二氧化碳驱油技术在赵118断块的研究与应用

李兰兰 张明龙 朱淼 刘燕红 马玲 寇丽颖

(中国石油华北油田分公司合作开发项目部 河北任丘 062551)

二氧化碳驱油技术在赵118断块的研究与应用

李兰兰 张明龙 朱淼 刘燕红 马玲 寇丽颖

(中国石油华北油田分公司合作开发项目部 河北任丘 062551)

二氧化碳吞吐是一种有效开发低渗透稠油油藏的开发方式，二氧化碳气体可以进入低渗透油藏的空隙中，在高压作用下溶解在原油中，与原油形成混相，萃取原油中的轻质成分，在地层压力下溶解在原油中，降低原油粘度，增加地层能量，而且二氧化碳溶于地层水形成弱酸，对底层有一定的解堵作用。为了给矿场实施提供有力的理论依据，首先进行室内物理实验，然后在赵118井进行矿场实施，探讨CO2吞吐在赵118断块的可行性。

复杂断块；膨胀实验；混相压力；CO2吞吐；经济效益

引言

赵118井位于河北省赵县赵州桥油田赵118断块，含油层系为ES4+EK1段，含油面积3Km2，地质储量211.0×104t。该井2001年9月投产，自投产以来，表现天然能量不足，产液量下降快，产能递减快，平面、层间矛盾突出，2009年12月因低产、高含水封井，累计产油4216m3，产水1191m3。

赵118井在2014年5月进行合作开发，合作开发项目部对该井恢复生产，并对29#层进行二氧化碳吞吐措施，29#层厚度为4.2m，井段为2168.0-2172.2m，该层为中低渗稠油油藏，地层平均渗透率为282.8mD，原油粘度为2879.2mP·s，含有饱和度为49.1%，原始地层压力21.36MPa。

1 地层原油的膨胀实验

1.1 实验条件和设备

实验用油：赵118井脱气原油与煤油配置的模拟油，地层温度67℃，粘度为2900 mP·s，密度为0.9512 g/cm3，二氧化碳气体，体积分数为95%，实验设备：高压物性仪、高温高压落球粘度仪、电子天平。

1.2 实验过程

将一定量配置好的原油放入高压物性仪PVT筒中，密封并升温至地层温度67℃，将摩尔分数为10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%的CO2分别注入PVT筒内，搅拌均匀，升高压力测定其饱和压力。

1.3 实验结果分析

1.3.1 注入不同摩尔分数的CO2后原油的饱和压力

图1 原油饱和压力随CO2气体摩尔分数变化

图2 原油粘度随CO2气体摩尔分数变化

由图1可知，原油的饱和压力从CO2注入量为10%时的4.2MPa上升到注入量90%后的30.1MPa，压力上升7.16倍。

1.3.2 注入不同摩尔分数的CO2后原油粘度

由图2可知，随着注气量的增加原油粘度从2879.2mPa·s下降到32mPa·s，粘度下降了98.8%，原油粘度的下降可以增加原油在地层中的流动性，有利于使原油从地层中流出。

1.3.3 注入不同摩尔分数的CO2后原油体积系数

由图3可知，随着不断的开采，目前该井几乎不含气体，体积系数为1，在注入CO2后，体积系数达到1.48，原油的体积膨胀了1.48倍，有利于降低残余油饱和度，提高采收率。

图3 原油体积系数随CO2气体摩尔分数变化

图4 原油密度随CO2气体摩尔分数变化

1.3.4注入不同摩尔分数的CO2后原油密度

由图4可知，注入CO2后，原油密度从开始的0.9512 g/cm3减小到0.7985 g/cm3，减小了16.1%。

1.3.5 注入不同摩尔分数的CO2后原油气油比

图5 气油比随CO2气体摩尔分数变化

图6 采收率随压力的变化

由图5可知，注入CO2后，气油比达到最大值420.5m3/ m3，大量气体溶解在原油中，而溶解在原油中的气体在压力降低、体积增大的过程中有助于原油从地层中流出。

2 地层原油最小混相压力的确定

2.1 实验条件和设备

实验用油：同上，实验设备：恒速恒压泵、恒温箱、油气分离器、压力传感器、中间容器、回压阀、气体质量流量计、细管（长度为18m，内径为3.9mm），细管中填充350目的石英砂，渗透率为300mD。

2.2 实验过程

将1.2PV配制的原油在地层温度下饱和到细管中，关闭阀门，打开CO2气体驱替阀门，分别在12MPa、14MPa、16MPa、18MPa、20MPa、22MPa、24MPa、26MPa、28MPa、30MPa、32MPa下驱替细管中的原油，当注入0.75PV的CO2体积后，停止驱替，计算各压力下原油采收率。

2.3 混相压力的确定

通过细管实验可以确定，赵118井的原油最小混相压力为25.2MPa。

3 室内吞吐实验

3.1 实验条件和设备

实验用油：同上，实验设备：恒温箱（200℃）、恒速恒压泵、油气分离器、压裂传感器、手动泵、中间容器、气体质量流量计、真空泵等。

3.2 实验步骤

实验步骤主要包括：①测定岩心模型渗透率、孔隙度，饱和地层水；②将岩心恒温至地层温度后，将模拟油注入饱和水的岩心，直至流出液全部为油，计算岩心中油水饱和度；③将67℃的CO2在26MPa下从岩心出口端注入621.4cm3（标），在注入压力下保持5min，然后打开出口阀门，使油气吐出，直到岩心内无压力且没有流体流出为止，分别计量油、水、气的体积；④按过程③重复上述实验过程，进行5个周期吞吐实验。

3.3 实验效果分析

3.3.1 采收率

图7 采收率随周期的变化图

8 气油比随周期的变化

由图7可知，在五个周期的吞吐过程中，累计采收率为20.13%，在前三个周期过程中采收率不断上升，第三周期后采收率开始下降，前三个周期的累计采收率为16.1%，占总采收率的79.98%，采收率主要贡献在前三个周期，这是因为在前三个周期中，地层中的原油饱和度相对较高，注入的CO2气体在高压下与地层油相容，放喷后压力降低，体积膨胀，气体将原油携带出地层，随着吞吐的进行，地层中的原油饱和度降低，注入的气体无法和原油混溶，因此采收率在三个周期后不断下降。

3.3.2 气油比

由图8可知，在五个吞吐周期中，气油比在前三个周期较低，平均为82.66m3/m3，而三个周期后气油比上升较快，达到了572.38 m3/m3，这是因为在前三个周期吞吐过程中采出的原油量较多，而在三个周期后产量下降，注入气体量不变，所以大部分气体被采出，导致气油比上升。

3.3.3 CO2换油率

图9 换油率随周期的变化

由图9可知，在五个周期的吞吐过程中，在第三周期的换油率最高，为1.012L/m3,其次是第二周期，同样前三个周期的换油率较高，三个周期后换油开始迅速降低。

在五个周期的室内吞吐实验过程中，从累计采收率、周期采收率、气油比、换油率看，吞吐周期应该是前三个周期，但是在现场实施过程中，要从经济效益考虑在三个周期后的过程，以现行油价及施工价格是否还有经济效益，不要盲目的认为三个周期后吞吐就没有了价值。

4 矿场实验

CO2在液态状态下运送到赵118井井场，经加热系统将液态CO2加热到10℃左右注入井中，第一周期注入压力为26MPa，注入量为150t，注入速度为3-5t/d，焖井时间随压力变化而变化，若焖井期间压力下降过快，在压力降至约0MPa可立即开井回采。措施前后效果如表1。

表1 赵118井吞吐效果

在赵118井经过五个周期的吞吐后，产量从措施前的日产0.18t上升到2.45t、3.89t、4.21t、2.08t、1.1t，累计增加产量853.21t，有效达296t，增加经济效益200多万元，经过测算三个周期后仍然有一定的经济效益，第五周期产出略高于投入，建议赵118井吞吐五个周期。通过对赵118断块的赵118井CO2吞吐实验效果及经济效益看，CO2吞吐在赵118断块是可行的，现已经准备将赵118断块的其它情况相似的老井进行CO2吞吐措施，并在合作开发其它区块推广实施。

5 结论

（1）原油饱和压力、粘度、体积系数、密度、气油比随注气量的增加而增大。

（2）通过细管实验，该断块原油最小混相压力为25.2MPa。

（3）五个周期的吞吐过程中，前三个周期的采收率、换油率较高，气油比较低，但三个周期后虽然采收率、换油率较低，而气油比较高，经过矿场实施测算，五个周期以内都是有经济效益的。

赵118井在矿场实施效果较好，取得了较好的经济效益，在赵118断块正在推广实施。

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