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从上世纪80年代开始,华东油气泰州采油厂启动二氧化碳驱油技术探索,到目前已先后建立16个二氧化碳驱油(吞吐)开发单元,累计注入二氧化碳86.1万吨,累计增油26.4万吨
望油兴“碳”2021年05月10日 来源:
中国石化报 作者:
耿 捷
□耿 捷 在碳达峰、碳中和被热议的当下,二氧化碳带着最主要温室气体的标签“不受待见”。减排当然非常重要,变废为宝的利用也值得重视。二氧化碳可用于碳酸饮料、救火、医疗等领域,而在油气开发领域,它还是当之无愧的提高油藏采收率利器。 早在上世纪80年代,华东油气泰州采油厂就开展了12井次单井吞吐试验,累计注二氧化碳4490吨,增油逾万吨。进入新世纪,他们在采出程度、综合含水率双高的储家楼油田开展二氧化碳非混相驱油试验,井组日增油8.7吨,累计增油1.76万吨,提高采收率2.9个百分点。 经过30多年的持续探索,华东油气在推进碳减排、碳中和同时,实现绿色高效开发。日前,“苏北二氧化碳驱开发技术应用”项目获集团公司“十三五”高效开发项目奖,泰州采油厂建成中国石化首个二氧化碳驱油示范区,也是应用最为成熟的示范区之一。 让老油田保持年轻态 草舍油田开发于1979年,是华东油气最早发现的油田之一,也是主力油田之一。该油田发育多套含油层系,既有高渗透率的垛一段、戴一段油藏,又有低渗透率的阜宁组、泰州组油藏。 油气在地下沿通道运动,最后总会再度聚集为残余油。界面张力的存在,导致残余油像孤立的水珠一样附着在地下岩石的孔隙表面,加之草舍油田油藏类型多,开采难度不断加大。 2005年,在草舍油田步入开发后期时,泰州采油厂决定在泰州组实施二氧化碳驱。“在实施气驱的同时,我们还加大堵水力度,通过合理布设注气井网和配置有效注气量,提高草舍油田采收率。”该厂厂长唐建信说,“截至2020年底,草舍泰州组累计注气26.86万吨,累计增油7.4万吨。老油田逐步年轻化,并开始‘奔跑’,拓宽了治理其他油田的思路。” 2016年,泰州采油厂在开采了17年的台南老油田优选4口井开展水气交替试验,很快就有6口油井明显见效,日增产能10吨。 针对老油田高含水油井,该厂创新形成草中底水废弃油藏二氧化碳顶驱、洲城“三高”油藏2C(二氧化碳+化学剂)驱、兴北稠油藏2C吞吐三项增产技术,二氧化碳与化学剂加合增效作用明显。 在单井投资大的特低渗油藏张家垛阜宁组,该厂坚持注气开发、保持地层能力,油井产量实现稳中有升,2018年提前27天完成当年产量目标任务,并扔掉了连续亏损的帽子。 对低效油田也有奇效 苏50井是草舍阜三段油藏早期探井,因储层对水极其敏感,一直未能实施注水开发,后因低产而关停。2011年8月,泰州采油厂在草舍阜三段实施同步注气开发,建成6注13采井网,至2013年全面见效,日产油由20吨升至43吨,到目前累计注气17.93万吨,累计增油4.35万吨。 实践证明,二氧化碳对油藏条件差的低效油田也有奇效。 金南油田阜二段为致密油藏,储层裂缝发育,油井易水窜,油田开发低效。2014~2017年,泰州采油厂开展水平井井组二氧化碳吞吐试验,累计注气0.65万吨,累计增油0.82万吨,提高采收率5.71个百分点。 北汉庄油田地质储量约百万吨,开发于2005年,至2016年末,油田综合含水率高达92%,被贴上低产低效的标签。2017年,该厂加大油藏储层评价和剩余油分布研究力度,实施2C措施,区块日产油由0.3吨升至9.5吨,含水率由99%降至3%。 该厂趁热打铁,在兴北垛一段水平井实施2C吞吐措施也见效后,及时将二氧化碳增油工艺推广至边水水淹的红庄垛二段、北汉庄垛一段等油藏。仅2017年,该厂就实施2C措施15井次,累计增油1365吨,其中北1-P2井含水率由87%降至10%,日产油由2.5吨升至8.1吨。 稠油水平井水淹治理,一直困扰着开发人员。红1平2井是红庄油田一口采出程度较高的高含水稠油水平井,长期以来依靠2C吞吐控水挖潜。“油井在经过多轮次2C吞吐后,井周围优势渗流通道剩余油减少,吞吐介质扩大波及范围有限,效果逐轮变差。”该厂生产管理室主任梁珀说。 在2018年底泰州采油厂一次技术讨论会上,参会人员大胆提出将2C吞吐技术和堵水技术相结合,用堵剂封堵水窜渗流通道,迫使吞吐介质波及相对低渗区域进行洗油,发挥堵水、洗油两种措施的长处,有效挖潜剩余油。红1平2井措施后日产油由0.6吨升至3.6吨,含水率由97%降至70%。 提高采收率的利器 原油藏在地下数千米的地方,其“生存”状态有的像蛋糕里的夹心,有的像趣多多饼干里的巧克力豆,还有的像南瓜芝士里的南瓜块……采出“夹心”“巧克力豆”和“南瓜块”,二氧化碳功不可没。 草舍油田草中阜三段是典型的低渗多层油藏,就像一块坚硬的蛋糕,看着有很多夹心,但每层都很少,用力压一压蛋糕,几乎纹丝不动,更别说挤压出里面的“夹心”了。因此,阜三段油藏采收率很低。 为采出这些“夹心”,泰州采油厂于2011年对草中断块进行同步注气开发,但随着注气开发时间的延长,阜三段局部形成气窜通道,造成二氧化碳驱油波及效率降低,草中区块2019年日产油仅8吨。 对此,2020年初,该厂地质技术人员开展“低渗油藏二氧化碳驱注采方式优化及数值模拟”研究。通过细致分析,他们制定注入井增注、气水交替、井网恢复等技术措施,并根据油井动态控制生产,草中1-6井自受效以来一直保持自喷生产,草中1-1、草中1-4等井也相继见效增油,区块当年增油3155吨,自然递减率为-18.3%。 开发于1990年的溪南庄油田属于中高渗油藏,2020年日产油不足2吨,综合含水率超过95%。为进一步提高采收率,该厂在溪南庄油田开展二氧化碳非混相驱试验,将关停井QK-38井和侧平苏204井转为注气井,同时复产特高含水井溪南平1井和溪南平2井,建成二采二注井网,溪南平1井日产量由0.2吨升至4.5吨。 “高含水、高采出程度的强底水油田,提高采收率的方法一直很少,像溪南庄这种原油黏度大、流度比差异大、底水锥进的油藏,治理难度就更大了。我们考虑到二氧化碳的超覆、绕流、降黏、降低表面张力等特性,探索性开展提高采收率工作。”梁珀说。 “不管油藏结构有多复杂,不管原油藏在哪个角落,我们都会坚定不移地找到并高效采出。”唐建信说,“‘十三五’期间,我们编制5项二氧化碳驱技术规范,针对不同类型油藏不同开发阶段和不同油质,先后建立16个二氧化碳驱(吞吐)开发单元,年注入量达16万吨,开展混相驱、非混相驱、吞吐、2C等二氧化碳增油技术试验,平均二氧化碳换油率达2.75∶1。”
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