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，