二氧化碳复合吞吐工艺技术研究与应用

藏鹏

摘要：世界上许多国家新增原油地质储量（尤其是陆上油田）的难度越来越大，可采储量越来越小。原油可采储量的补充，越来越多地依赖于提高已动用地质储量的采收率和难动用储量的开发。二氧化碳吞吐控水增油技术具有适用范围广、增油效率高、成本低、施工简单等优势，具有广泛的应用前景，已经作为一项成熟的采油技术已受到世界各国的广泛重视。杜813块油藏存在非均质性严重，原油粘度大的问题。常规技术开发以后还有大量的探明地质储量残留在地下，迫切期待着新型的提高采收率技术的研究和应用。

关键词：二氧化碳;复合吞吐;开发效果;机理;现场应用

1 地质概况

杜813块位于曙一区南部，北邻杜84块，西接杜212块，东邻杜80块。开发目的层为沙一+二段兴隆台油层，构造形态整体上为一北东走向、南东倾向的单斜构造，地层倾角一般在3～10°，含油面积4.6km2，油藏埋深730-980m，单层厚度15-38m，顶底水发育，开发目的层为兴隆台油层，地质储量2568×104t。

杜813块兴隆台油层储层物性较好，平均孔隙度为30.2%，平均渗透率为1633mD，为高孔、高渗储层。杜813块兴隆台油层属于超稠油，原油密度（20℃）平均为1.0098g/cm3，地面脱气原油粘度（50℃）平均为108880mPa·s，一般60000mPa·s～180000mPa·s。区块原始地层压力7.5-9.4MPa，压力系数0.98，原始地层温度38℃。地层水型为NaHCO3型，地层水总矿化度为2238mg/L。

2 CO2复合吞吐作用机理

CO2辅助蒸汽吞吐具有增能、助排、降粘以及提高注汽效果的作用。CO2在注入油层后可使稠油粘度降低90%以上，体积膨胀10%以上;同蒸汽混合后可显著提高蒸汽的驱替效率和波及效率，CO2扩散过程中扩大加热范围，其气泡带动周边原油和降粘剂渗流扰动，为原油充分降粘及扩散提供了条件。

（1）溶解降粘作用：CO2在原油中溶解，形成泡沫油，泡沫油的存在能大幅降低原油粘度。

（2）调整剖面作用：CO2与表面活性剂形成泡沫，对中高渗层具有封堵作用，进而起到调整剖面的作用。

（3）补充能量作用：由于CO2在原油中的溶解度較大，随着生产的进行，油藏压力降低，油藏原油中的CO2就会从原油中分离出来，为溶解气驱提供能量，形成类似于天然类型的溶解气驱，为地层补充能量。

3 主要研究内容

3.1 CO2吞吐选井条件

a、剩余可采储量较高，采出程度低;

b、一般位于非主河道区，正韵律或复合韵律层;

c、一般处于构造中高部位，且断层封闭;

d、水平段较长、轨迹势能差异较大;

e、能量较为充足;

f、以固井射孔完井和常规筛管完井为主;

g、井况较好，无严重套损、出砂和漏失现象。

3.2 注入量的设计

根据油井所在区块的孔隙度、粘度、剩余饱和度等参数，计算出二氧化碳气体在地层中所占的体积，再根据此体积计算出注入井所需液态二氧化碳的质量。通过查阅国内外资料，CO2总注入量一般为0.15PV时驱油效益（采收率提高百分比×换油率）最大。

3.3 注入压力的设计

CO2吞吐施工的注入速度和地层的吸气能力决定注入压力。在一定的地层条件下，提高注入速度能够提高注入压力，CO2吞吐效果也就越好。根据注入井井况，地层物性和设备注入能力，设计注入压力控制在25MPa以下。

3.4 注入速度的设计

注入速度确定遵循两条原则：一是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;二是避免过快的注入速度导致二氧化碳沿高渗通道窜流到邻井或边底水水体中。根据地层渗透率和连通情况，参考设备能力，设定注入速度3-5t/h。

3.5 焖井时间的确定（关井反应时间）

根据CO2在地层的反应时间确定焖井时间，国内外现场经验一般在15-25天。

3.6 措施前泵的工况诊断

为保证CO2吞吐效果，措施前进行泵况判断，确保吞吐后油井正常生产，避免作业对吞吐效果产生影响。

3.7 生产制度优化

一是释放井筒压力时使用油嘴控制放喷，控制油层CO2与原油的分离速度，延长吞吐有效期。二是正常生产后为防止边底水快速推进，控制采液强度。

4 现场应用情况

4.1施工步骤

a、先注入一定量的表面活性剂，再注入一定量的二氧化碳;

b、焖井反应6-12小时;

这期间液态CO2逐渐变为气态，并且向油层进行扩散，同时和表面活性剂作用形成泡沫。

C、注汽吞吐，吞吐后转抽生产。

4.2总体效果评价

近两年，共实施CO2吞吐30井次，措施有效率70%，累增油6732.5吨。

4.2.1 增油效果明显

实施CO2吞吐后，30口井平均日产油从81.8t上升至179.6t，周期产油量从14344.4t上升至17399.7t，累增油6732.5t。

4.2.2 油井回采能力增强

实施CO2吞吐后，30口井与措施前对比平均注汽量略有下降，产液量增加，措施后回采水率由98%上升至128%，提高了30%。

4.2.3 注入压力呈上升趋势

实施CO2吞吐后，与措施前对比平均注汽压力略有上升，从实施前12.43MPa上升至实施后的13.14MPa，提高0.71MPa。

4.3 典型实例：杜813-47-69

杜813-47-69井2019年2月24日实施CO2复合吞吐，注入排量16t/d，干度75%，注汽量1900t。2019年3月8日开井，初期日产液24.92t，日产油9.7t，含水61%;该井目前日产液25.69t，日产油6.2t，累增油2389.9t

5 经济效果分析

截至目前杜813块实施CO2复合吞吐工艺技术累计增油2389.9t，创经济效益1144.53万元，投入产出比1：2.95，具有较好经济效益。

结 论

CO2复合吞吐技术能够有效改善和提高超稠油油井的生产能力，具有较好的增产效果，是超稠油稳产增产的一种有效工艺措施。CO2复合吞吐技术现场实施效果好，增油效果和经济效益显著。该技术的成功实施，对同类油藏具有较好的指导意义和借鉴价值。

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