实施二氧化碳混相驱 提高井组采收率

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摘 要 高89块为低孔特低渗透薄互层油藏，采用大井距、大型压裂投入开发，初期平均单井日产15t，但由于天然能量不足，弹性采收率低，为探索提高采收率方式，在高89-4井组开展了二氧化碳驱现场试验，试验表明地层压力得到提高，原油粘度降低，井组产量稳中有升，说明二氧化碳混相驱在该类油藏具有较好的适应性。

关键词 二氧化碳；现场试验；采收率

中图分类号TE3 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）37-0137-02

1高89块概况

高89块区域构造上处于博兴断阶带，金家-正理庄-樊家鼻状构造带中部。主要含油层系为沙四段，含油面积4.3km2，地质储量252万t。储层物性差，油井自然产能小于3t/d，由于层多、厚度薄、渗透率低，吸水能力差，启动压力高，注水开发难度大，采用600m井距200m的排距部署井网，通过大型压裂、靠弹性能量进行开发，初期平均单井日产15吨，但由于天然能量不足，年递减在25％以上，油藏工程及数值模拟研究表明弹性采收率只有8.9%，为探索提高采收率方式，自2007年开始，在高89-4井组开展了二氧化碳现场试验。

2 工艺流程

高89块二氧化碳注气站于2007年12月投产，是胜利油田分公司的第一个二氧化碳注气站。管理着一个百方二氧化碳液体储气槽，三台二氧化碳注气泵，负责对四口注气井进行注气。其工艺流程图是：

3 注气情况

单井注气情况统计表

目前除高89-5井注气压力高以外，其它注气井注入压力低，能较好完成配注。高89-5井注气压力高分析认为有两个原因：一是该井投产时未压裂；二是该井无对应受效油井，无泄压点。该井累采油13 330t，而该井转注后，累计注气6 200t。

4 注气效果

1）区块自然递减率与弹性阶段对比下降15.5个百分点，累计增油8 856t。

2）井组地层能量逐步恢复，由井组液面变化曲线可以看出：对应油井动液面逐渐上升。

3）原油物性变好

注气井组原油物性统计表

从油井取样的化验结果来看，各井原油的动力粘度呈下降趋势，其中G89-11、G89-9井下降幅度最大。

5 注气带来的主要问题和改造工作

1）注气造成部分油井气窜并造成一系列不良后果

随着注气规模的扩大，二氧化碳注气量增加，见效油井气油比大幅上升，伴生气中二氧化碳含量不断上升，对应油井出现气窜现象。各井二氧化碳含量情况如下：

一是造成单井水套炉和计量站水套炉无法正常燃烧，给油井正常生产带来较大困难；

二是造成管网管线腐蚀严重：正南15#站至17#站干线多次穿孔。G31#计量站大水套炉已经腐蚀穿孔；

三是气窜后无法回收伴生气中二氧化碳，造成浪费及增加碳排放。

2）输油干线压力波动大，混输泵损害严重

由于注气原因造成输油干线压力波动较大，经常造成混输泵气锁打不出油，磨损严重，到目前已经更换了3台混输泵。

针对以上问题，今年以来我们自己做了大量工作，取得了良好效果。一是更换了正南15#站至正南17#站干线，改为复合管生产；二是针对系统压力波动问题，在G891-7井场新上40m3高架罐一台，将G891-7套压控制在3MPa左右，使其平稳生产，同时在高30#站混熟泵进口，安装多功能罐一台，合理控制集输系统内混合气的含量，保证了集输系统的平稳运行；三是针对正东点炉升温问题，更换了高31#站250kW水套炉，把G89-1、G891-7两口井的水套炉更换为煤气两用水套炉，并更换了G89-1井管线620m，并在高89-S1井安装Φ800mm分离器一台，自己接气管线形成高31#站供气管网，实现了自高89-S1向高31#站和各单井供气，基本解决了高31#站冬季加温取暖的问题，单井回压由0.8MPa下降到0.65MPa。

6 几点建议

1）针对点炉升温困难的问题，需要将各井站加温设备燃料改为燃煤或燃油；

2）针对腐蚀问题，需要经过对流体进行化验后，根据流体对管线的腐蚀情况采取加药的方式解决；

3）需要对目前油井产出液进行CO2回收再利用，以减少成本支出和环境污染；

4）尽快对注气站喂料泵进行改造，降低CO2排放量。