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注 CO2 工艺在孤东九区的应用及效果评价

作者:祁胜蔡 石志香 高宁

祁胜蔡 石志香 高宁(中国石化胜利油田分公司孤东采油厂采油管理四区)

  摘要:以孤东油田九区稠油为例,对不同的开发方式术进行了研究和探讨,CO2冷采及吞吐+CO2复合吞吐现场应用效果良好,改善了稠油开发效果,对其它同类油田的开发具有借鉴意义。

关键词:CO2冷采工艺吞吐+CO2蒸汽吞吐

CO2膨胀、降粘、补充地层能量机理,与蒸汽协同效应,提高原油流动性,增加驱油动力,最终达到改善开发效果的目的。针对九区稠油井受地层能量低、完井方式、井筒情况和注汽能力限制,无法实现注汽吞吐增效,导致油井长期低效生产的状况,加大CO2冷采工艺及吞吐+CO2应用力度,特别是目前在低油价的大环境下,压缩了投资规模,使它的经济效益显得尤为突出。

1 基本情况

1.1九区稠油概况

九区馆陶位于孤东南部,含油面积1.9km2,地质储量517×104吨,河流相沉积,累计采油1537×104吨,采出程度31.6%。构造为东北高,西南低,油藏类型为砂岩岩性-构造层状油藏。主要含油层系为4、5、6砂层组,17个含油小层,3个主力层,平均单层有效厚度4.5m,平均渗透率1925× 10-3μm2,平均地面脱气原油粘度3801mPa.s。

1.2九区开发现状

2012年九区稠油进行了细分层系调整,井网完善。目前九区开发方式以蒸汽驱+吞吐为主,1997年实施汽驱,汽驱注入时间长,进入汽驱见效后期,随着汽窜井增多,油汽比下降,汽驱增油不明显。目前油井总井91口,开井64口,液量1500m3,油量180t/d,含水88.2%。汽驱井总井20口,开井10口,汽驱对应油井36口,其中开井30口,液量620m3,油量76t/d,含水87.7%。

目前九区平均注汽周期为6.5轮次,进入多轮次吞吐后期,随着周期数的增加,各项开发指标变差。统计2006-2014年老井吞吐增油情况可以看出,平均吞吐周期由3.2增加到目前的6.5轮次,2012年来平均单井年增油下降趋势明显,吞吐增油的效果越来越差。随着吞吐轮次增加,蒸汽驱+吞吐的开发模式已不能满足现在的开发需要,且经济性差。

表1九区2006-2014年老井吞吐递减情况统计表

1.3 CO2冷采工艺及注汽+CO2复合吞吐机理

CO2非常容易溶于稠油中,在地层温度和地层压力条件下,1t液态CO2可以产生480m3气体CO2,其同稠油之间良好的亲合性是提高开采效果的重要机理。

(1)膨胀地层原油:CO2溶解于剩余油中,引起剩余油体积膨胀,一方面增加地层能量,另一方面使膨胀后的剩余油变成可动油被采出。

(2)改善原油流动性:CO2与剩余油接触并溶解,使原油粘度和油气之间的界面张力降低,增强原油流动性。

(3)形成溶解汽驱:CO2大量溶解于原油中,随油井生产,生产井附近地层压力下降,原油中溶解的CO2气脱出,驱动原油流入井筒,形成内部溶解气驱。

(4)萃取和汽化原油中轻质烃:轻质烃与CO2间具有很好的互溶性,当压力超过一定值时,CO2能使原油中的轻质烃萃取和汽化。

根据CO2具有易溶于原油、降粘的特点,我们认为适合九区的开发特性,可实施CO2实验。

2 效果评价

2.1注CO2冷采工艺措施效果评价

2014年九区采用注CO2冷采工艺措施,CO2冷采随压力增加易溶于稠油,原油粘度越大,CO2降粘效果越明显,CO2也使原油体积膨胀,从而增加油藏可动油量,进而增加产量。2014年到2015年6月,共实施16口井次,且16口井均取得增油效果,其中不动管柱实施 14 口。对比产量上升35.7t/d;其中GOGDR5-207、GOGD9P14、GO9-3N2井单井日均增油超过 5t/d;GOGD9P11、GOGD9-14 井单井日均增油3t/d。(见表2)

表2 九区注CO2冷采效果统计表

2.2吞吐+CO2复合措施效果评价

自2010年,九区采用了吞吐+CO2复合措施,实施41口井次,累计注汽量6.5×104m3,累计注CO22024吨,周期累计产油5.2×104吨,平均油汽比0.8。其中4口井峰值产量超过10t/d,23口井峰值产量超过5t/d。与蒸汽吞吐对比其增油效果明显得到提高,下面以孤东热5-16井为例。

GOGDR5-16井于2005.6投产,生产NG61.1层,第5、6周期增加了注汽强度,周期生产情况有所回升。其他周期符合吞吐规律,峰值产油呈下降趋势。随着吞吐轮次的增加,油汽比降低,周期含水率升高,生产效果变差,已没有经济效益。导致蒸汽吞吐效果变差的主要原因包括:注入的热量被夹层和顶底盖层吸收,热损失较大,热量利用率低;油层温度下降较快;原油粘度高,在油层内流动能力差,油水流度比小;地层能量低等。第十轮吞吐峰值产量2.0t/d,第十一轮孤东热5-16采用蒸汽吞吐+CO2,峰值产量为6.2t/d,周期油汽比由0.19提高到0.59;注CO2与吞吐产生复合吞吐效果,并保持和延长了吞吐作用效果。

表3 GOGDR5-16各周期注汽及生产情况表

3 结束语

对比蒸汽吞吐、CO2冷采、吞吐+CO2这三种不同开发方式的生产效果。蒸汽吞吐随着多轮次增加、非均质、边底水、注汽速度、套损、占井周期长以及投入大的影响,吞吐效果及经济效益越来越差。而CO2冷采获得较高的驱油效率并且降低了生产费用,并且冷采注CO2可不动管柱实施,占井时间短,投入少,冷采注CO2措施增油效果显著。复合吞吐与单一吞吐及单一CO2冷采比较,地层能量升高,使原油粘度和油水界面张力降低,油更易于剥离于岩石表面,同时注CO2使气体更容易进入地层孔隙,发挥气体弹性能,扩大原油粘度的降低范围。由此可见,复合吞吐利用气体和热能的协同作用能更好地降低原油粘度和提高原油采收率。

从九区注CO2经验中,总结了几点注CO2选井原则及意见:

(1)层间干扰小;

(2)剩余油饱和度>35%;

(3)油层非均质差异小;

(4)油层压力>8MPa;

(5)油层温度>25℃;

(6)油层厚度>4m;

(7)排除井内出砂及管柱问题;

(8)焖井时间一般为7-20d。

【参考文献】

[1] 蒸汽热力采油手册 [G]. 北京:石油工业出版社,1999:10-85.

[2]王宏宇,姜婷国外二氧化碳驱提高采收率技术1999 [3]高慧梅,何应付,周锡生注二氧化碳提高原油采收率技术研究进展。2009

 

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