1、二氧化碳采油工艺技术可行性研究摘 要：本文在研究二氧化碳吞吐提高采收率机理的基础上，做了一系列数值模拟实验，研究了二氧化碳才有工艺技术的现场实施可行性，并筛选了最佳的表面活性剂和诸如方式。 关键词：CO2 采油工艺 可行性 一、项目概述 进入油田开发后期，注水开发已经越来越困难，采出程度也越来越低。提高原油采收率成为油田主要的研究课题。而二氧化碳的应用是 EOR研究和应用中比较早的一种方法，同时也是 EOR 技术中比较吸引人的一个亮点。 现今国内外开展的 CO2 采油技术大体可分为几种：CO2 吞吐采油工艺、CO2 驱、CO2 泡沫压裂工艺、CO2 混气解堵工艺。现场实施的主要是 CO2吞吐采
2、油工艺，其中的二氧化碳三元复合吞吐采油技术已经在曙光油田实施。 二氧化碳三元复合辅助吞吐复合采油技术是针对现今稠油蒸气吞吐开采采取的一种单井增产措施。该项技术是把 CO2 吞吐技术与化学吞吐、化学解堵、气举助排相结合的复合性增产措施。该技术综合考虑了 CO2、表面活性剂对油层的共同作用，克服了单纯注 CO2 易造成无机及有机结垢和胶质、沥青质结块而堵塞油层的不足，对油层具有储能，增温，解堵，负压掏空的多重作用，是近年发展起来的一项补充地层能量、提高采收率的新方法。 1.CO2 吞吐提高采收率机理 1.1 气体流动携带和酸化解堵作用 在 CO2 注人过程中，强大的超临界态 CO2 的流动，溶解、
3、携带有机垢进入地层深处，同时 CO2-水混合物由于酸化作用解除无机垢堵塞，从而解除近井地带污染，疏通油流通道。 1.2 形成内部溶解气驱 由于 CO2 在原油中的溶解，随溶解气量增加，井筒附近和油藏内部压力增加。当油井开井，油藏中的溶解气膨胀与脱出，带动原油流人井筒，形成内部溶解 CO2 驱，增加单井产量。 1.3 降低原油粘度 当原油饱和 CO2 后，其粘度大大降低，从而改善了原油的流动性能，在 CO2 吞吐过程中，降粘原油更易于被采出从而增加单井产量。 1.4 萃取作用 在 CO2 吞吐浸泡期间，在地层条件下，未被地层油溶解的 CO2 气相密度较高，能气化或萃取原油中的轻质成分。特别是部分
4、经膨胀仍然未能脱离地层水束缚的残余油，与 CO2 气相发生相间传质，束缚油的轻质成分与 CO2 气体形成 CO2-富气相，在 CO2 吞吐吐出过程中产出，增加单井产量。 2.表面活性剂改善油井吞吐效果机理 在注汽前将化学药剂一次性挤入油层，由于化学药剂是以复合型表面活性剂为主，具有良好的耐温、抗盐、乳化等性能，在蒸汽的作用下，根据以下作用机理，来改善油井吞吐效果，延长生产周期。 2.1 注汽后，药剂在蒸汽的作用下将孔隙中的原油及沉积在岩石表面的胶质、沥青质及其它重质成份迅速剥离下来，通过蒸汽的高温作用将其分散溶解，最后采出地面。 2.2 在蒸汽的热能与表面活性剂双亲分子的“协同”作用下，大大降
5、低了油水界面张力，便于形成粘度较低的水包油乳状液，减少渗流过程中原油的流动阻力。 2.3 表面活性剂吸附于岩石表面后，改变了油藏岩石的润湿性能，便于原油流出。 2.4 表面活性剂中的无机成分可对岩石胶结物具有一定收缩作用，增大储层岩石的渗流孔道，降低渗流阻力，从而延长油井生产周期，提高油井产液能力。 3.CO2 特点： 在常温常压下，CO2 是一种比较浓的无色无味气体，其密度比常温条件下的空气重 50%，并且具有很低的压缩系数。CO2 临界温度为31.110C，临界压力为 7.53MPa（或为 1071PSI） ，在高于此临界温度时，CO2 呈气态，且密度随着压力的增高而增大，CO2 三相点温
6、度为-780C，压力为 0.58MPa（或为 83PSI） ，CO2 标准液态的温度-170C，压力2.1Mpa，CO2 较易溶于水，常温下的溶解度 0.878，其溶解度随压力增加温度增加而降低，随水中的矿化度的增加而减少，在大部分混相驱中，油藏温度在临界温度之上，因此在油层中很难形成 CO2 液态驱。 为了研究 CO2 吞吐采油机理以及生产过程中可能产生的不利因素，取冷 42 块油样进行溶解膨胀、降粘、原油组分及馏分分析、及 CO2 驱油效率实验，实验结果如下： 3.1 冷 42 块 CO2 溶解油气比为 31.6 m3/ m3，体积膨胀 7%，即体积系数为 1.07。 3.2 地层原油粘度
7、降粘率为 75%。 3.3 吞吐后饱和烃下降 4.2%芳香烃含量下降 3.2%，而沥青质含量上升 7.4%。 3.4 CO2 驱油效率为 26.9%34.7%，高于 N2。 4.数值模拟研究 为了筛选试验区块和优化注气参数，对影响吞吐效果的油藏参数（原油粘度、渗透率、含油饱和度）和注采工艺参数（周期注入量、浸泡时间）进行模拟分析，模拟结果如下： 4.1 换油率随吞吐周期增加而下降。 4.2 渗透率对吞吐效果的影响比较小。 4.3 措施井含油饱和度应大于 40%。 4.4 注入量增大，周期产油量增加，但换油率变小。 4.5 浸泡时间、注入速度对吞吐效果的影响不明显。 5.表面活性剂的筛选 表面活
8、性剂主要是化学助排剂即磺酸盐类助排剂，而我们施工井大部分为稠油井，工艺要结合蒸汽吞吐，所以对磺酸盐要求很高，要求具有良好的耐高温、抗盐、乳化等性能。所以在众多的磺酸盐类助排剂基础上研究了一种复配型表面活性溶剂，包括选择了带有芳香烃的石油磺酸盐，碱增效活剂等，它具有良好的耐高温、抗盐、乳化等性能。表面活性剂在蒸汽的作用下，能够有效的将孔隙中的原油及沉积在岩石表面的胶质、沥青质及其它重质成份迅速剥离下来，并将其分散溶解，最后采出地面；能够大大降低了油水界面张力，便于形成粘度较低的水包油乳状液，减少渗流过程中原油的流动阻力。而溶剂中的适当碱能降低表面活性剂在地层中的吸附损失，碱与原油中的活性成分反应
9、生成的表面活性物质与外加表面活性剂之间有良好的协同效应，从而产生超低界面张力。 二、施工工艺技术指标 1.选井条件 1.1 油井井况良好，套管完好，油井不出砂 1.2 油层含油饱和度大于 50%， 1.3 油层渗透率大于 20010-3，孔隙度大于 18% 1.4 油井圈闭性好，注入过程不会发生气窜 1.5 射开厚度 18-35 米，油层相对集中，最大单层厚度大于 5 米。 1.6 吞吐处于 2-13 轮 1.7 地层无边、底水突破。 2.地面注入设备流程 注入设备主要由液态 CO2 储罐车、级离心加压泵、气液分离装置、级柱塞增压泵等组成。设备最高注气压力 25MPa，注入速度 6.5t/h。
10、 3.施工管柱 采用热采注汽管柱完成施工。 三、效益分析 国内稠油油层的主体工艺即蒸汽吞吐工艺大部分接近采油经济极限，已不适合于稠油开采技术的发展，由于二氧化碳压缩、运输比较方便安全，且汽源充足、成本低、适用范围广泛；因此，为了满足我国工业发展对石油能源日益增长的需要，向地层注入 CO2 采油工艺提高采收率是很好的选择，此项技术的应用其潜在经济效益和社会效益是十分巨大的。四、认识和结论 理论研究证明 CO2 三元复合吞吐技术是一种经济合理、技术可行的稠油开采新技术。该技术具有以下特点： 1.能够降低原油粘度，改善地层原油流动性能。 2.能够提高油井的供液能力。 3.能提高蒸汽吞吐回采水率，有利于提高下轮蒸汽吞吐效果。 4.适用范围广，既适用于稠油，也有利于提高稀油油藏的水驱油效率。 5.CO2 吞吐技术的选井条件是：油藏具有一定的地层压力；措施井剩余油饱和度要求在 35%以上；不会与邻井发生气窜。 作者简介：王涛（1983-） ，男，汉族，辽宁盘锦人，助理工程师，主要从事石油工程技术方面的工作。
