孫凱 (中石油遼河油田分公司興隆臺(tái)工程技術(shù)處,遼寧盤錦 124010)

遼河油田歐37區(qū)塊CO2吞吐試驗(yàn)研究

孫凱 (中石油遼河油田分公司興隆臺(tái)工程技術(shù)處,遼寧盤錦 124010)

針對(duì)遼河油田歐利坨油田37塊油藏的特點(diǎn),利用該區(qū)塊原油和巖心進(jìn)行CO2吞吐試驗(yàn)。研究表明,隨著CO2注入量的增大,體積系數(shù)、膨脹系數(shù)、溶解汽油比和飽和壓力呈增長(zhǎng)趨勢(shì),其中溶解汽油比增幅較大,飽和壓力增幅較小,而黏度、密度呈下降趨勢(shì),且降幅很小;隨CO2注入量的增大,溶解汽油比呈快速增長(zhǎng)趨勢(shì),飽和壓力增長(zhǎng)趨勢(shì)不明顯;在實(shí)際施工中,采用第1周期進(jìn)行CO2吞吐較為適宜,并將CO2注入量控制在0.15PV。

遼河油田;CO2吞吐;采收率;換油率

遼河油田歐利坨油田歐37塊 (簡(jiǎn)稱歐37區(qū)塊)沙三上亞段油層縱向上主要分布在沙三上亞段的中下部,埋深2600～3000m,油層分布主要受構(gòu)造控制,油水界面為-2900m,為巖性構(gòu)造油藏。構(gòu)造砂巖儲(chǔ)層孔隙度主要分布在8%～26%,平均15.4%;地層溫度84.8～97.3℃,地層壓力25.6～29.5MPa;滲透率主要位于2～128mD,屬于中低孔、中低滲的儲(chǔ)層。經(jīng)過高速水驅(qū)開發(fā),該區(qū)塊面臨著剩余油高度分散、挖潛難度大、水驅(qū)經(jīng)濟(jì)效益低等問題,常規(guī)注水開發(fā)條件下已不能有效動(dòng)用該區(qū)塊油藏儲(chǔ)量。為此,筆者進(jìn)行了CO2吞吐試驗(yàn)研究,以便為該區(qū)塊的開發(fā)提供參考。

1 試驗(yàn)部分

1.1 試驗(yàn)材料和設(shè)備

1)試驗(yàn)材料 原油取自歐37-66-30井;巖心為歐37區(qū)塊天然巖心。

2)試驗(yàn)設(shè)備 高壓物性儀(包括PVT、配樣器、落球黏度計(jì)等);高壓恒壓恒速泵;巖心夾持器;活塞容器;壓力傳感器;手動(dòng)泵、恒溫箱(200℃);氣體計(jì)量器;油氣分離器;回壓閥。

1.2 試驗(yàn)方法

1)膨脹試驗(yàn) 將配好的模擬地層油(氣油比1:160)注入到PVT分析儀中,在相應(yīng)地層條件下注入不同量的CO2,攪拌均勻后,分別測(cè)定不同CO2注入量時(shí)的飽和壓力、溶解氣油比、黏度、密度、體積系數(shù)等物性參數(shù)[1-2]。

2)CO2吞吐試驗(yàn) 選取歐37區(qū)塊地層滲透率為20mD左右的巖心,在90℃時(shí),利用歐37區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)污水將巖心飽和水,調(diào)整出口端回壓閥至地層壓力后繼續(xù)注水,使巖心內(nèi)保持穩(wěn)定的地層壓力。關(guān)閉巖樣出口端,將CO2在地層壓力下通過注入端注入閥門注入巖心,并燜井5h,然后打開注入端放噴閥門,使油氣吐出,直到巖樣內(nèi)壓力降低到放噴壓力而且沒有流體流出為止,再計(jì)量油、氣、水的體積[3-4]。

2 結(jié)果及分析

2.1 注CO2后原油物性參數(shù)變化

圖1所示為注CO2后原油體積系數(shù)、膨脹系數(shù)、黏度和密度變化曲線圖。由圖1可以看出,隨著CO2注入量的增大,體積系數(shù)、膨脹系數(shù)呈增長(zhǎng)趨勢(shì),而黏度、密度呈下降趨勢(shì),且降幅很小。圖2所示為注CO2后原油溶解汽油比和飽和壓力變化曲線圖。由圖2可以看出,隨CO2注入量的增大,溶解汽油比呈快速增長(zhǎng)趨勢(shì),飽和壓力增長(zhǎng)趨勢(shì)不明顯。由于注入CO2后原油的膨脹系數(shù)增大,彈性能量顯著增加,而原油黏度降幅度很小,因而適于在歐37區(qū)塊進(jìn)行CO2吞吐施工作業(yè)[5-7]。

圖1 注CO2后原油體積系數(shù)、膨脹系數(shù)、黏度和密度變化曲線圖

圖2 注CO2后原油溶解汽油比和飽和壓力變化曲線圖

2.2 CO2吞吐作業(yè)參數(shù)的確定

1)CO2注入量 在注入壓力為24.5MPa、關(guān)井時(shí)間5h的條件下,分別進(jìn)行注入量為0.05、0.10、0.15、0.3、0.4、0.5和0.6PV的CO2吞吐試驗(yàn),吞吐1個(gè)周期。CO2吞吐采收率及換油率曲線圖如圖3所示。由圖3可知,隨著CO2注入量的增加,采收率呈上升趨勢(shì),換油率呈下降趨勢(shì)。由于CO2注入量超過0.15PV后采收率的增長(zhǎng)幅度很小,且CO2注入量越大,施工成本越大,因而在實(shí)際施工時(shí),將CO2注入量控制在0.15PV較為合適。

2)CO2注入周期 在注入壓力為24.5MPa、關(guān)井時(shí)間5h的條件下,分別進(jìn)行注入量為0.1、0.15和0.5PV的CO2吞吐試驗(yàn),吞吐3個(gè)周期(見圖4和圖5)。從圖4和圖5可以看出,與第2、第3周期相比,第1周期的采收率、換油率明顯要高。因此,在實(shí)際施工中,采用第1周期進(jìn)行CO2吞吐較為適宜。

圖3 CO2吞吐采收率及換油率曲線圖

圖4 不同CO2注入量條件下各吞吐周期的采收率直方圖

圖5 不同CO2注入量條件下各吞吐周期的換油率直方圖

3 結(jié)論與建議

1)隨著CO2注入量的增大,體積系數(shù)、膨脹系數(shù)、溶解汽油比和飽和壓力呈增長(zhǎng)趨勢(shì),其中溶解汽油比增幅較大,飽和壓力增幅較小,而黏度、密度呈下降趨勢(shì)。由于注入CO2后原油膨脹系數(shù)增大,彈性能量顯著增加,且黏度降低幅度很小,因此,適于在歐37區(qū)塊進(jìn)行CO2吞吐施工作業(yè)。

2)在實(shí)際施工中,采用第1周期進(jìn)行CO2吞吐較為適宜,并將CO2注入量控制在0.15PV。如果剩余油較多時(shí),建議進(jìn)行第2個(gè)周期的CO2吞吐作業(yè)。

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[編輯] 李啟棟

TE348

A

1673-1409(2014)20-0090-02

2014-03-16

孫凱(1982-),男,碩士,工程師,現(xiàn)主要從事海上油田開發(fā)方面的研究工作。