方案设计与实施
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发布时间：2022-04-29 22:06
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时间：2022-06-24 02:17
以技术调研、室内可行性评价实验和油藏精细描述研究成果为基础，优化设计了CO2驱油试验方案，并于2003年3月进行了矿场试验。
1.注气方案
(1)数值模拟研究
根据地质研究成果，建立了试验区的三维地质模型。进行了数值模拟网格划分，纵向上划分为4个网格，并形成一套变深度的网格系统。平面上网格方向基本与构造长轴一致，网格总数为40×42=1680个。在三维地质建模的基础上，对注气驱油室内实验数据进行了拟合。
PVT相态实验拟合:应用相态模拟软件Winprop对芳48井区原油高压PVT实验数据进行了拟合，主要包括地层流体重馏分的特征化、组分归并、饱和压力计算、单次闪蒸实验拟合、等组成膨胀实验拟合、多级脱气实验拟合、注CO2气膨胀实验拟合及相图计算等。最后得到了能反映地层流体实际性质变化的流体PVT参数场。
拟组分划分:将芳48井区地层原油归并为6个拟组分:CO2，N2-C1，C2-C6，C7-C16，C17-C30，C31+。在参数优化过程中重点考虑对原油性质和流动性质影响较大的饱和压力、气油比、密度等组成膨胀和流体黏度的拟合效果。
细管实验拟合及注气混相驱研究:通过细管实验拟合，确定了芳48井区油藏流体注CO2气的最小混相压力，同时模拟计算了注气过程P-X相图和多级接触的拟三元相图。分析了芳48井区油藏流体在注CO2气时的混相能力及特征。
长岩心驱替实验拟合:长岩心驱替实验拟合的目的是通过对注气方式和实验结果的匹配，对相对渗透率曲线和毛管压力曲线等参数进行适当的修正，为三维油藏数值模拟研究提供符合实际的基本渗流特征数据。对3个不同压力下的注CO2气长岩心驱替实验进行了拟合(表6-28)。
表6-28 注CO2气长岩心驱替实验拟合结果
在地质建模和实验数据拟合的基础上，对不同注气速度的6套方案进行了数值模拟指标预测(表6-29)。从表中可见，随着注气速度的提高，采收率增加。主要由于注气速度提高后使地层压力保持水平升高，从而更有利于提高驱油效率。但随着注气速度的进一步提高，换油率下降。
表6-29 不同注气速度数值模拟主要指标预测结果
从注气速度与累积增油量的关系看(图6-20)，随着注气速度的增加，累积增油量变化不大，表明提高注气速度对开发效果影响不明显。
图6-20 CO2注入速度与累积增油量的关系
(2)方案设计结果
根据室内实验和数值模拟研究成果，平均日注CO215t时方案预测指标较好，且随着注气速度增加，采收率提高。到模拟结束时累积产油6.14×104t，采出程度24.02%。考虑到室内实验和数值模拟与矿场实际有一定的误差，且为便于现场实际操作，尽量加快试验进程，力争早日得出CO2驱油试验结论，方案设计初期日注气20t，同时根据注气井和连通油井动态变化情况进行跟踪调整。
2.采油工艺
(1)注入工艺
*:通过玻璃钢*、渗镍磷*、耐蚀合金钢*对比分析，优选了J55钢级、 ″平式渗镍磷*。
注入管柱:采用Y341-114封隔器整体式注入管柱，该管柱由井下循环阀、Y341-114封隔器、球座、喇叭口组成，井下工具采用抗CO2腐蚀合金钢加工，管柱可实现抗CO2腐蚀、承压高、密封性能好的要求，承压差为25MPa，耐温120℃，使用寿命可达2年以上。
注入井井口:注入井井口抗CO2腐蚀可分为DD、EE和FF3个级别。DD级井口材质为35CrMo;EE级井口材质在与腐蚀性介质接触的关键部位，如阀芯、隔环、压盖等采用抗CO2腐蚀合金钢材料制造，其他部位采用35CrMo;FF级井口材质全部采用抗CO2腐蚀合金钢;根据压力资料，选择承压高、密封性好的KQ65-35-FF注入井井口;井口安装单流阀。
辅助防腐工艺:在使用防腐*和套管的同时，*使用柴油作为隔离液，缓蚀剂预处理;油套环空加缓蚀剂进行压力平衡、防腐来保护油、套管。目前，国内外较好的缓蚀剂主要类型有丙炔醇类、有机胺类、咪唑啉类和季胺类。中原油田对咪唑啉类缓蚀剂在不同浓度和不同分压下进行了试验，缓蚀率达86.7%～96.0%，说明咪唑啉类缓蚀剂能够很好地防CO2腐蚀。管柱下井后反循环替入防腐剂充满油套管环形空间，后期注入过程间断补充防腐剂。投注时，*先挤入隔离液柴油，然后挤入防腐剂进行*预处理。
(2)抽油举升工艺
*和抽油杆:渗镍磷处理技术主要依靠渗镍磷层(厚度为20～40μm)来隔绝钢体与腐蚀介质的接触，从而达到防腐的目的。该技术的优点是工艺简单、成本低。考虑与测试技术相容，油井采用 小接箍外加厚 平式组合*，即上部800m采用渗镍磷 小接箍外加厚*，其余井段采用渗镍磷 平式*。
抽油杆采用Ф25×Ф22×Ф19mmH级表面渗镍磷抽油杆;抽油泵选用Ф32mm整筒泵;抽油机选用YCYJ10-3-37HB节能抽油机;为满足动态监测要求，考虑防CO2腐蚀，井口选用偏心250-EE井口。
(3)机械采油配套工艺
防气工艺:为提高泵效，防止气锁，在抽油泵下安装气锚。
清防蜡工艺:清防蜡剂采用油溶性清防蜡剂。
防腐工艺:采出井见效后，气、水、油混合物存在一定的腐蚀性，在使用防腐蚀*和抽油杆的同时，生产过程中，采用缓蚀剂防腐，并根据采出液CO2监测量，确定加药制度。
防垢工艺:从江苏油田试验情况看，CO2驱在采出井出现了井下结垢现象，采取的措施是采用点滴加药方式向油套环空加入阻垢剂。大庆油田采油八厂在2000年研究了井下固体防垢工艺，主剂为氨基三甲叉膦酸和聚丙烯酸钠。室内实验结果表明，当防垢剂浓度在2.0～6.0mg/L范围内时，防垢率可达90.2%～98.4%。将防垢剂固化，安装在抽油泵下部，随生产管柱下入井内。现场检测结果表明，试验井采出液中阻垢剂的浓度能够控制在有效浓度之内，有效期1年，起到了较好的防垢作用。因此在采出井下入井下固体防垢器和油套环空加阻垢剂的措施进行防垢。
计量工艺:根据地面流程，确定相应的单井计量工艺，采用液面恢复法和井口收油罐量油或翻斗计量方式同时计量。
3.地面工艺
注入工程:在试验区建注入站1座，液态CO2冷冻储存，升压注入。在注入井西南侧建注入站1座，由CO2站的罐车将CO2送到注入站后，经卸车泵输入30m3储罐，设置一套制冷装置维持储罐温度在0～10℃，储罐内的CO2经注入泵注入井口。由于该工艺未考虑喂液泵，在试验过程中无法正常运行，后调整为撬装注气装置，满足了试验区注气要求。
原油集输工程:原油集输系统新建油井5口采用集中拉油方案。单井计量均采用固定式翻斗仪计量;集*道内采用熔结环氧粉末防腐层，厚度大于等于350μm，工厂预制;补口采用承插式管道内补口接头，现场焊接。储罐内防腐层结构为:环氧富锌底漆2道，干膜厚度80μm，环氧防静电涂料面漆2道，干膜厚度120μm。
4.方案实施情况
注气井(芳188-138)于2003年3月开始试注，该井只射开FⅠ7层，砂岩厚度10.3m，有效厚度6.0m，未压裂直接投注。初期井口压力14～15MPa，日注液态CO25t。截至2004年6月底，油压13.0MPa，日注液态CO23t左右，受注入状况等因素影响，仅累积注入液态CO2596t。2004年7月以来，按方案实施，平均日注气20t左右。截至2004年12月底，注入压力在12.5MPa左右，累积注入液态CO25396t(0.1079PV)。
2005年继续按方案设计注气(日注20t左右)，其间5～7月对注气井组进行了整体试井。截至2005年底，注入压力在12.5～13.0MPa，累积注入液态CO215000t(0.3PV)。
根据井组内油井受效和见气情况，2005年10月改为脉冲注气，并利用数值模拟技术对脉冲注气周期、注气速度等参数进行了优化。根据优化后的方案，先后分3个段塞注入液态CO25239t。截至2006年底，累积注气20373t，注入地*积0.407PV。2007年1～2月按方案要求停注，4月份恢复注气11d，共注入CO2301t;受钻关等因素影响，5～9月注气井停住;10月份开展了注气井组双向调剖现场试验，共注入调剖剂480m3和CO2533t。截至2007年底，累计注入CO220674t(0.413PV)。
试验区4口老油井平均单井射开砂岩厚度12.9m，有效厚度10.9m。1999年10～11月用YD-89型射孔*射孔后，进行了压裂改造，平均单井压裂砂岩厚度12.2m，有效厚度10.3m。2002年底转抽油投产，初期平均单井日产油3.5t，采油强度0.34t/d·m;2004年8月为加快试验进展，投产了距注气井80m的未压裂井芳188-137，投产初期几乎没有自然产能，2005年3月对该井进行了吞吐试验，吞吐后该井开始受效，日产油最高1.5t。试验区从2004年7月开始受效，到2005年3月见到注入气，经过脉冲注气、油井间开等调整措施，投产5年时平均单井日产油0.8t，采油强度0.08t/d·m。
