CO2埋存技术在腰英台油田的应用及成果

刘立恒

（东北油气分公司工程技术研究院地面工艺研究所,130062）

1 CO2埋存的意义

二氧化碳(CO2)具有保温作用，会逐渐使地球表面温度升高，被认为是造成温室效应的主要因素，由温室效应所引起的海平面升高，会对人类的生存环境产生巨大影响。作为世界上最大的发展中国家，我国政府在大力推动低碳经济发展的同时，也在积极努力的建设资源节约型、环境友好型社会。地下埋存CO2避免向大气排放，是减少CO2排放的有效途径之一，能将CO2埋存至地下几百或几千年，而且埋存对环境产生的影响最小、成本较低且遵守国际法规，同时，地下埋存CO2也可为油气田资源及环境的高水平、高效益开发和可持续发展提供重要支撑。

1.1 国内外CO2收集及埋存技术现状

美国于2000年开始由能源部主持正式开展CO2封存研究和发展项目，将地质封存和海洋封存列为主要研究方向，并制订了详细的技术路线图。中国作为一个负责任的发展中国家，对气候变化问题给予了高度重视， 2007年发布了《中国应对气候变化国家方案》，成为第一个以国家层面发布应对全球气候变化的发展中国家。2008年 CO2强化驱油并储层埋存技术作为资源环境技术领域的重点项目列入了国家863计划，并在吉林大情字油田进入现场试验，试验显示，从2008年6月份起到现在已经注入埋存了1万吨二氧化碳，效果较好。

1.2 腰英台油田运用CO2埋存的技术背景

东北油气分公司腰英台油田与松南气田含油、含气层系上下叠置，腰英台油田为特低渗透油藏，储层原始含水饱和度高，油水同层发育，油井自然产能低，压裂后含水高，无效井和低效井比例大、采油速度低，地层压力下降快，采收率低，急需实施有效的提高采收率技术；同时其下部的松南气田火山岩气藏井口气中CO2含量在20%，产出CO2仅仅依靠化工、民用处理，无法得到有效解决，而利用CO2驱油提高油藏采收率，可以实现CO2的综合利用和埋存相结合，达到双赢的目的，同时通过腰英台油田CO2驱油试验探索特地渗透高含水油藏CO2驱油的可行性，促进防腐防窜等工艺工程技术的发展，为特低渗高含水储层CO2驱油提高采收率及CO2埋存技术的发展探索经验。

东北油气分公司编制了《腰英台油田腰西区块CO2驱提高采收率项目扩大试验实施方案》，并先后完成CO2液化单元、增压单元及地面注入管线的建设，取得实现液态CO2全注入的显著成果。

2 CO2收集及埋存的原理

2.1 CO2分离方法

根据腰英台气田天然气中CO2含量高的特点，最终选定MDEA溶剂吸收法脱除天然气中的CO2。MDEA溶剂吸收法是目前最常用的脱除酸性气体的工艺方法，含碳天然气先进入吸收塔，在吸收塔内，天然气自塔底向上流动与在塔板上与自上而下的MDEA溶剂（贫胺液）逆流接触，天然气中的大部分CO2被MDEA吸收，出塔顶的天然气即为脱碳后的天然气（CO2含量降低至3%以下）。吸收了CO2的MDEA溶剂(富胺液)出吸收塔后先节流闪蒸，分离出部分CO2气体，然后经换热器换热后进入再生塔，富胺液在再生塔内经塔底重沸器加热，解析出CO2气体成为贫胺液，贫胺液换热后经增压泵增压冷却后返回到吸收塔循环使用。脱除的CO2进入后续的压缩、液化单元，液化后的CO2进入注入系统埋存至地下。

2.2 CO2驱油及埋存原理

二氧化碳被注入储层后，在浮力作用下，上升至盖层之下，并逐渐扩散形成二氧化碳储层；溶解状态，随时间的推移，二氧化碳逐渐溶解于地层水中，溶解的速度由二氧化碳与地层水接触的表面积控制。研究表明，大部分的二氧化碳是以分子状态（自由气）储存在岩石孔隙中，有可能封存上万年。油气藏本身具有良好的封闭性，可以长时间封闭油气，因此注入二氧化碳后，泄露的风险很小。油气藏已具备生产井和注入井，投资也较小。

CO2驱油及储层埋存是将CO2注入油层，利用其在原油中溶解降低原油粘度和界面张力并使原油体积膨胀，产生溶解气驱等特性，以降低注入压力，有效扩大波及体积，改善原油流动性，降低残余油饱和度，提高原油采收率的技术，同时实现CO2的综合利用。

3 CO2收集及埋存技术在腰英台油田的运用

3.1 松南气田及腰英台油田现状

东北油气分公司松南气田位于吉林省前郭县查干花镇境内，构造位置位于松辽盆地南部长岭断陷腰英台深层构造，松南气田营城组储层是高含CO2火山岩气藏，埋深3500～3800m，2012年产工业气4.2亿方，井口气平均CO2含量20%，预计2013年日产CO2能力577吨。登娄库组砂岩气藏埋深3365～3670m， 2012年产工业气0.022亿方，井口气平均CO2含量4%，预计2013年日产CO2能力29吨。

2010年东北油气分公司将腰英台油田CO2驱油总体规划分为四批，第一批在腰西区块DB33、DB34、DB37井区实施，部署总井数149口，油井106口，注气井43口，方案设计主力含油层系青一Ⅱ、青二Ⅳ砂组。2011年编制实施方案，最终结合松南气田CO2供气规模，考虑注采系统、地面集输流程的可操作性，在腰英台油田腰西区块DB33井区首先实施试注井组。

腰西区块先导试验区为非混相驱油。采用长细管试验，实测地层温度89.7℃条件下，原油与CO2驱油最小混相压力为26.63 MPa。腰英台油田原始地层压力22MPa，为非混相驱。分析表明，注入井近井地带压力（29MPa），相态为超临界态，超过混相压力26.63Mpa，同时试验区各井流压折算结果表明，井底流压介于25～32MPa之间，与最小混相压力26.6MPa接近。因此仅注入井近井地带达到混相，理论上分析可以完全驱替该区域孔隙内残余原油，并达到将产出CO2埋存的目的。

3.2 腰英台油田建立的CO2注入系统

在腰英台油田现已建成设计规模790t/d的CO2压注站。压注站内设压注泵房、变配电间、值班室及800KW液态CO2水套加热炉2台。压注泵房内主要设备包括：液态CO2专用压注泵3台，流量为16m3/h，出口压力为20MPa；屏蔽式液态CO2喂液泵2台，流量为41m3/h。从松南气田集气处理站CO2储罐来液态CO2（-20℃，2.0MPa），经喂液泵升压至2.0MPa以上，进入专用CO2压注泵再增压至20MPa，然后进入流体换热器与蒸汽进行换热，液态CO2由-20℃升温至10℃后进入CO2分配阀组机关，一部分由阀组机关分配至DB33井区已建注水配水间，再经阀组计量后分配至各注气井井口，注入井下；另一部分由阀组分配后经注气干线输送各串联注气井口，经计量设施计量后注入井下。

经过对原有注水间及注水管线的改造，实现了单井注水、注气自由切换及组合，及CO2气驱注入体系集中管理。

3.3 CO2埋存技术取得的成果

3.3.1 实现了松南气田CO2全部液态注入，地下埋存CO211.08万吨，累计存气率96.2%，有效减少了CO2的排放。

3.3.2 低渗透层得到动用，增加产层厚度44.4m 注CO2后，原不吸水层位开始吸气且吸气比例较高，低渗透层得到动用，而且吸气剖面更均衡。注气前纵向上油层动用程度差，注气前47.5%的厚度不吸水，注气后不吸气厚度降为22.7%。

3.3.3 平面驱替面积扩大，油井见效率由52%增加到80% 产量先升后降型井有8口，位于裂缝方向或高渗透带，气相前缘快速扩散到井口，见效明显，产油量上升幅度大，含水降低多，但气窜早，气窜后产量下降快，波及效率差。砂体控制的井产层处于分流河道主河道，高渗透带中心，2011年6月见效，8月见气，2012年1月随着注气强度增加，CO2黏性指进和突进规模增大，形成气窜通道，驱替效果变差，产量明显降低。裂缝控制的井间示踪剂突破仅需3天时间，井间存在明显裂缝连通通道。邻井注气后，产油量增加见效明显，18天后气相前缘突破，3个月后气量增加。

4 结论及建议

通过CO2注入及埋存技术在腰英台油田的应用，可以得到以下结论：

（1）通过配套地面液化、注入系统，松南气田产出的CO2可以液化并埋存到地层中，实现东北油气分公司CO2零排放的绿色低碳目标；

（2）CO2注入埋存技术提高了腰英台油田单井原油采收率，同时也深化了对特低渗油藏CO2非混相驱生产特征的认识。

对以后的工作有以下几点建议：

（1）适时扩大现场试验区。随着CO2处理能力的提高，松南气田2013年CO2生产能力500～820t/d。在原井组继续注入基础上，扩大试验井组规模，将松南产出CO2全部埋存；

（2）加强对气串现象的认识，并开展对地面产出液的处理工作，实现产出液中伴生CO2回收再利用；

5 结束语

CO2注入埋存技术在腰英台油田的实验及运用，实现了松南气体产出CO294.1%液化埋存率，受控的41口油井中26口井见到了较明显的增油效果，相关工程工艺技术也逐步成熟。作为国有大型企业的东北油气分公司，需在松南气田CO2全面回收液化的前提下，继续加大可研力度、技术创新等多种手段，减少CO2排放，达到东北油气分公司经济发展与生态环境保护双赢的发展形态。