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    中原油田CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐

    2020-03-24 12:29:24聶法健毛洪超
    油氣地質(zhì)與采收率 2020年1期
    關(guān)鍵詞:混相中原油田驅(qū)油

    聶法健,毛洪超,王 慶,丁 妍

    (1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院,湖北武漢 430100;2.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院,河南鄭州 450046;3.中國石油大學(xué)國家大學(xué)科技園管委會(huì)辦公室,山東東營 257000)

    20 世紀(jì)50 年代至今,CO2驅(qū)油技術(shù)不斷發(fā)展,商業(yè)化推廣范圍也不斷擴(kuò)大,逐步成為一項(xiàng)僅次于熱力采油的提高采收率手段[1]。得益于起步早、技術(shù)完備和廉價(jià)氣源,美國CO2驅(qū)油項(xiàng)目數(shù)占全球總數(shù)的90%以上,提高原油采收率7%~15%。中國開展CO2驅(qū)油技術(shù)研究和應(yīng)用較晚,90 年代后,大慶、勝利和中原等油田陸續(xù)開展了先導(dǎo)試驗(yàn)。

    20世紀(jì)90年代以來,中原油田一直在探索水驅(qū)后提高采收率技術(shù),包括各類聚合物、表面活性劑等,這些以化學(xué)驅(qū)為主的提高采收率技術(shù),在部分區(qū)塊提高采收率取得了一定效果,但受制于油藏“地層溫度高,地層水礦化度和鈣鎂離子含量高”等特點(diǎn),普遍面臨普適性不強(qiáng)和推廣效果差異性很大等問題,無法進(jìn)入工業(yè)化應(yīng)用階段,一直沒有找到可以規(guī)?;瘧?yīng)用的三次采油技術(shù)。

    從2007 年開始,中原油田根據(jù)自身實(shí)際,針對(duì)CO2室內(nèi)實(shí)驗(yàn)機(jī)理、適宜性篩選評(píng)價(jià)技術(shù)、防腐等配套工藝技術(shù)開展系列攻關(guān),在特高含水油藏、深層低滲透油藏、稠油油藏均開展了CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn),并逐步擴(kuò)大規(guī)模,對(duì)應(yīng)油井均見到明顯增油效果,試驗(yàn)開展時(shí)間較長的油井采出程度提高10%以上[2-5]。為此,筆者系統(tǒng)總結(jié)近年來中原油田CO2驅(qū)油技術(shù)的最新進(jìn)展,分析3 個(gè)CO2驅(qū)油礦場(chǎng)試驗(yàn)區(qū)的應(yīng)用效果。與中外其他油田相比,中原油田CO2驅(qū)實(shí)踐應(yīng)用油藏類型多,具有較強(qiáng)的代表性,其取得的經(jīng)驗(yàn)和啟示可對(duì)中國油田進(jìn)一步發(fā)展完善CO2驅(qū)油技術(shù)并加快規(guī)?;茝V提供借鑒。

    1 CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)

    1.1 驅(qū)油機(jī)理

    不同類型油藏實(shí)施CO2驅(qū)提高采收率的主要驅(qū)油機(jī)理差異較大[6-7]。對(duì)于特高含水油藏,貢獻(xiàn)主要來自CO2溶解、擴(kuò)散,CO2溶于油斑和油膜后,由于強(qiáng)力洗油效應(yīng),從巖石表面剝離水驅(qū)殘余油;而對(duì)于深層低滲透油藏,主要機(jī)理是可以進(jìn)入更小孔喉,保持地層能量。核磁共振顯示,超臨界CO2流動(dòng)性好,與原油界面張力小,毛管阻力小,可以進(jìn)入水無法進(jìn)入半徑為0.01 μm 的孔喉,并與原油接觸。如圖1 所示,天然巖心充注飽和原油后,0.01~25 μm的孔喉內(nèi)均有原油分布,注水開發(fā)可驅(qū)替0.2 μm 以上的孔喉中的原油,0.2 μm 以下孔喉中原油飽和度保持不變;與水驅(qū)相比,CO2驅(qū)不僅可提高0.2 μm 以上孔喉中的原油驅(qū)替效率,同時(shí)可使0.01~0.2 μm的細(xì)小孔喉中原油飽和度降低30%左右。

    圖1 CO2與水驅(qū)替不同孔喉半徑剩余油尺度對(duì)比Fig.1 Comparison of remaining oil in different pore scale after CO2and water displacement

    CO2在不同地層條件的黏度變化較大,對(duì)油藏CO2驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)有較大影響。當(dāng)油藏壓力為20 MPa時(shí),隨溫度差異,CO2密度約為0.55 g/cm3,與常規(guī)地層原油密度相差較大,注入CO2更多波及油藏上部;油藏壓力為40 MPa時(shí),CO2密度為0.65~0.7 g/cm3,與常規(guī)稀油密度較為接近,縱向上驅(qū)替更為均勻。當(dāng)然上述結(jié)論僅僅是相對(duì)而言,現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐證實(shí),即使原油密度與CO2密度非常接近的油藏,由于CO2黏度更接近氣態(tài),依舊呈現(xiàn)向高部位竄進(jìn)的趨勢(shì)。

    中外學(xué)者關(guān)于原油不同組分對(duì)原油與CO2最小混相壓力的影響有較多研究,認(rèn)為原油中間烴組分C2—C6可降低最小混相壓力,而輕質(zhì)氣體和重?zé)N組分會(huì)提高最小混相壓力?,F(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐證實(shí),氣油比較高的油藏,衰竭開發(fā)后,隨甲烷大量產(chǎn)出,原油與CO2最小混相壓力大幅下降。如中原胡96塊地層流體原始甲烷含量為63.9%,最小混相壓力為38.03 MPa,衰竭開發(fā)后甲烷含量降至54%,最小混相壓力下降29.34%,現(xiàn)有油藏條件下極易混相。

    注入的CO2在地層中溶于水后,呈現(xiàn)較強(qiáng)的腐蝕性[8-9]。巖石礦物成分在飽和CO2溶液的浸泡實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示:浸泡后,長石表面產(chǎn)生溶蝕坑洞和片狀高嶺石、絮凝狀蒙脫石、水鋁英石;方解石和白云石等碳酸巖礦物表面產(chǎn)生溶蝕晶錐;黏土礦物表面變得破碎,結(jié)構(gòu)變得蓬松。新霍油藏膠結(jié)類型為孔隙型,以白云質(zhì)膠結(jié)為主,膠結(jié)物的溶蝕更容易形成溶蝕孔隙。該油藏注CO2開發(fā)前,注水壓力高達(dá)41 MPa,注CO2開發(fā)后,注水壓力低至8 MPa,顯示形成了較明顯的CO2溶蝕大孔道。

    1.2 適宜性篩選評(píng)價(jià)技術(shù)

    以中原油田不同類型油藏混相狀態(tài)研究為基礎(chǔ),開展不同驅(qū)替介質(zhì)對(duì)比試驗(yàn),量化不同類型油藏不同氣驅(qū)方式驅(qū)替效果差異,并優(yōu)選油藏、儲(chǔ)層、原油、開發(fā)特征及經(jīng)濟(jì)因素5 個(gè)方面的16 個(gè)指標(biāo),利用模糊綜合評(píng)價(jià)方法,對(duì)中原油田適宜CO2驅(qū)的儲(chǔ)量區(qū)塊進(jìn)行了適應(yīng)性評(píng)價(jià),明確不同油價(jià)下彈性推廣次序。結(jié)果(圖2)表明:CO2驅(qū)適應(yīng)性較高的油藏多為深層低滲透、可混相、非揮發(fā)性油藏[10]。

    圖2 中原油田低滲透油藏CO2驅(qū)適宜性篩選評(píng)價(jià)結(jié)果Fig.2 Suitability screening evaluation results of CO2flooding in low permeability reservoirs of Zhongyuan Oilfield

    1.3 油藏工程優(yōu)化技術(shù)

    CO2驅(qū)井網(wǎng)井距的優(yōu)化受到多種因素的制約,CO2黏度低,更易氣竄,與水驅(qū)相比,受平面和縱向的非均質(zhì)性影響更大,波及面積更小,相應(yīng)的技術(shù)最大井距更大;通常情況下CO2密度要小于原油密度,沿高部位流動(dòng)速度快,井網(wǎng)部署時(shí),應(yīng)遵循高注低采原則,抑制氣竄,擴(kuò)大波及體積。對(duì)于低滲透油藏,通常技術(shù)井距可以擴(kuò)大到400~500 m,但大多數(shù)CO2試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)有井距遠(yuǎn)小于該值。

    組分?jǐn)?shù)值模擬方法是CO2驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)的主要手段。在做組分劈分時(shí),應(yīng)重點(diǎn)劈分C2—C6組分,既可以提高擬合的準(zhǔn)確性,也可以減少運(yùn)算量;與水驅(qū)相比,CO2在地層中黏度要小得多,在優(yōu)化的過程中,需要注意網(wǎng)格效應(yīng)對(duì)模擬結(jié)果的影響,盡可能選擇九點(diǎn)差分算法或者非結(jié)構(gòu)化的網(wǎng)格設(shè)計(jì),如圖3 所示,盡管對(duì)角線方向的井距最大,但受到網(wǎng)格效應(yīng)影響,五點(diǎn)差分算法CO2滲流更快,與事實(shí)不符合,而九點(diǎn)差分算法可較好模擬真實(shí)情況。

    CO2驅(qū)普遍面臨氣竄的挑戰(zhàn),油藏本身的平面和縱向非均質(zhì)性,長期水驅(qū)形成的大孔道、人工壓裂裂縫等都會(huì)加劇氣竄,降低CO2利用效率和驅(qū)替效果[11-12]。針對(duì)不同油藏條件要求,研發(fā)耐高溫高鹽CO2泡沫體系和高強(qiáng)度復(fù)合調(diào)驅(qū)體系:對(duì)于長期水驅(qū)后的油藏,應(yīng)先應(yīng)用延緩膨脹顆粒等方式對(duì)大孔道進(jìn)行封堵;對(duì)中高滲透油藏,應(yīng)配合采用氣水交替和水基泡沫等;對(duì)于深層低滲透油藏,可嘗試選用氣溶性泡沫劑。

    1.4 復(fù)合防腐技術(shù)

    中國老油田地面流程及井筒管柱多采用常規(guī)碳鋼管材,若不采取針對(duì)性防腐措施,CO2腐蝕嚴(yán)重,腐蝕速率極高,平均腐蝕速率為5.42 mm/a。CO2腐蝕控制技術(shù)極為重要,關(guān)系到現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的成敗,因CO2腐蝕的特殊性,要求全過程防腐蝕,單一的抗腐蝕方法無法滿足現(xiàn)場(chǎng)要求。通過注入緩蝕劑和應(yīng)用犧牲陽極保護(hù)新材料等多種方法復(fù)合使用,基本解決了現(xiàn)場(chǎng)腐蝕問題。

    圖3 CO2驅(qū)五點(diǎn)與九點(diǎn)差分算法模擬結(jié)果對(duì)比Fig.3 Comparison of CO2flooding results simulated using methods of five-point difference algorithm and nine-point difference algorithm

    在老油田CO2驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐過程中,主要形成了以下4 項(xiàng)防腐技術(shù):①研發(fā)高效咪唑啉類液體緩蝕劑及點(diǎn)滴加注工藝,緩蝕率達(dá)95%,解決了泵口以上管柱腐蝕問題。②研制可控釋放固體緩蝕劑,釋放周期最高可達(dá)180 d,投放到井底緩慢釋放,解決了泵口以下管柱的腐蝕問題。③發(fā)明鋁鋅銦錫鎂合金犧牲陽極保護(hù)新材料,電流效率提高約50%,解決了抽油泵、復(fù)雜結(jié)構(gòu)分離器等腐蝕問題。④研制“高速旋流+負(fù)壓抽提”脫碳技術(shù),實(shí)現(xiàn)井口產(chǎn)出液中CO2快速分離,pH值從4.68提高到5.62,減緩集輸管網(wǎng)腐蝕壓力。通過以上技術(shù)組合優(yōu)化,實(shí)現(xiàn)了全程防腐(圖4),產(chǎn)出液鐵離子平均質(zhì)量濃度由100 mg/L 降至20 mg/L 左右,生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕速率為0.053 mm/a左右。

    圖4 生產(chǎn)井系統(tǒng)腐蝕防護(hù)技術(shù)示意Fig.4 Schematic diagram of corrosion protection technology for production well system

    1.5 分層注入及吸氣剖面測(cè)試技術(shù)

    層間非均質(zhì)性會(huì)導(dǎo)致縱向上吸氣量存在較大差異,出現(xiàn)高滲透層CO2無效循環(huán),物性較差的層無法動(dòng)用的情況。為改善注CO2層間差異較大的問題,設(shè)計(jì)了CO2分層注入管柱,開發(fā)了CO2井下流量測(cè)試及調(diào)配技術(shù),實(shí)現(xiàn)了井下超臨界狀態(tài)下CO2的分層定量注入,形成了適用于水氣交替的CO2分層注入技術(shù)。

    水氣交替注入過程中存在溫差大、壓差大、易返吐、管柱蠕動(dòng)強(qiáng)及CO2易溶蝕封隔器膠筒等問題,導(dǎo)致CO2井筒氣密封性差。采用管柱同級(jí)同段設(shè)計(jì),優(yōu)化錨、瓦組合配置,預(yù)留補(bǔ)償距,減少管柱蠕動(dòng)對(duì)封隔器的傷害;研發(fā)了芳綸纖維與納米材料充填的氣密封膠筒,大幅提升干濕環(huán)境下封隔器壽命。針對(duì)井下超臨界CO2狀態(tài)調(diào)控難度大、氣嘴易氣蝕等問題,采用針閥式氣嘴代替直筒型氣嘴,形成了適用于小于3 000 m 的偏心分層注入技術(shù),通過割縫型氣嘴取代橢圓槽型氣嘴,形成了適用于大于3 000 m 的同心分層注入技術(shù)(圖5),耐溫為-30~130 ℃,耐氣壓差為35 MPa。

    圖5 偏心分層注入井下管柱Fig.5 Eccentric and layered injection downhole string

    針對(duì)層系多、層間吸氣量差異大,井筒內(nèi)CO2呈現(xiàn)液態(tài)、氣態(tài)、超臨界態(tài)的轉(zhuǎn)化,導(dǎo)致其密度變化大等問題,研發(fā)CO2監(jiān)測(cè)儀器及創(chuàng)新質(zhì)量流量解釋模型,實(shí)現(xiàn)井下CO2吸氣剖面測(cè)試,儀器耐壓為60 MPa,耐溫為-20~135 ℃,流量誤差為-5.3%~3%。

    1.6 CO2混合氣回收回注技術(shù)

    CO2產(chǎn)出氣再利用是降低CO2材料費(fèi)的重要環(huán)節(jié)。常規(guī)的CO2分離回收裝置存在分離工藝復(fù)雜、能耗高和投資高等問題,不適合規(guī)?;厥栈刈⒌囊蟆Q兄飘a(chǎn)出混合氣直接加壓回注撬裝裝置,且對(duì)產(chǎn)出氣組分無要求。

    設(shè)計(jì)變頻控溫自動(dòng)補(bǔ)氣的防液化裝置、含烴混合氣的冷卻系統(tǒng)、四級(jí)增壓系統(tǒng),建成移動(dòng)式混合氣回注工藝流程(圖6)。單套設(shè)備增壓后排氣壓力達(dá)20 MPa,日回注量超過10 000 m3/d,現(xiàn)場(chǎng)建成2 套裝置,運(yùn)行良好,達(dá)到CO2資源再利用和環(huán)保的要求。

    圖6 移動(dòng)式混合氣回注工藝流程Fig.6 Technological process for mobile combination gas reinjection

    2 礦場(chǎng)實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

    2.1 濮城沙一段下亞段油藏試驗(yàn)區(qū)

    濮城沙一段下亞段油藏位于濮城長軸背斜構(gòu)造的東北翼,是一個(gè)整裝中高滲透砂巖油藏,石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1 135×104t,埋深為2 280~2 430 m,平均滲透率為690 mD,地層原油黏度為1.74 mPa·s。該油藏1980 年投入開發(fā),1998 年綜合含水率達(dá)98%,采出程度達(dá)51%,進(jìn)入水驅(qū)廢棄階段。

    2008 年開展CO2/水交替驅(qū)井組先導(dǎo)試驗(yàn),并逐步擴(kuò)大規(guī)模,注氣時(shí)地層壓力為20.2 MPa,經(jīng)長細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)量,最小混相壓力為18.4 MPa,油藏注CO2可以實(shí)現(xiàn)混相。

    整體實(shí)施方案共設(shè)計(jì)22 個(gè)注氣井組,2013 年后,因國際油價(jià)大幅下跌,最終實(shí)施了13個(gè)井組,累積注氣量為35.4×104t,累積增油量為13.1×104t。其中,作為最早實(shí)施的濮1-1 井組,截至2019 年6 月,累積CO2注入量為3.6×104t,累積增油量為1.2×104t,階段換油率為0.33 t/t,井組采出程度從53.9%增至63.9%,采出程度提高了10%,含水率從99%降至88%。

    試驗(yàn)區(qū)見效特征主要表現(xiàn)為:含水率大幅下降,最大降幅為25%,由99%降至74%;見效時(shí)間長,濮1-1 井組2008 年6 月開始注入后,同年11 月起含水率下降,見效效果隨注入段塞和注入量變化而變化,持續(xù)時(shí)間長達(dá)10 a;見效后原油顏色由黑色變成褐色,地面原油黏度由見效前的24.66 mPa·s降至7.99 mPa·s,原油烴組分中間烴含量由30 mol%升至40mol%,重?zé)N含量由2 mol%降至0.8 mol%,采出原油顏色變化顯示,注入的CO2與原油實(shí)現(xiàn)了混相。

    2.2 胡96塊試驗(yàn)區(qū)

    胡96塊位于東濮凹陷柳屯洼陷西翼,石油地質(zhì)儲(chǔ)量為253×104t,埋深為3 600~4 300 m,滲透率低,小于10 mD,無法注水開發(fā),地層能量得不到補(bǔ)充,產(chǎn)量低且多口井停產(chǎn),僅采出原油2.6×104t。在中原油田深層特低滲透油藏中具有代表性。2010年在胡109井組開展CO2驅(qū)試驗(yàn)。

    胡109 井CO2累積注入量為15 199.3 t,地層壓力由28.5 MPa 恢復(fù)到48.5 MPa,最小混相壓力為29.34 MPa。注氣前,地層無能量補(bǔ)充,產(chǎn)油量遞減快,日產(chǎn)油量為0.4 t/d,油壓為0.6 MPa。見效后,地層能量充足,日產(chǎn)油量最高達(dá)21.2 t/d,累積增油量為9 062 t,增氣量為430.5×104m3;目前油壓穩(wěn)定在8 MPa,日產(chǎn)油量為1.2 t/d。

    胡96 塊CO2驅(qū)呈現(xiàn)明顯的混相驅(qū)效果,CO2驅(qū)過程中,地層壓力是最小混相壓力的1.65 倍;注CO226 個(gè)月后,才見到明顯增油效果;見效1 a 后,CO2含量仍低于10%;油井見效主要表現(xiàn)是能量恢復(fù),持續(xù)自噴。

    2.3 衛(wèi)42塊試驗(yàn)區(qū)

    衛(wèi)42 塊構(gòu)造位置位于東濮凹陷北部濮衛(wèi)次洼帶西翼,屬于深層特低滲透油藏,油藏埋深為3 200~3 700 m,平均滲透率為2.25 mD,地質(zhì)特征與胡96塊較為接近,區(qū)別在于該區(qū)塊注氣前采用注水開發(fā),平均注水壓力為41 MPa,綜合含水率為74.2%,采出程度為13.23%。

    2016 年1 月開始,在6 個(gè)井組實(shí)施CO2驅(qū),2 個(gè)月后陸續(xù)見到增油效果,油井見效11 口,平均含水率下降20%,日增油量峰值為10.6 t/d,平均日增油量為4.5 t/d,累積增油量為1 906 t。

    從見效情況看,與胡96 塊見效特征有較大差異,表現(xiàn)為含水率大幅下降,產(chǎn)液量保持不變或略有下降;見效速度快,最快的油井2個(gè)月即見到明顯效果,含水率下降30%;氣竄嚴(yán)重,高部位油井2 個(gè)月就見CO2產(chǎn)出,1 a 后CO2含量高達(dá)90%,低部位油井氣竄比例小,主要是沿裂縫及小井距方向發(fā)生氣竄,CO2含量為40%。

    分析認(rèn)為有幾個(gè)方面原因:井距小,平均井距僅為260 m;油水井普遍壓裂過;沒有達(dá)到整體混相,最小混相壓力為29.77 MPa,注氣前地層壓力為22 MPa;基質(zhì)滲透率低,CO2在裂縫里循環(huán);生產(chǎn)井CO2含量上升,泵效降低,產(chǎn)液量下降。

    3 結(jié)束語

    經(jīng)過十多年的技術(shù)攻關(guān)和礦場(chǎng)實(shí)踐,中原油田在CO2驅(qū)的機(jī)理深化研究、油藏工程技術(shù)、注采配套工藝等方面逐步形成針對(duì)性較強(qiáng)的特色技術(shù),礦場(chǎng)實(shí)踐積累了寶貴經(jīng)驗(yàn),也取得了較好的增油效果,深層低滲透油藏在低油價(jià)下也取得了一定的經(jīng)濟(jì)效益,其經(jīng)驗(yàn)和啟示對(duì)中國其他油田注氣提高采收率技術(shù)研究及實(shí)踐具有較大借鑒意義。

    CO2驅(qū)的驅(qū)油效率高,濮城沙一段下亞段油藏實(shí)踐表明,通過CO2/水交替驅(qū),采出程度可以達(dá)到60%以上,該技術(shù)的發(fā)展可有力地保障國家能源安全;隨著溫室氣體減排工作的逐步推進(jìn),國家綠水青山戰(zhàn)略的深入實(shí)施,CO2驅(qū)可以實(shí)現(xiàn)驅(qū)油戰(zhàn)略一體化,必將在提高采收率領(lǐng)域得到越來越多的應(yīng)用。

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