二氧化碳吞吐效果分析汇报.ppt

复杂断块高含水油藏水平井C02吞吐控水增油实施进展及下步工作意见,水平井C02吞吐技术实施背景水平井C02吞吐实施情况目前存在的问题下步工作意见,汇报提纲,、总体工作量及效果、开展的主要工作及初步认识,二、水平井C02吞吐实施情况,1、实施总体情况,截至到2011年6月6日，已实施CO2吞吐34井次，有效率达到94.1%，阶段累计增油1.05万吨，单井平均阶段增油329吨，地面换油率1.0。其中：2010年实施11井次，单井增油444吨，地面换油率为1.4；2011年实施23井次，单井阶段增油269吨，仍有53吨的日增油能力。,CO2吞吐实施效果统计表,从2010年10月14日开始陆续实施CO2吞吐，日产液量由1118吨降至目前的504吨；日产油量37吨升到94吨，提高57吨；综合含水由96.6%下降至81.3%，下降15个百分点。见到了明显控水增油效果。,XX油田CO2吞吐井叠合采油曲线,日产液量由1684吨下降到581吨，下降幅度为65.5%，平均单井下降35吨；日产油量由52吨上升到271吨，是原来的5.2倍，平均单井初期日增油6.9吨；综合含水由96.9%下降到53.4%,下降43.5个百分点。,二氧化碳吞吐效果分析措施前后对比,平均单井情况对比图,累积情况对比图,分井型CO2吞吐井实施效果统计表,从井型上看，水平井实施32井次，是实施的主体，有效率达到93.8%，阶段增油1.02万吨。借鉴其成效，开始在定向井进行试验，已实施2井次，全部有效，阶段累计增油360吨。,二氧化碳吞吐效果分析按井型分类,分油品二氧化碳吞吐井实施效果统计表,从油品上看，在常规稠油油藏中已实施33井次，有效率93.9%，阶段增油1.05万吨。在稀油油藏进行试验1井次，2011年6月6日开井，日增油6吨，效果待观察。,二氧化碳吞吐效果分析按油品分类,分轮次二氧化碳吞吐井实施效果统计表,从注入轮次上看，第一轮次共实施31井次，有效率93.5%，阶段增油1.04万吨。第二轮次从2011年5月12日开始实施，共实施3井次，全部有效，阶段增油118吨。,二氧化碳吞吐效果分析按注入轮次,不同控水方式二氧化碳吞吐井实施效果统计表,从控水方式上看，堵剂+CO2吞吐共实施6井次，全部有效，阶段增油3364吨，地面换油率1.8，投入产出比1：1.8。单纯CO2吞吐实施28井次，有效率92.9%，阶段增油7166吨，换油率0.8，投入产出比1：2.7。（按油价60美元/桶计算）,二氧化碳吞吐效果分析按控水方式,截止到2011年6月6日，阶段投入产出比为1:2.35（总投入费用为1292.9万元，油价按60美元/桶计算）。,2、阶段经济效益分析,、总体工作量及效果、开展的主要工作及初步认识、主要断块(小层）效果分析,二、水平井C02吞吐实施情况,参考国内外油田的研究成果，通过对CO2最小混相压力预测、产出流体的化验分析以及油藏数值模拟研究，认为冀东南堡陆地浅层油藏水平井CO2吞吐提高采收率主要机理为：（1）膨胀原油体积，提高油相的分相流量；（2）CO2对原油的降粘作用和对水的碳酸化，改善了油水流度比；（3）对轻质烃的萃取作用。,一是开展了CO2吞吐机理研究，初步明确了浅层油藏水平井CO2吞吐提高采收率的主要机理,参考国内油田CO2细管测试结果，同类油藏如江苏富14断块及长庆西峰白马组油藏，最小混相压力分别为21.6、19.14MPa。,最小混相压力预测,分别采用三种经验公式（GLASO关联式、采收率PRI1公式、Yelling公式）计算最小混相压力：,经验公式预测结果表明，目前试验油藏的地层压力均低于CO2最小混相压力，说明CO2吞吐在陆地浅层是一个非混相过程。,主要CO2吞吐断块经验公式计算结果,膨胀原油体积是边底水油藏二氧化碳吞吐的主要机理,边底水油藏水平井高含水主要是底水的锥进和边水的舌进，存在水流优势通道。通过建立底水厚层稠油油藏概念地质模型，进行CO2吞吐数值模拟。原油中溶入CO2后，体积膨胀，会把地层水挤出水流优势通道，从而形成局部油墙，一方面能够起到暂堵水流通道的作用，另外由于含油饱和度的增大，提高了油相的分相流量，这也是高含水CO2吞吐井含水能够显著下降的原因。,措施前含油饱和度剖面图,开井初期含油饱和度剖面图,油墙,措施前后含油饱和度剖面对比图,二氧化碳对原油的降粘作用以及对水的碳酸化，改善油水流度比，是二氧化碳吞吐的重要机理。,从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；水性分析结果显示措施后总矿化度和碳酸氢根离子浓度显著增加，说明了CO2溶解于水后生成碳酸，降低了水的流度。,对轻质烃的萃取作用也是二氧化碳吞吐的重要机理,陆上油田二氧化碳吞吐前后原油分析对比表,从原油分析中可以看出：CO2吞吐前后，原油胶沥含量下降，说明CO2对于原油轻质组分有一定的萃取作用。,二是密切跟踪效果分析，初步形成浅层油藏二氧化碳吞吐的选井选层条件,油藏要有较好的水动力学封闭性；剩余油饱和度较高，最好在40%以上；位于断层附近或者局部微构造高点；目的层要维持较高的压力水平，压力系数最好保持在0.8以上；(5)套管无损坏，井筒状况好,剩余油饱和度对效果的影响,二氧化碳吞吐的作用范围主要是井筒周围，处理半径相对较小。,对23口井统计结果表明，剩余油饱和度越高，换油率越高，CO2吞吐效果越好,剩余油饱和度对CO2吞吐效果的影响统计表,构造位置对效果的影响,构造位置主要影响CO2与原油的接触作用，处于断层附近或者微构造高点的井能够形成有效聚集区，使CO2能够与原油充分发生作用。,对25口井统计结果表明，处于断层附近或者微构造高点的井，CO2吞吐效果较好。,构造位置对CO2吞吐效果的影响统计表,其它因素,除前面几种主要因素外，还分析了油藏类型、原油粘度、孔隙度、渗透率、渗透率变异系数、地层倾角等因素对CO2措施效果的影响，由于可对比样点较少，这些因素还没有形成规律性的认识。,三是开展了工艺方案设计优化、注入系统优化以及系列现场实验工作,1、工艺方案设计优化,孔隙度,经验系数(0.2-0.4),H生产段长度，m,水平井吞吐设计模型：椭圆柱体模型,处理半径，m,式中：,（1）注入量的确定,地层条件下的CO2气体体积,地层条件下的CO2气体体积,孔隙度,经验系数(0.2-0.4),作用半径，m,H油层厚度，m,定向井吞吐设计模型：椭球体模型,模型中：单井注入量根据油藏渗透率、模拟油藏范围、处理半径、油层孔隙度、经验系数等参数决定。作用半径的确定：a短轴，取油藏厚度的一半b长轴，二氧化碳横向作用半径，根据油藏渗透率、剩余油饱和度确定作用半径：高渗透油藏：8-10米中等渗透油藏：5-8米低渗油藏：3-5米注入体积经验系数的确定：根据地层压力和亏空程度综合判断，一般采用0.2-0.4。,分析国内外CO2吞吐经验，注入速度的确定遵循两条原则：一是在低于破裂压力的前提下，较快的注入速度可取得更好的吞吐效果；二是避免过快的注入速度导致二氧化碳沿高渗通道窜流到邻井或边底水水体中。同时参考设备能力，设定注入速度为35t/h。,(2)注入速度的确定,根据CO2在地层的反应时间确定焖井时间，国内外现场经验一般在15-25天。具体单井要综合分析施工压力和焖井压力变化曲线来确定合适的开井时机。,(3)焖井时间的确定（关井反应时间）,二是挂抽生产后为防止边底水快速推进，控制采液强度，水平井采液强度控制在0.1-0.2m3/m*d、定向井采液强度控制在3-6m3/m*d。,(4)措施前泵工况诊断大部分井为不动管柱施工，为保证CO2吞吐效果，措施前进行泵况判断，泵工况正常的直接实施，不正常的检泵作业后再实施，确保吞吐后油井正常生产。,(5)生产制度优化一是释放井筒压力时使用油嘴控制放喷，控制油层CO2与原油的分离速度，延长吞吐有效期。,2、注入系统优化设计,一是方案设计注入压力控制在25MPa以下。为确保井口安全，开展了地面气密性和承压试验，证实DD等级250采油树气密性和耐低温性均能满足吞吐要求。二是根据气源和注入设备情况，采用撬装式注入，即罐车把液态CO2拉运到井口，用柱塞泵在井口直接施工。三是优化了注入流程，既满足注入要求，又确保安全环保。,二氧化碳吞吐现场施工流程图,CO2罐车,CO2撬装式注入泵,排液管线,井口卸负荷确保密封,3、开展了系列现场相关实验,为了解CO2吞吐过程中低温、腐蚀对井下抽油泵、各种工具的影响，开展了系列的相关实验。,井筒温度、压力测试,实验目的：为了解CO2注入和焖井过程中井筒压力、温度的变化，选择等3口实验井，在油管中挂存储式压力计，测试不同深度井筒温度、压力变化。,300米处，温度由33度经过22小时降到10，再经过38小时降到最低-10以下。,P112井300米、500米温度压力监测结果,300米温度、压力曲线,500米温度、压力曲线,温度,压力,温度,压力,500米处，温度由40经过22小时降到22度，再经过38小时降到最低2。,CO2对螺杆泵定子胶皮的影响试验,实验目的：了解CO2对橡胶的影响，评价螺杆泵举升方式的适应性,实验过程：从新螺杆泵截取短节加装在CO2注入管线上，使CO2流过定子橡胶,胶皮发生明显的膨胀变形,初步分析认为CO2能够渗入胶皮内部，使胶皮膨胀变形。,1、CO2吞吐措施适应的举升方式为抽油泵采油方式，螺杆泵、电泵均不能满足要求。2、吞吐井中尽量避免下入带有橡胶的井下工具。3、井下500米以上尽量避免安装对温度敏感的工具。,通过系列试验，取得如下认识：,、总体工作量及效果、开展的主要工作及初步认识,二、水平井C02吞吐实施情况,水平井C02吞吐技术实施背景水平井C02吞吐实施情况目前存在的问题下步工作意见,汇报提纲,目前技术上主要借鉴其他油田经验和相关文献资料，现场实施中具有水平井多定向井少、稠油井多稀油少、浅层井多深层井少的特点。技术储备薄弱、室内试验资料缺乏及矿场试验样本单一，分析思路比较片面，缺乏充分的理论支持。下步深化控水稳油机理研究，开展相关室内试验。,一是CO2机理研究相对薄弱，制约了下一步工作的深入开展,除了前期6口井为堵剂与CO2吞吐复合工艺技术外，受成本等因素影响，后期实施井都是直接应用CO2吞吐。下步要开展多轮次吞吐井的优化设计，研究经济注入量和注入后置水的可行性；同时开展低成本的复合控水技术研究，特别是低成本堵水体系在吞吐中的应用。,二是水平井控水工艺技术相对单一,截止目前，已有3口井实施完吞吐作业后，发现油管胀裂，影响正常生产，占施工井数的8.8%,原因分析：管裂部位发生在0到200米范围内，液态CO2注入井内初期瞬间汽化，造成井筒内局部温度骤降，油管内的液体结冰，体积膨胀将油管胀破。,三是二氧化碳吞吐造成部分井油管冻裂,起出后发现破裂的油管,水平井C02吞吐技术实施背景水平井C02吞吐实施情况目前存在的问题下步工作意见,汇报提纲,在精细油藏描述、控水稳油机理研究的基础上，逐步扩大实施规模，形成CO2吞吐的配套技术，获得规模效益。,工作思路,一是加强高含水油藏精细油藏描述工作，落实剩余油分布,构造较为复杂，小断块较多，精细油藏描述工作量仍然较大，下步要油藏工程先行，动静态分析入手，确定主力小层（单砂体、水平井不同井段）剩余油分布，制定和实施经济有效的水平井控水增油措施。,二是开展CO2吞吐机理室内实验研究,1、开展CO2与地层流体互溶配伍性相态特征综合研究,（1）CO2-地层油体系相态特征实验包括互溶性、饱和性、膨胀性、降粘性、混相性、降张力性以及不同CO2含量饱和原油PV关系相态特征实验研究；（2）CO2-地层水体系相态特征实验包括互溶性、饱和性、膨胀性、降粘性、降张力性以及不同CO2含量饱和地层水PV关系相态特征实验研究；（3）CO2-地层油体系混相性P-X相图、多级接触抽提-凝析混相性三元相图相态特征模拟研究。,2、开展CO2吞吐微观驱替机理可视化实验研究,（1）运用岩心切片技术，制备可视化真实岩芯微观物理模型，模拟地层条件下束缚水和水驱剩余油饱和度；（2）运用显微摄像及图像识别技术，观察CO2吞吐过程控水驱油微观渗流特征及驱油机理。（3）通过动态图像识别和描述，阐明CO2在微观孔隙中的阻水驱油机理以及微观渗流场变化特征。,3、开展CO2吞吐控水增油物理模拟研究,（2）开展CO2吞吐主控因素敏感性实验研究。包括地层非均质性、矿化度、剩余油饱和度等因素，评价其对CO2吞吐控水增油效果的影响。,(4)进行实验数据检测与分析，评价吞吐过程采出原油和气体成分和组成、地层水矿化度变化特征。,（3）开展CO2吞吐工艺参数评价实验研究选择典型吞吐方案，评价CO2吞吐过程的注入速度、注入压力、周期注入量、焖井时间、采液强度、吞吐周期等工艺参数对吞吐效果的影响。,（1）建立CO2吞吐水平井地层相似实验模型运用相似理论建立目标油藏稠油水平井单井储层渗流物理模型相似准则及参数系统，筛选天然露头岩心进行相似实验模型的设计和制作。,1、建立数值模拟实验模型。对水平井常规水驱实验数据和CO2多轮次吞吐实验数据进行拟合，研究水平井CO2吞吐驱油机理，再现物模实验中各个阶