文留油田二氧化碳吞吐采油方案研究

【摘要】：中原油田“三高一低”(高温、高盐、高压、低粘度)的地质特点决定了其三次采油有自身的特殊性。目前的化学驱、微生物采油技术仅能满足油藏温度小于90℃,矿化度 10×10~4mg/L 以下的油藏,应用范围受到极大的限制,无法满足中原油田苛刻的油藏条件。此外,中原油田有三分之一以上的地质储量为渗透率小于50×10~(-3) um~2的低渗、特低渗透油藏,对这部分储量目前的注水工艺技术不能满足开发要求,主要依靠天然能量开发,采收率仅能达到 15～20%,开发效果极差。如何开发深层低渗、特低渗透油藏既是油田面临的一大难题,也是油田增产稳产的机遇和挑战,提高这部分储量的开发效果,对油田增产稳产具有十分重要的意义。目前中原油田约有 700 多口天然能量井和注水不受效井,覆盖地质储量 6000 多万吨,这些井采出程度很低(8～9%),是 CO_2 单井吞吐的选择对象,是以后稳产、上产的潜力。经过科技人员多年研究和国内权威专家评价,认为 CO_2 吞吐、混相驱是提高中原油田采收率的主攻方向。CO_2单井吞吐由于投资少,见效快且能在一定程度上反映 CO_2 驱对油藏的适应性,因此有必要对这项技术开展研究工作,并为以后的 CO_2驱做好技术准备。 参照国内外 CO_2 单井吞吐的选井条件,结合中原油田的油藏特点,选定文留油田不同原油物性的 4 口油井进行研究,希望通过对选定的油井进行室内实验及油藏数值模拟研究,了解对于中原油田油藏 CO_2 单井吞吐的主要增产机理及影响增产效果的主要因素,以便更好地指导该项技术在中原油田的推广应用。 通过对选定 4 口油井的油样进行室内注气膨胀试验和多级脱气试验研究,表明 CO_2单井吞吐的主要增产机理为:随着注入 CO_2 摩尔百分数的增加,注气压力上升,地层油气油比发生明显的变化,特别是注气后溶解气油比明显上升,地层油体积膨胀明显,原油的比重、粘度明显降低,增加了原油的流动能力,对提高油井产量极为有利;通过采用 CMG 组份模型对注采方案进行优化设计,表明 CO_2注入量、注入速度、油井闷井时间、生产速度等存在一个优化值,需对方案进行优化设计,以获得最好的增产效果。