CO2复合冷采技术的红柳油区的应用
摘要
关键词
CO2冷采效益评价 降本增效 调整吸汽剖面
正文
结合采油厂稠油优化选井、效益开发的主题，管理七区对本单位所辖稠油区块进行综合分析，结合CO2冷采增油原理，优化选井，2019年对所辖区块内采出程度低，原油黏度较大的油井实施下新型CO2冷采技术，提高单井产量。
1、基本概况
红柳油田位于孤东油田东南部黄河入海口自然保护区内，主要油藏类型属于边底水常规稠油油藏，主要含油层系是上第三系中新统馆陶组，含油面积9.0km2，地质储量1779×104t。油藏渗透率高，胶结疏松，出砂严重，地面原油粘度6134～8610mPa•s。稠油具有粘度大、流动性差的特点，成本高、开采难度较大。主要开发方式是蒸汽驱和吞吐转周，少部分井采用CO2伴注降粘剂冷采。
采油管理七区目前所辖区块包括4个稠油单元和2个断块单元，稠油单元动用地质储量399.59万吨，油井总井223口，开井140口，日液6890吨/天，日油248吨，占总产量的90.8%，综合含水96.4%。红柳油田稠油单元已进入高含水开发后期，面临着“两低一高”（采出程度低、采油速度低、综合含水高）的开发形势，稳产基础薄弱。
表1 红柳油田稠油单元吞吐井周期生产情况统计表
周期 | 井次 (口) | 平均单井 生产周期 (d) | 单井 周期产油 (t) | 单井 峰值产量 (t/d) | 周期注汽 (m3) | 平均单井 周期注汽 (m3) | 周期油汽比 |
1 | 287 | 567 | 2583 | 9.3 | 451737 | 1574 | 1.64 |
2 | 206 | 385 | 2195 | 8.8 | 361282 | 1754 | 1.25 |
3 | 163 | 404 | 1909 | 8.5 | 299014 | 1834 | 1.04 |
4 | 126 | 373 | 1803 | 7.6 | 254849 | 2023 | 0.89 |
5 | 95 | 331 | 1430 | 6.8 | 192454 | 2026 | 0.71 |
6 | 71 | 362 | 1402 | 6.7 | 143876 | 2026 | 0.69 |
7 | 46 | 318 | 1364 | 6.5 | 93526 | 2033 | 0.67 |
8 | 27 | 631 | 1217 | 6.2 | 50484 | 1870 | 0.65 |
9 | 20 | 241 | 1091 | 6.1 | 36966 | 1848 | 0.59 |
10 | 15 | 481 | 1018 | 5.7 | 27100 | 1807 | 0.56 |
在目前形势下油田开发靠规模扩张、高投入拉动的生产经营模式难以为继，需改变思路，以降本增效为依据，加大高效措施的实施，降低增量成本，才能实现效益开发。
2、 CO2冷采增油机理及现场应用
针对上述红柳油田稠油开采现状，加强地质分析，针对各单元、单井开发中存在的矛盾和问题，有针对性地分析讨论，对地层发育状况、剩余油分布、稠油含水上升的原因、历次措施效果及问题做深入的了解，再运用三线四区模型，探索实施了新型CO2冷采技术，加强稠油低效井治理，实现稠油长效开发。
2.1增油机理
CO2可看作为一种有效的高效驱油剂，非常容易溶于稠油中，可以降低原油粘度，及时补充地层能量，提高地层渗透性。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。
CO2降粘机理图
常规的稠油降粘剂，一般药剂分水基和油基两种，水基降粘剂是以水做为载体，主要成分是水溶性的表面活性剂和相关水溶溶剂；油基降粘剂是以油溶性的溶剂做载体，含有部分油溶表面活性剂的复合药剂。
油滴在油溶性降粘体系中可以快速扩散，活性体系破坏稠油的聚集结构，实现自发解聚降粘。油溶性的降粘药剂，在溶解沥青等重质成分，清洁速度要比水溶性的好，渗透、分散直至剥离，速度快。
利用油溶性降粘体系比水溶性降粘体系降粘效果更好的特点，2019年以二氧化碳伴注油溶性降粘剂，继续扩大CO2冷采的应用力度，特别是针对部分稠油井受完井方式、井筒情况和注汽能力限制，无法实现注汽吞吐增效，地层能量低，导致油井长期低效生产的状况，加大CO2冷采工艺应用力度。该措施不动管柱实施，投入少，占井时间短。
2.2现场实施
采油管理七区紧盯低成本发展，突出创新驱动，实现CO2冷采技术的新突破。现场实施过程中，采用井筒内油套环空反注的方式，单井CO2注入量100吨，油溶性降粘剂15吨，注热水打顶替,焖井7-10天开井。截至目前，共实施新型CO2冷采体系4井次,其中KD521单元非主力层2口井(HLKD52-44、HLKD52C3)，KD53单元主力层1口（HLKD5-16），非主力层1口(HLKD5N10)。
2.3实施效果统计及效益评价
2019年共实施4口井，措施前产量5.3吨/天，措施后高峰期增油15.1吨/天，目前产量10吨/天，截至5月底累增油量1159.5吨，取得了较好的增油效果。
表2采油管理七区CO2冷采井效果统计表
序号 | 井号 | 生产 | 开井 | 措施前生产情况 | 目前生产情况 | 高峰产量 | 累增油 | ||||||
日液 | 日油 | 含水 | 日液 | 日油 | 含水 | 日液 | 日油 | 含水 | |||||
1 | HLKD52-44 | 5561 | 2018-11-29 | 5.1 | 2.2 | 55.5 | 6.4 | 3.6 | 43.5 | 10.2 | 6 | 41 | 698 |
2 | HLKD52C3 | 53 | 2019-2-13 | 7.6 | 1.1 | 85 | 8.9 | 2.1 | 76 | 19.5 | 7.4 | 62 | 367 |
3 | HLKD5-16 | NGX2 | 2019-5-9 | 8.2 | 0.4 | 92.4 | 9.4 | 1.2 | 87 | 11.3 | 3.1 | 72.5 | 37.4 |
4 | HLKD5N10 | 43 | 2019-5-9 | 2.3 | 1.6 | 26.5 | 3.9 | 3.1 | 20 | 4.9 | 3.9 | 20 | 57.1 |
合计 | 4口 | 23.2 | 5.3 | 77.2 | 28.6 | 10 | 65.0 | 45.9 | 20.4 | 55.56 | 1159.5 | ||
根据单井增油效果，油价2350元/吨计算，冷采井投入产出比为6.12。
表3采油管理七区CO2冷采井投入产出比统计表
序号 | 井 号 | 措施内容 | 增量成本投入（万元） | 产 出 | 产出投入比 | |||||
CO2材料费 | 工艺劳务费 | 油溶性降粘剂（万元） | 合计 | 已增油（吨） | 预计增油（吨） | 销售收入（万元） | ||||
1 | HLKD52-44 | 注CO2冷采 | 7.06 | 0.24 | 15.0 | 22.30 | 698 | 1000 | 235 | 10.54 |
2 | HLKD52C3 | 注CO2冷采 | 8.82 | 0.24 | 15.0 | 24.1 | 367 | 600 | 141 | 5.86 |
3 | HLKD5-16 | 注CO2冷采 | 8.82 | 0.24 | 10.0 | 19.1 | 37.4 | 300 | 70.5 | 3.70 |
4 | HLKD5N10 | 注CO2冷采 | 8.82 | 0.24 | 10.0 | 19.06 | 57.1 | 300 | 70.5 | 3.70 |
合计 | 4口 | 33.52 | 0.96 | 50 | 84.48 | 1159.5 | 2200 | 517 | 6.12 | |
3、结论与认识
3.1稠油区块因边底水侵入，含水上升快，符合常规注汽条件的井越来越少。以HLKD52-44井为例，该井2018.11.29日冷采开井，累增油量698吨，预计冷采周期增油量1000吨，效果较好。
3.2从经济角度分析：氮气调剖注汽和CO2复合吞吐工艺，作业+注汽+氮气调剖费用需90万元，按周期增油量800吨计算，增量投入产出比为1/2.0，故下CO2冷采经济效益较好。
3.3采油管理七区目前油井套变80口，带病生产41口，已更新14口；汽驱井套变13口，已更新2口。油井套变的主要原因是多轮次吞吐地层亏空导致油层部位套变。统计近三年套变井可以看出平均每年套变5口，影响日油水平5.5吨/天，影响年产量2000吨左右，严重影响了管理区的稳产基础。不动管柱注CO2冷采措施的实施为稠油上产稳产提供了工艺支持。
【参考文献】
[1]盖平原《胜利油田稠油黏度与其组分性质的关系研究》.油田化学》，2011，3
[2]朱静，李传宪，杨飞，辛培刚《稠油降黏新技术的研究进展》.西安石油大学学报( 自然科学版)》，2012，1
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