二氧化碳吞吐效果分析匯報模板課件

復(fù)雜斷塊高含水油藏水平井C02吞吐控水增油實施進展及下步工作意見1—

水平井C02吞吐技術(shù)實施背景二

水平井C02吞吐實施情況三

目前存在的問題四

下步工作意見匯報提綱2㈠、總體工作量及效果㈡、開展的主要工作及初步認識二、水平井C02吞吐實施情況31、實施總體情況截至到2011年6月6日，已實施CO2吞吐34井次，有效率達到94.1%，階段累計增油1.05萬噸，單井平均階段增油329噸，地面換油率1.0。其中：2010年實施11井次，單井增油444噸，地面換油率為1.4；2011年實施23井次，單井階段增油269噸，仍有53噸的日增油能力。實施年度實施井次（次）有效井次（次）措施有效率（%）初期

日增油（噸）階段累計增油量（噸）平均單井階段增油（噸）目前有效井次（次）目前日增油（噸）累計注入量（噸）地面換油率

(噸/噸)2010年111090.99748844442233981.42011年232295.71225646269205370070.8合計343294.1219105303292255104051.0CO2吞吐實施效果統(tǒng)計表4點。見到了明顯控水增油效果。XX油田CO2吞吐井疊合采油曲線3794-15.3%96.6%81.3%從2010年10月14日開始陸續(xù)實施CO2吞吐，日產(chǎn)液量由1118噸降至目前的504噸；日產(chǎn)油量37噸升到94噸，提高57噸；綜合含水由96.6%下降至81.3%，下降15個百分1118504+57-6145日產(chǎn)液量由1684噸下降到581噸，下降幅度為65.5%，平均單井下降35噸；日產(chǎn)油量由52噸上升到271噸，是原來的5.2倍，平均單井初期日增油6.9噸；綜合含水由96.9%下降到53.4%,下降43.5個百分點。二氧化碳吞吐效果分析——措施前后對比-35+6.9-43.5-65200400600-11036+219-43.5-65平均單井情況對比圖累積情況對比圖7分井型CO2吞吐井實施效果統(tǒng)計表從井型上看，水平井實施32井次，是實施的主體，有效率達到93.8%，階段增油

1.02萬噸。借鑒其成效，開始在定向井進行試驗，已實施2井次，全部有效，階段累計增油360噸。井型實施井次（次）有效井次（次）有效率（%）初期

日增油（噸）階段累計增油量（噸）平均單井階段增油（噸）目前有效井（次）目前日增油（噸）累計注入量（噸）地面換油率

(噸/噸)水平井323093.8207101703392041100801.4定向井22100123601802143250.8合計343294.1219105303292255104051.0二氧化碳吞吐效果分析——按井型分類8分油品二氧化碳吞吐井實施效果統(tǒng)計表油品類型實施井次（次）有效井次（次）有效率（%）初期日增油（噸）階段增油量（噸）目前有效井次目前日增油（噸）累計注入量（噸）地面換油率(噸/噸)常規(guī)稠油333193.9219105302155100301.0常規(guī)稀油111006剛開井，效果待觀察從油品上看，在常規(guī)稠油油藏中已實施33井次，有效率93.9%，階段增油1.05萬噸。在稀油油藏進行試驗1井次，2011年6月6日開井，日增油6噸，效果待觀察。二氧化碳吞吐效果分析——按油品分類9分輪次二氧化碳吞吐井實施效果統(tǒng)計表從注入輪次上看，第一輪次共實施31井次，有效率93.5%，階段增油1.04萬噸。第二輪次從2011年5月12日開始實施，共實施3井次，全部有效，階段增油118噸。二氧化碳吞吐效果分析——按注入輪次實施輪次實施井次（次）有效井次（次）有效率（%）初期

日增油（噸）階段累計增油量（噸）平均單井階段增油（噸）目前有效井（次）目前日增油（噸）累計注入量（噸）地面換油率

(噸/噸)一次312993.520810412359194994301.1二次331001111839369750.12合計343294.1219105303292255104051.010不同控水方式二氧化碳吞吐井實施效果統(tǒng)計表從控水方式上看，堵劑+CO2吞吐共實施6井次，全部有效，階段增油3364噸，地面換油率1.8，投入產(chǎn)出比1：1.8。單純CO2吞吐實施28井次，有效率92.9%，階段增油7166噸，換油率0.8，投入產(chǎn)出比1：2.7。（按油價60美元/桶計算）二氧化碳吞吐效果分析——按控水方式控水方式實施井次（次）有效井次（次）有效率（%）初期日增油（噸）階段累增油量（噸）平均單井增油（噸）目前有效井（次）目前日增油（噸）平均有效期（天）累計注入量（噸）地面換油率

(噸/噸)投入產(chǎn)出比堵劑+CO2吞吐661003633645613215418481.81：1.8CO2吞吐282692.9183716627619536085570.81：2.7合計343294.121910530329225579104051.01：2.411截止到2011年6月6日，階段投入產(chǎn)出比為1:2.35（總投入費用為1292.9萬元，油價按60美元/桶計算）。2、階段經(jīng)濟效益分析實施年度累計注入量（噸）施工費用（萬元）累計增油量（噸）累計降水量（方）投入產(chǎn)出比20103398581.44884627421:2.4420117007711.55646373761:2.27合計104051292.9105301001181:2.35㈠、總體工作量及效果㈡、開展的主要工作及初步認識㈢、主要斷塊(小層）效果分析二、水平井C02吞吐實施情況12參考國內(nèi)外油田的研究成果，通過對CO2最小混相壓力預(yù)測、產(chǎn)出流體的化驗分析以及油藏數(shù)值模擬研究，認為冀東南堡陸地淺層油藏水平井CO2吞吐提高采收率主要機理為：膨脹原油體積，提高油相的分相流量；CO2對原油的降粘作用和對水的碳酸化，改善了油水流度比；對輕質(zhì)烴的萃取作用。一是開展了CO2吞吐機理研究，初步明確了淺層油藏水平井CO2吞吐提高采收率的主要機理13參考國內(nèi)油田CO2細管測試結(jié)果，同類油藏如江蘇富14斷塊及長慶西峰白馬組油藏，最小混相壓力分別為21.6、19.14MPa。中國油田注CO2細管測試最小混相壓力情況①

最小混相壓力預(yù)測14分別采用三種經(jīng)驗公式（GLASO關(guān)聯(lián)式、采收率PRI1公式、Yelling公式）計算最小混相壓力：經(jīng)驗公式X1斷塊X2斷塊X3區(qū)塊X4斷塊Glaso關(guān)聯(lián)式(MPa)19.919.019.620.4采收率PRI1(MPa)27.526.927.427.7Yelling和Metcalfe公式

(MPa)22.521.922.322.8目前油藏壓力(MPa)15.616.414.516.5經(jīng)驗公式預(yù)測結(jié)果表明，目前試驗油藏的地層壓力均低于CO2最小混相壓力，說明CO2吞吐在陸地淺層是一個非混相過程。15主要CO2吞吐斷塊經(jīng)驗公式計算結(jié)果②

膨脹原油體積是邊底水油藏二氧化碳吞吐的主要機理邊底水油藏水平井高含水主要是底水的錐進和邊水的舌進，存在水流優(yōu)勢通道。通過建立底水厚層稠油油藏概念地質(zhì)模型，進行CO2吞吐

數(shù)值模擬。原油中溶入CO2后，體積膨脹，會把地層水?dāng)D出水流優(yōu)勢通道，從而形成局部油墻，一方面能夠起到暫堵水流通道的作用，另外由于含油飽和度的增大，提高了油相的分相流量，這也是高含水CO2吞吐井含水能

夠顯著下降的原因。措施前后含油飽和度剖面對比圖措施前含油飽和度剖面圖開井初期含油飽和度剖面圖油墻1617③

二氧化碳對原油的降粘作用以及對水的碳酸化，改善油水流度比，是二氧化碳吞吐的重要機理。從原油分析中可以看出：原油中溶解CO2后，原油粘度降低，提高了原油的流度；水性分析結(jié)果顯示措施后總礦化度和碳酸氫根離子濃度顯著增加，說明了CO2溶解于水后生成碳酸，降低了

水的流度。18④

對輕質(zhì)烴的萃取作用也是二氧化碳吞吐的重要機理陸上油田二氧化碳吞吐前后原油分析對比表從原油分析中可以看出：CO2吞吐前后，原油膠瀝含量下降，說明CO2對于原油輕質(zhì)組分有一定的萃取作用。井號層位取樣日期密度（g/cm3)粘度（mPa.s)膠瀝含量（%）備注ρ20ρ5050℃X24-P2Ng1207.08.080.96540.94891260.5225.49措施前X24-P2Ng1210.11.270.96080.9443117823.69措施后差值-0.0046-0.0046-82.52-1.8XX105Ng7-308.05.140.95690.9401453.6718.34措施前XX105Ng7-310.10.290.95160.934831416.08措施后差值-0.0053-0.0053-139.67-2.26二是密切跟蹤效果分析，初步形成淺層油藏二氧化碳吞吐的選井選層條件油藏要有較好的水動力學(xué)封閉性；剩余油飽和度較高，最好在40%以上；位于斷層附近或者局部微構(gòu)造高點；目的層要維持較高的壓力水平，壓力系數(shù)最好保持在0.8以上；套管無損壞，井筒狀況好1920①

剩余油飽和度對效果的影響二氧化碳吞吐的作用范圍主要是井筒周圍，處理半徑相對較小。剩余油飽和度對CO2吞吐效果的影響統(tǒng)計表對23口井統(tǒng)計結(jié)果表明，剩余油飽和度越高，換油率越高，CO2吞吐效果越好含油飽和度實施井次平均注入量（噸）平均增油量（噸）平均降水量（噸）地面換油率

(噸/噸)0.3-0.41320000.4-0.51324930433001.220.5-0.6926844121381.64②

構(gòu)造位置對效果的影響構(gòu)造位置主要影響CO2與原油的接觸作用，處于斷層附近或者微構(gòu)造高點的井能夠形成有效聚集區(qū)，使CO2能夠與原油充分發(fā)生作用。構(gòu)造位置對CO2吞吐效果的影響統(tǒng)計表對25口井統(tǒng)計結(jié)果表明，處于斷層附近或者微構(gòu)造高點的井，CO2吞吐效果較好。構(gòu)造位置實施井次平均注入量（噸）平均增油量（噸）平均降水量（噸）地面

換油率（噸/噸）構(gòu)造（中）低部位432111218700.35斷層附近1627040549821.50構(gòu)造高部位528945317081.5721③

其它因素除前面幾種主要因素外，還分析了油藏類型、原油粘度、孔隙度、滲透率、滲透率變異系數(shù)、

地層傾角等因素對CO2措施效果的影響，由于可對比樣點較少，這些因素還沒有形成規(guī)律性的認識。22三是開展了工藝方案設(shè)計優(yōu)化、注入系統(tǒng)優(yōu)化以及系列現(xiàn)場實驗工作1、工藝方案設(shè)計優(yōu)化（1）注入量的確定①

水平井吞吐設(shè)計模型：橢圓柱體模型Hm——生產(chǎn)段長度，式中：——地層條件下的CO2

氣體體積——孔隙度——經(jīng)驗系數(shù)(0.2-0.4)——處理半徑，m23——地層條件下的CO2氣體體積——孔隙度——經(jīng)驗系數(shù)(0.2-0.4)——作用半徑，mH——油層厚度，m②

定向井吞吐設(shè)計模型：橢球體模型2425模型中：單井注入量根據(jù)油藏滲透率、模擬油藏范圍、處理半徑、油層孔隙度、經(jīng)驗系數(shù)等參數(shù)決定。作用半徑的確定：a—短軸，取油藏厚度的一半b—長軸，二氧化碳橫向作用半徑，根據(jù)油藏滲透率、剩余油飽和度確定作用半徑：高滲透油藏：8-10米中等滲透油藏：5-8米低滲油藏：3-5米注入體積經(jīng)驗系數(shù)的確定：根據(jù)地層壓力和虧空程度綜合判斷，一般采用0.2-0.4。26分析國內(nèi)外CO2吞吐經(jīng)驗，注入速度的確定遵循兩條原則：一是在低于破裂壓力的前提下，較快的注入速度可取得更好的吞吐效果；二是避免過快的注入速度導(dǎo)致二氧化碳沿高滲通道竄流到鄰井或邊底水水體中。同時參考設(shè)備能力，設(shè)定注入速度為3～5t/h。(2)

注入速度的確定27根據(jù)CO2在地層的反應(yīng)時間確定燜井時間，國內(nèi)外現(xiàn)場經(jīng)驗一般在15-25天。具體單井要綜合分析施工壓力和燜井壓力變化曲線來確定合適的開井時機。(3) 燜井時間的確定（關(guān)井反應(yīng)時間）28(5)

生產(chǎn)制度優(yōu)化一是釋放井筒壓力時使用油嘴控制放噴，控制油層CO2與原油的分離速度，延長吞吐有效期。二是掛抽生產(chǎn)后為防止邊底水快速推進，控制采液強度，水平井采液強度控制在0.1-0.2m3/m*d、定向井采液強度控制在3-6m3/m*d。(4)措施前泵工況診斷大部分井為不動管柱施工，為保證CO2吞吐效果，措施前進行泵況判斷，泵工況正常的直接實施，不正常的檢泵作業(yè)后再實施，確保吞吐后油井正常生產(chǎn)。292、注入系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計一是方案設(shè)計注入壓力控制在25MPa以下。為確保井口安全，開展了地面氣密性和承壓試驗，證實DD等級

250采油樹氣密性和耐低溫性均能滿足吞吐要求。二是根據(jù)氣源和注入設(shè)備情況，采用撬裝式注入，

即罐車把液態(tài)CO2拉運到井口，用柱塞泵在井口直接施工。三是優(yōu)化了注入流程，既滿足注入要求，又確保安全環(huán)保。二氧化碳吞吐現(xiàn)場施工流程圖CO罐2車CO2撬裝式注入泵排液管線井口卸負荷確保密封30313、開展了系列現(xiàn)場相關(guān)實驗為了解CO2吞吐過程中低溫、腐蝕對井下抽油泵、各種工具的影響，開展了系列的相關(guān)實驗。①井筒溫度、壓力測試實驗?zāi)康模簽榱私釩O2注入和燜井過程中井筒壓力、溫度的變化，選擇等3口實驗井，在油管中掛存儲式壓力計，測試不同深度井筒溫度、壓力變化。300米處，溫度由33度經(jīng)過22小時降到10℃，再經(jīng)過38小時降到最低-10 ℃以下。P112井300米、500米溫度壓力監(jiān)測結(jié)果300米溫度、壓力曲線溫度32500米溫度、壓力曲線壓力溫度壓力500米處，溫度由40

℃經(jīng)過22小時降到22度，再經(jīng)過38小時降到最低2 ℃

。②

CO2對螺桿泵定子膠皮的影響試驗實驗?zāi)康模毫私釩O2對橡膠的影響，評價螺桿泵舉升方式的適應(yīng)性實驗過程：從新螺桿泵截取短節(jié)加裝在CO2注入管線上，使CO2流過定子橡膠實驗前膠皮形狀 實驗后膠皮形狀膠皮發(fā)生明顯的膨脹變形初步分析認為CO2能夠滲入膠皮內(nèi)部，使膠皮膨脹變形。33341、CO2吞吐措施適應(yīng)的舉升方式為抽油泵采油方式，螺桿泵、電泵均不能滿足要求。2、吞吐井中盡量避免下入帶有橡膠的井下工具。3、井下500米以上盡量避免安裝對溫度敏感的工具。通過系列試驗，取得如下認識：㈠、總體工作量及效果㈡、開展的主要工作及初步認識二、水平井C02吞吐實施情況35—

水平井C02吞吐技術(shù)實施背景二

水平井C02吞吐實施情況三

目前存在的問題四

下步工作意見匯報提綱3637目前技術(shù)上主要借鑒其他油田經(jīng)驗和相關(guān)文獻資料，現(xiàn)場實施中具有水平井多定向井少、稠油井多稀油少、淺層井多深層井少的特點。技術(shù)儲備薄弱、室內(nèi)試驗資料缺乏及礦場試驗樣本單一，分析思路比較片面，缺乏充分的理論支持。下步深化控水穩(wěn)油機理研究，開展相關(guān)室內(nèi)試驗。一是CO2機理研究相對薄弱，制約了下一步工作的深入開展38除了前期6口井為堵劑與CO2吞吐復(fù)合工藝技術(shù)外，受成本等因素影響，后期實施井都是直接應(yīng)用CO2吞吐。下步要開展多輪次吞吐井的優(yōu)化設(shè)計，研究經(jīng)濟注入

量和注入后置水的可行性；同時開展低成本的復(fù)合控

水技術(shù)研究，特別是低成本堵水體系在吞吐中的應(yīng)用。二是水平井控水工藝技術(shù)相對單一截止目前，已有3口井實施完吞吐作業(yè)后，發(fā)現(xiàn)油管脹裂，影響正常生產(chǎn)，占施工井?dāng)?shù)的8.8%起出后發(fā)現(xiàn)破裂的油管原因分析：管裂部位發(fā)生在0到200米范圍內(nèi)，液態(tài)CO2注入井內(nèi)初期瞬間汽化，造成井筒內(nèi)局部溫度驟降，油管內(nèi)的液體結(jié)冰，體積膨脹將油管脹破。三是二氧化碳吞吐造成部分井油管凍裂39—

水平井C02吞吐技術(shù)實施背景二

水平井C02吞吐實施情況三

目前存在的問題四

下步工作意見匯報提綱4041在精細油藏描述、控水穩(wěn)油機理研究的基礎(chǔ)上，逐步擴大實施規(guī)模，形成

CO2吞吐的配套技術(shù)，獲得規(guī)模效益。工作思路42一是加強高含水油藏精細油藏描述工作，落實剩余油分布構(gòu)造較為復(fù)雜，小斷塊較多，精細油藏描述工作量仍然較大，下步要油藏工程先行，動靜態(tài)分析入手，確定主力小層（單砂體、水平井不同井段）剩余油分布，制定和實施經(jīng)濟有效的水平井控水增油措施。43二是開展CO2吞吐機理室內(nèi)實驗研究1、開展CO2與地層流體互溶配伍性相態(tài)特征綜合研究CO2-地層油體系相態(tài)特征實驗包括互溶性、飽和性、膨脹性、降粘性、混相性、降張力性以及不同CO2含量飽和原油PV關(guān)系相態(tài)特征實驗研究；CO2-地層水體系相態(tài)特征實驗包括互溶性、飽和性、膨脹性、降粘性、降張力性以及不同

CO2含量飽和地層水PV關(guān)系相態(tài)特征實驗研究；CO2-地層油體系混相性