 论注 气时机 和周期 注
入 量对 小 断 块 单 元 油 藏 增 产 效 果 的 影 响 ， 析 不 同 注 气 时机 Ｃ 吞 吐 前 后 近 井 地 层 原 油 饱 和 度 和 压 力 分 布 变 化 规 分 Ｏ
律 。从 而得 出适合 于小断块单元油藏 Ｃ 单井吞吐 强化 采油的有效时机和最佳操作参数 选择 。 Ｏ 为小断块 单元油藏 实
小断块油藏单井CO2吞吐强化采油注气时机及周期注入量优选
维普资讯
７ ０
特 种 油 气 藏
第１ ４卷
２ ２ Ｃ ｚ 吐地层 流体 Ｐ 相态 变化 ． Ｏ 吞 、
变 化规 律 为 ： 随着注 入 Ｃ ｚ 尔 百 分 数 的增 加 ， Ｏ摩 地
层 油膨 胀 因子增 加 ， ４ ．９ ％摩 尔 Ｃ ｚ 注 ３２ ３ １ Ｏ 地层 油
气前后地层流体的物性进行对 比， 定 ｃ） 增产机理 。再在此基础上建立单 井 ｃ） 吞吐的数值 确 （ ２ （ ２ 模拟模型 ， 并对 注气前生产历史进 行拟合 ， 用拟合好 的模 型对 ｃ） 吞吐 强化 采油过程 中注气时 Ｉ ２ 机和周期 注入量等进行敏 感性 分析 ， 而得 出一些对小断块 单元 油藏单井 ｃ） 吞 吐强化 采油开 从 （ ２
（） ｏ 可使原油中的轻质烃萃取和汽化。 ４ ｃ２
（ ） ｏ 溶解后可以降低烃类流体界面张力 。 ５ ｃ２ （ ） ｏ 溶 于地层水或原油后具 有酸化解 堵 ６ ｃｚ
作用。
由于 复杂 小 断 块 油 藏 的地 质 特 征 和 开发 特 征
方面的特殊性 ， 有针对性地对复杂小断块油藏开发 单元进行单井注气吞吐强化采油 ， 就有可能成为一
种 灵 活且 行之 有效 的工艺 方法 。
本文重点分 析前 ５ 项机理对 ｃ ２ 吐强化采 ｏ吞
油 可 行性 的影 响 。
收稿 Ｅ期１０６ ０ —１ ； ｔ ２０ — ３ ６ 改回 日期 ： ０ — ６ ８ ２ ６ ０ 一ｌ ０ 基 金项目： 本文 由“ 油气藏地质及开发工程” 国家重点实验室基金项 目“ 注气提高采 收率候选油藏评价指标体系及综合评价方法研究” 项 目编号 ：Ｉ ０ １ ） （ ＰＮ １８ ＿ 资助 作者 简介： 张国强 （９４一）男 ，９８年毕业 于大庆石油 学院石油工程专业 ， 为中国石油勘探开发 研究院在站博士后 ， １ ７ ， １９ 现 从事油 气相态理论及油气 藏数值 模拟方面的研究 。
凝析气单井吞吐采油注采参数优化设计
凝析气单井吞吐采油注采参数优化设计王冰;刘月田;马翠玉;李二鹏;张婷静【摘要】凝析气单井吞吐可以有效提高油田采收率,因此对凝析气单井吞吐采油注采参数的优化具有重要的生产指导意义。
根据对国外B油藏实例井凝析气吞吐效果的研究,建立了组分模拟数值模型,并应用数值模拟方法,分析了凝析气周期注入量、周期注入速度、焖井时间及采液速度对凝析气单井吞吐累积增产油量与换油率的影响。
并在此基础上,应用正交实验设计方法,对凝析气单井吞吐采油注采参数进行了整体优化设计,最终得到该区块最优采油注采参数：注入量为283.2×104m3,注入速度为11.3×104m3/d,焖井时间为10d,生产井产液速度为1590m3/d。
%Single well condensate gas huff and puff can improve oilfield recovery ratio greatly,so the injection-production parameters optimization in single well condensate gas huff and puff has important production guiding significance.Based on the study of the effect of single well condensate gas puff and huff in reservoir B,this paper established the compositional simulation model,and analyzed the influencing factors to single well condensate gas huff and puff,including condensate gas cycle injection volume,injection rate,well shut-in time and production rate.The injection-production parameters of single well condensate gas huff and puff were optimized with the orthogonal experiment design method.The optimized injection-production parameters are as the following:the injection volumeis 283.2×104 m3,injection rate is 11.3×104 m3/d,well shut-in time is 10d and production rate is 1 590 m3/d.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2012(024)005【总页数】5页(P107-110,119)【关键词】凝析气;单井吞吐;参数优化;注采参数【作者】王冰;刘月田;马翠玉;李二鹏;张婷静【作者单位】中国石油大学（北京）石油工程学院,北京102249;中国石油大学（北京）石油工程学院,北京102249;中国石油大学（北京）石油工程学院,北京102249;中国石油大学（北京）石油工程学院,北京102249;中国石油大学（北京）石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE3430 引言单井注气吞吐采油通过降低原油黏度、萃取原油中轻质组分、增加地层压力等作用［1］，来提高采油速度和原油采收率，是一种经济、有效的采油工艺技术。
低渗透油田二氧化碳吞吐采油机理
低渗透油田二氧化碳吞吐采油机理作者：周春雨来源：《中国科技博览》2013年第20期[摘要]低渗透油藏具有低孔、低渗、自然产能低、注水注不进采不出等特点。
针对大庆外围低渗透油田开发难题，注CO2驱油为低渗透油藏提高采收率的一种方法。
本文通过理论分析和数值模拟，研究了低渗透油藏CO2吞吐采油的规律。
结果表明，对二氧化碳吞吐采油周期换油率而言，开井压力、压力系数和油层厚度的影响最显著；其次是非均质性、含油饱和度、原油粘度和分层性；而注入强度、注入速度、焖井时间和渗透率对换油率的影响并不明显。
对周期采油强度而言，注入强度、开井压力和油层厚度的影响最明显；其次是非均质性、原油粘度、分层性、压力系数、焖井时间和含油饱和度；渗透率和注入速度的影响并不明显。
在优化选择焖井时间、开井压力和返排速度时，首先根据油藏地质条件优选二氧化碳注入强度和注入速度；然后，根据焖井时间与注入速度和注入强度的相关关系，选择合理焖井时间；进而，优选合理的开井压力，预测返排速度。
[关键词]低渗透油藏 CO2 吞吐数值模拟换油率中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）20-0333-01二氧化碳吞吐采油技术是在一定压力下向油层注入一定量的二氧化碳，焖井一段时间使二氧化碳在地层扩散并与地层原油混溶，然后开井生产。
其开采机理包括：与原油混溶改变原油的粘度和流动性；弹性驱动和溶解气驱动原油；降低原油-水-岩石之间的界面张力；等等。
二氧化碳吞吐采油技术的优点是：（1）注入气成本较低、来源较广；（2）对油藏的适用性广，可应用于不同渗透率、不同原油性质及复杂地质条件的油藏，对注水见效差的低渗透油藏尤其具有潜力；（3）工艺技术较简单；（4）开采效果和经济效益较好，风险小。
但是，二氧化碳吞吐采油技术也具有一些不足，包括：（1）吞吐机理复杂，控制较困难；（2）影响因素多，不易准确预测开采效果；（3）容易产生冷伤害、沥青质沉淀、水合物等开采问题。
二氧化碳吞吐技术在低渗致密油藏中的应用
二氧化碳吞吐技术在低渗致密油藏中的应用作者：吴波来源：《中国化工贸易·中旬刊》2019年第06期摘要：金南阜宁组小断块致密油藏具有“小、碎、低、薄、深”的特征，弹性开发递减快、注水开发易窜效果差，通过数值模拟软件预测及矿场试验表明，二氧化碳吞吐技术对降低低渗小断块油藏弹性开发递减率，提高单井产油量及油藏采收率具有良好的效果，同时现场易实施且经济有效益。
關键词：二氧化碳吞吐;采收率;矿场试验;经济效益1 研究区概况研究区是弹性开发断鼻油藏，主要含油层系为阜宁组二段，含油面积1.37km2，储量66.78×104t，采油速度0.48%，采出程度6.72%，油藏埋深2100-2138m，压力系数1.025，地温梯度3.5℃/100m，属于常温常压系统，地面原油密度0.876g/cm3，中质、中粘、中含硫。
试验区无注入井开井，采油井开井5口，平均单井日产油0.70t，处于边际有效开发状态。
2 二氧化碳吞吐技术应用2.1 吞吐方案数值模拟及优选通过综合考虑研究区的构造、储层、压裂裂缝、井位分布等特征，编排了一注一采、一注两采、两注两采等三大类二氧化碳吞吐措施方案，运用数值模拟的方法针对每一类模拟研究不同注入量、注入速度、焖井时间参数下的增油量、换油率，每一类优选出一套最佳方案再进行数值模拟对比，优选后的二氧化碳吞吐方案如下（表1）。
一注一采增油效果最佳，虽然日产油量较小，但是能维持较长时间的高产;伴随二氧化碳气产量最小，可以有效地维持目的层相对高压，减缓能量衰减，二氧化碳相对大量长时间的滞留目的层，增加其与原油的“反应”，有利于原油的采出。
2.2 吞吐矿场试验及增油效果首轮二氧化碳吞吐及增油效果。
自2014年起在金2- 2HF井开展二氧化碳吞吐试验，之后在金1-1HF井、金2-1HF井拓展试验，均取得较好的增油效果，后继在金2-2HF、金1-1HF开展二轮次吞吐增油量明显降低，表明同一井组随着吞吐轮次增加，增油量减少（表2）。
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砂岩组
s2 下 5 s2 下 6 s2 下 6 s2 下 6 s2 下 6 s2 下 6 s2 下 6
表 2 储层建模参数汇总
砂岩顶 有效厚 含油饱 孔隙度 深/ m 度/ m 和度/ % / %
282311 119
5312
1919
284210 010
6417
2015
284914 010
3019
1616
70
特 种 油 气 藏 第 14 卷
212 CO2 吞吐地层流体 PVT 相态变化
21211 油井目前地层流体组成分布
地层流体取自中原油田 wc79 - 188 井 。该井
由于供液不足 ,产油量低 ,曾实施堵水 、压裂等增产
措施 。但增油效果不明显 。经过大量的调研 ,认为
第 1 期 张国强等 :小断块油藏单井 CO2 吞吐强化采油注气时机及周期注入量优选
71
图 3 注 CO2 气前后原油粘度与压力关系
3 实例井地质模型的建立
图 4 模拟所使用的油水相渗曲线
311 油井地质特征及生产状况
wc79 - 188 井位于文 136 北块的一个复杂断 块 , 单 井 控 制 单 元 油 藏 。该 油 藏 地 层 温 度 为 100 ℃,原始地层压力为 36 MPa 。地面脱气原油粘 度为 1210 ～ 1314 mPa ·s , 原 油 密 度 为 01823 5 ～ 01845 0 g/ cm3 ,凝固点为 32～35 ℃。该井 2002 年 1 月 12 日起采用衰竭式降压生产 ,原油产量低 ,递减 快 ,甚至动液面低于泵挂生产 。曾实施堵水 、压裂 等增产措施 ,但增油效果不明显 。截至 2004 年 9 月 19 日 ,累计生产原油 1 85219 m3 ,累计产水 899 m3 ,累 计产气 524 763 m3 。经过大量的调研 ,认为 CO2 吞 吐是一种可行的提高单井采油量的方法 。因此针
收稿日期 :2006 - 03 - 16 ;改回日期 :2006 - 06 - 18 基金项目 :本文由“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室基金项目“注气提高采收率候选油藏评价指标体系及综合评价方法研究”(项目编号 : PLN0118)
资助
作者简介 :张国强 (1974 - ) ,男 ,1998 年毕业于大庆石油学院石油工程专业 ,现为中国石油勘探开发研究院在站博士后 ,从事油气相态理论及油气藏数值 模拟方面的研究 。
285019 514
6716
2216
286313 117
2813
1518
286813 114
3912
1711
287115 211
5418
2117
渗透率 / 10 - 3μm2
< 10 < 10 < 10 < 10 < 10 < 10 < 10
80 ℃
测试 拟合计
值
算值
表 3 wc79 - 188 井原始地层流体相态拟合结果
张国强1 ,孙 雷1 ,孙良田1 ,吴应川2 ,李士伦1
(11 西南石油大学 ,四川 成都 610500 ;21 中石化中原油田分公司 ,河南 濮阳 457001)
摘要 :低渗小断块油藏控制单元井间连通性差 ,边界封闭 ,地层能量有限 ,开采中地层能量下降 快 ,难以采用早期注水等方式大规模开采 。利用 CO2 吞吐强化采油对此类油藏可能是一种有效 的方法 。为此 ,首先对油井目前流体进行相态分析 ,并对油藏流体进行 CO2 膨胀实验 ,然后将注 气前后地层流体的物性进行对比 ,确定 CO2 增产机理 。再在此基础上建立单井 CO2 吞吐的数值 模拟模型 ,并对注气前生产历史进行拟合 ,用拟合好的模型对 CO2 吞吐强化采油过程中注气时 机和周期注入量等进行敏感性分析 ,从而得出一些对小断块单元油藏单井 CO2 吞吐强化采油开 采机理的深入认识 ,为油井 CO2 吞吐强化采油可行性的工艺方案设计提供了技术依据 。 关键词 :小断块油藏 ;CO2 吞吐 ;数值模拟 ;注气时机 ;周期注入量 中图分类号 :TE347 文献标识码 :A
第 14 卷第 2007 年 2
1期 月
特种油气
Special Oil and Gas
藏 Reservoirs
Vol114 No11 Feb1 2007
文章编号 : 1006 - 6535 (2007) 01 - 0069 - 04
小断块油藏单井 CO2 吞吐强化采油注气 时机及周期注入量优选
地层油饱和压力/ MPa 100 ℃
120 ℃
地面油粘度 / mPa·s
单次脱气生产 气油比/ (m3/ m3)
测试 拟合计 测试 拟合计 测试 拟合计 测试 拟合计
值
算值
值
算值
值
算值
值
算值
地层油体积 系数
测试 值
拟合计 算值
3514 361809
3610 361755
3518 361484
12
1211
物性进行了拟合计算 。通过对重烃组分热力学参 数场的调整和匹配 ,获得地面油物性拟合检验数 据 ,其中目前地面油粘度测试值为 12 mPa·s ,拟合 计算值为 111989 mPa·s ;目前地面油密度测试值为 01823 5 g/ cm3 ,模拟计算值为 01773 92 g/ cm3 ;拟合 计算结果满足 wc79 - 188 井 CO2 吞吐过程油藏流 体相态模拟分析的要求 。
2 CO2 吞吐机理及流体相态特征分析
211 CO2 吞吐机理
CO2 吞吐机理主要有以下几个方面[3～7 ] : (1) CO2 溶解可引起原油体积膨胀 。 (2) CO2 溶解可降低原油的粘度 。 (3) CO2 溶解气具有弹性驱动作用 。 (4) CO2 可使原油中的轻质烃萃取和汽化 。 (5) CO2 溶解后可以降低烃类流体界面张力 。 (6) CO2 溶于地层水或原油后具有酸化解堵 作用 。 本文重点分析前 5 项机理对 CO2 吞吐强化采 油可行性的影响 。
图 1 注 CO2 饱和压力拟合
21213 注 CO2 前后流体 PVT 特征对比模拟分析 通过分析目前地层原油在最大 CO2 注入量 (摩
尔百分数为 :431293 1 %) 下的多级脱气过程与目前 流体不注 CO2 条件下的多级脱气过程中原油高压物 性的变化 ,可判断 CO2 吞吐增产的主要机理。
注气膨胀实验是在目前地层流体基础上进行 的 ,注入 CO2 为工业 CO2 ,成分包括 CO2 和 N2 ,其中 CO2 摩尔百分含量为 98191 % ,N2 摩尔百分含量为 1109 %。
对目前地层油依次加注不同比例 CO2 ,得到膨 胀实验过程饱和压力实验值和拟合值对比曲线 (图 1) ,拟合满足 CO2 吞吐工程设计精度要求 。而目前 地层油注不同比例 CO2 所得到的地层油膨胀因子 变化规律为 :随着注入 CO2 摩尔百分数的增加 ,地
组分
原始组成/ %
目前组成/ %
CO2
0162
N2
0144
C1
54106
C2
4115
C3
2121
IC4
0175
NC4
1171
IC5
1108
NC5
1121
C6
2131
C7 +
31147
0130 0132 18106 3104 3106 0176 1170 3116 4138 8122 56199
层油膨胀因子增加 ,注 431293 1 %摩尔 CO2 地层油 膨胀因子可达 1129 ,注 50 %摩尔 CO2 ,地层油膨胀 因子可达 1136 ,这有利于部分剩余油恢复流动 。
(2) 初期产量高 ,产量递减快 ,油井投产后会 很快进入中后期低能量 、低产的生产状态 。
113 工艺需求 由于复杂小断块油藏的地质特征和开发特征
方面的特殊性 ,有针对性地对复杂小断块油藏开发 单元进行单井注气吞吐强化采油 ,就有可能成为一 种灵活且行之有效的工艺方法 。
CO2 常被作为吞吐注入剂使用 ,因为 CO2 注入 油层后 ,在油层压力下可形成高密度压缩态流体 , 其性质接近于原油中的中间烃 ,易于向原油中扩散 溶解 ,能够有效地膨胀原油 ,改善原油物理和化学 性质 ,并能有效地抽提原油中的中间烃甚至较重的 烃类组分 ,提高原油采收率 ,稳定油井及区块产量 。
5 周期注入量及注气时机评价
周期注入量是影响 CO2 吞吐效果的一个重要 参数 。利用所建立的 wc79 - 188 井地质油藏模型 , 模拟不同的周期注入量下的累积产油量 ,并计算出 增产油量和 CO2 换油率 。其中增产油量以 CO2 吞 吐后生产 365 d 为计算标准 。模拟所用注入量以 外的其它参数 :注气速度为 20 000 m3/ d ;焖井时间 为 10 d ;最大采液速度为 5 m3/ d ;生产井最小井底 流压为 6 MPa 。
1 复杂小断块油藏地质及开发特征
111 地质特征
(1) 构造复杂 ,断块小而多 。 (2) 含油层系多 ,常具有多套油水系统 ,油水 关系复杂 。 (3) 储层变化大 ,物性较差 ,层间非均质严重 。 (4) 原油性质变化大 ,生产动态差异大 。
112 开发特征[1 ,2 ]
(1) 开发单元小而多 ,单元间生产效果差异 大。
225 235169 115871 114854
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特 种 油 气 藏 第 14 卷
412 生产历史拟合 油藏生产历史拟合是以产液量为配产基准 ,通
过调整各项地质和油藏工程参数 ,使模型计算的动 态与实际油藏的动态一致 ,从而使建立的油藏模型 能更加合理地再现油井生产过程 ,再现油藏开发动 态[8] 。wc79 - 188 井生产历史拟合采用定产液 ,拟 合产油 、井底流压等参数的方式 ,历史拟合结果能 较好地满足 CO2 吞吐开发指标数值模拟要求 。