CO2吞吐采油技术

CO2吞吐采油技术
在深层稠油油藏的成功应用
摘要2001年在室内实验、数值模拟研究的基础上，进行深层稠油CO2吞吐采油试验6井次，取得了换油
率较高、投入产出比较高的试验效果，为辽河稠油转换开发方式，特别是强水敏难动用稠油油藏的开发，探索出了一条新的途径。

1 前言
辽河油田是我国最大的稠油生产基地，油藏类型多。

所发现的稠油资源与国内外相比较普遍具有埋藏深、油层薄、原油性质分布范围广等特点。

特深层和超深层储量占整个探明储量的37%，深层占7.5%，中深层占25.5%。

由于油藏埋藏较深，地层原油粘度大，地下原油流动困难，常规开采难度大；注汽开采，井深井筒热损失大，虽然采用真空隔热管等隔热技术，减少了热损失，但井底干度还是难以保证，导致生产周期短，油汽比相对较低，回采水率低；深层水敏稠油区块注汽开采，易造成粘土膨胀油井出砂，区块动用难度大，油田整体开发效益差。

CO2吞吐采油技术在国内外有许多成功应用的先例，但将该技术应用到稠油油藏的例子不多。

该技术与蒸汽吞吐采油技术比较具有不受井深和完井方式的限制，具有降粘效果明显，降粘作用维持时间较长，并且具有提高油井供液能力等特点。

该技术的适用范围较广，既适用于不适合进行蒸汽吞吐采油的水敏性油藏，也适合于井深蒸汽吞吐井底干度低、吞吐效果差的深层稠油改善吞吐效果。

CO2吞吐采油技术，利用CO2溶于原油的降粘作用，改善深层稠油油藏地层原油的流动性能；利用体积膨胀，提高油井的供液能力；通过提高周期回采水率，改善蒸汽吞吐效果。

2 室内实验及数值模拟研究
2.1 室内实验研究
为了研究CO2吞吐采油机理以及生产过程中可能产生的不利因素，取冷42块油样进行溶解—膨胀、降粘、原油组分及馏分分析、及CO2驱油效率实验，实验结果如下：
（1）冷42块CO2溶解油气比为31.6 m3/ m3，体积膨胀7%，即体积系数为1.07。

（2）地层原油粘度降粘率为75%。

（3）吞吐后饱和烃下降4.2%芳香烃含量下降3.2%，而沥青质含量上升7.4%。

（4）CO2驱油效率为26.9%～34.7%，高于N2。

表1 岩心CO2、N2驱替对比
2.2 数值模拟研究
为了筛选试验区块和优化注气参数，对影响吞吐效果的油藏参数（原油粘度、渗透率、含油饱和度）和注采工艺参数（周期注入量、浸泡时间）进行模拟分析，模拟结果如下：（1）换油率随吞吐周期增加而下降。

（2）渗透率对吞吐效果的影响比较小。

（3）措施井含油饱和度应大于40%。

（4）注入量增大，周期产油量增加，但换油率变小。

（5）浸泡时间、注入速度对吞吐效果的影响不明显。

2.3 CO2吞吐采油机理
根据室内实验和数值模拟计算结果，CO2吞吐采油机理主要为以下几方面：
(1)改变原油密度、降低原油粘度，改善地层原油流动性。

(2)在压力下降时形成溶解气驱。

(3)降低界面张力，有效地提高驱油效率而增加采出量。

3 现场试验
3.1 试验区块基本情况
参照国内外CO2采油研究成果和现场试验结果，2001年筛选出冷42、高3624、锦45块作为试验区块（表2）。

表2 试验区块油藏参数与CO2吞吐筛选标准对比
3.1.1 高3624块开发过程中存在的问题
高3624块是高升油田五个难动用区块之一，区块含油面积1.5km2，地质储量767×104 t，含油层段L5、L6砂体，油层埋深1600～1875 m，平均厚度70.0m，储层渗透率219.3×10-3μm2，孔隙度15.4%。

原始地层压力17.28 MPa，地层温度50℃。

地层条件下原油粘度600 mPa·s，地面脱气原油粘度1843 mPa·s（50℃），原油密度0.9 g/cm3（20℃），含蜡量4.7 %，含硫0.44%，凝固点5℃，胶质+沥青质含量41.1%，地层水水型NaHCO3。

由于该区块油藏埋藏深、储层物性差、粘土含量，水敏性强，使得整个油田的开发指标偏低，开发过程中存在的主要问题：
（1）油藏压力低，驱动能量弱，采油速度0.06%，采出程度2.3%。

（2）粘土含量高，水敏性强，不能进行注水补充地层能量。

（3）油井开井率低，只有20%。

3.1.2 冷42块开发过程中存在的问题
冷42块S32油层为深层特稠油油藏，断块含油面积4.8km2，地质储量2868×104t。

油藏埋深1750～1890m，油层厚度40～80m，油层平均厚度67.8m，油层平均孔隙度22.8%，渗透率814×10-3μm2。

平均地层压力为17.33MPa，压力系数1.0；平均地层温度为63.5℃，地温梯度3.0℃/100m。

冷42块S32油层原油物性较差、密度大。

20℃平均地面原油密度0.9735g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度7696mPa·s，凝固点为2℃，含蜡量4.34%，胶质+沥青质含量为41.3%。

目前开发过程中存在的主要问题：
（1）吞吐井回采水率低，不利于后期改善吞吐效果。

一周期结束井回采水率49%，二周期46%，其中累计回采水率低于30%的井28口，30％～60%的井24口，大于60%的井22口，断块吞吐平均回采水率45%，是冷家油田回采水率最低的区块之一。

（2）非热力完井的井，难以进行多轮次蒸汽吞吐开发。

老区66口井属于非热力完井，固井质量差，水泥返高低，注汽时出现套管升高、表层返水泥浆甚至套管变形等现象。

（3）部分油井出砂。

由于注汽吞吐油藏情况发生变化，导致油井出砂。

3.1.3 锦45块开发过程中存在的问题
锦92块共有油井270口，开井249口，日产液3498m3，日产油1202t，平均单井日产液14 m3，
日产油 4.8t，综合含水65.1%，累积产油81.9378×104t，累积产水634.3812×104m3，累积注汽673.3146×104m3，采油速度2.71%，采出程度24.95%，累计油汽比0.57。

开发过程中存在的问题是：
(1)油层压力低，稳产基础差；目前地层压力为3.3MPa，2000年单井平均周期产量1056t，较1999年递减23.3%。

(2)油层发育、原油物性、构造部位不同，单井周期产量差异较大；兴2底水活跃，兴1油层较薄，注汽后供液差。

3.2 现场施工工艺
3.2.1 地面注气流程
注气设备主要由液态CO2储罐车、Ⅰ级离心加压泵、气液分离装置、Ⅱ级柱塞增压泵等组成。

设备最高注气压力25MPa，注气速度6.5t/h。

3.2.2 注气管柱
考虑到注入液态CO2温度低，在井筒内气化，使井筒温度降低，为保护套管和注气管柱，注气管柱采用油管+伸缩管+水力锚+封隔器组合管柱。

3.2.3 试验井基础数据（表3）
表3 试验井基础数据
3.2.4 试验井注气参数
根据室内实验和数值模拟研究结果以及油井的实际状况，各试验井的主要注气参数见表4。

表4 试验井注气参数
3.3 试验效果分析
3.3.1 降粘效果
高3624块50℃脱气原油粘度为1848mPa·s，按油井掺稀油比例进行掺稀油后，混合油的粘度在800～1000 mPa·s之间。

措施后在掺稀油量不变的情况下，多次取混合油进行粘度测试，结果为50℃脱气原油粘度在69.4～200 mPa·s之间，粘度下降50～90%。

3.3.2 油井供液能力
高3624区块油井措施前处于间开状况，测不到动液面。

措施后高3-5-更0231井动液面上升到
了1406m，高3-6-231井动液面上升到了1300m，油井能够维持连续生产；冷37-37-590井措施前动液面为1475m,措施后动液面升至1390m。

冷42块CO2吞吐采油平均日产液高于蒸汽吞吐，并且供液比蒸汽吞吐稳定。

注CO2能够提高油井的供液能力。

3.3.3 增产效果分析
3.3.3.1 高3624块试验井增产效果
高3-5-更0231井措施后初期日产液、日产油波动比较大，泡沫油产量较高。

措施后1个月平均日产液5.9m3，日产油2.9t，比措施前日产液增加4.2m3、日产油增加1.3t。

最高日产液11.2m3，最高日产油8.3t。

CO2吞吐采油生产增产期为104d，增产期累计产油402t,增油225t，换油率1:2.68(图1)。

高3-6-231井初期产量不高，与措施前比没有明显提高，未出现明显的高峰生产期，但产量比较稳定。

生产238d，累计产油520t，增产154.2t。

3.3.3.2 冷42块试验井增产效果
冷37-37-590井CO2吞吐生产143d，最高日产油14.9 t。

累产液1555.8 m3，累产油971.9t，增产820t，换油率6.47t/t。

与蒸汽吞吐采油生产比较多采油50t，多回采水583.9 m3，提高回采水率24%，增产效果明显（表5、图2）。

表5 冷42块CO2吞吐采油效果对比
冷37-35-588井CO2吞吐生产118d，累产液1880.9 m3，累产油1108.1t，平均日产液15.9 m3，平均日产油9.39t，最高日产液28.9 m3，最高日产油15.9t，与上轮蒸汽吞吐采油比较，日增油1.2t，提高回采水率31%。

（见表5、图3）。

冷37-51-582井由于注汽压力高达16.9MPa，注汽困难，措施前为长停井。

注CO2后，注汽压力降低2～3MPa，实现了油井正常注汽。

高峰期日产油量为18.1t，现已生产95d，累产液1034m3，累产油580t。

3.3.
4.3 锦45-30-242井试验效果
该井现已生产近5个月，累产液1614m3,累产油为725t。

目前日产油8t，日产液10m3, 吞吐中后期产量相对较高并且比较稳定。

3.3.
4.4 措施效果分析
通过现场试验，CO2溶于原油具有较好的降粘和提高油井供液能力的作用。

高3624块试验效果与冷42块比较效果较差，分析认为主要为以下三方面：
（1）高3624试验井的累计产油量较高，油层剩余油饱和度相对较低，井底附近亏空较严重，驱动能量不足。

（2）高3624原油中胶质含量较高，而冷42块原油沥青质含量较高。

室内实验表明，40℃时，CO2溶于沥青可大大降低沥青的粘度。

（3）油层物性较差。

4 经济效益分析
4.1 直接经济效益分析
投入成本主要包括油井作业费C1，注气设备租用费C2，CO2单位成本费C3。

则：
总成本C=C1+C2+C3×注入量(v)
销售收入（M）=原油价格（P）×周期产油量（N）
盈利（F）=M-C
根据目前市场情况，以上参数取值：油井作业费：C1=4.0万元/井次；注气设备费：C2=2.5万元/井次；CO2单位成本费C3=1069元/t；原油价格P=850元/t。

通过现场试验和经济评价，CO2吞吐采油技术是一种经济可行的稠油开采方法，与蒸汽吞吐相比投入低，投入产出比高(表6)。

表6 CO2吞吐采油总体经济评价
注：上表考虑的是四口CO2注入井，未包括吞吐+蒸汽的2口井（周期生产未结束）。

4.2 社会效益分析
在取得直接经济效益的同时，也产生较好的间接效益，由于CO2吞吐生产阶段较大幅度提高了回采水率，从而大大改善了下轮蒸汽吞吐效果。

对冷37-37-590井第三轮蒸汽吞吐初期（38d）生产统计，平均日产油11t,比第二轮日多产2.4t（图4）；对冷37-35-588井第四轮蒸汽吞吐52d生产统计，平均日产油14.2t，比上一轮日多产7.2t(图5)，该试验的成功不仅为改善蒸汽吞吐效果探索出了一种新的工艺方法，也为辽河油田稠油转换开发方式提供了有力的技术支持。

生产天数/d
图5 冷37-35-588井注CO2改善蒸汽吞吐效果对比
5 结论
试验证明CO2吞吐技术是一种经济合理、技术可行的稠油开采新技术。

该技术具有以下特点：
(1)能够降低原油粘度，改善地层原油流动性能。

(2)能够提高油井的供液能力。

(3)能提高蒸汽吞吐回采水率，有利于提高下轮蒸汽吞吐效果。

(4)综合成本低于蒸汽吞吐。

(5)适用范围广，既适用于稠油，也有利于提高稀油油藏的水驱油效率。

(6)CO2吞吐技术的选井条件是：油藏具有一定的地层压力；措施井剩余油饱和度要求在35%以上；不会与邻井发生气窜。

参考文献
[1] г.з.易卜拉基莫夫和н.и.希萨穆季诺夫.采油化学剂应用指南.北京：石油工业出版社，1990
[2] 高振环，刘中春，杜兴家主编.油田注气开采技术.北京：石油工业出版社出版，1994。