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1、co2吞吐采油技术在深层稠油油藏的成功应用摘要2001年在室内实验、数值模拟研究的基础上，进行深层稠油C0:吞吐采油试验6井次，取得丫换油率较高、投入产出比较高的试验效果，为辽河稠油转换开发方式，特别是强水敏难动用稠油油藏的幵发，探索出了一条新的途径。刖目辽河油田是我国最大的稠油生产基地，油藏类型多。所发现的稠油资源与国内外相比较普遍具有埋藏深、汕层薄、原汕性质分布范围广等特点。特深层和超深层储量占整个探明储量的37%,深层占7.5%,屮深层占25.5%。由于油藏埋藏较深，地层原油粘度大，地下原油
2、流动困难，常规幵采难度大；注汽开采，井深井筒热损失大，拔然采用真空隔热管等隔热技术，减少了热损失，但井底干度还是难以保证，导致生产周期短，油汽比相对较低，回采水率低；深层水敏稠油区块注汽开采,易造成粘土膨胀油井出砂，区块动川难度大，油田整体开发效益差。C02吞吐采油技术在国内外有许多成功应用的先例，但将该技术应用到稠油油藏的例子不多。该技术与蒸汽吞吐采油技术比较具有不受井深和完井方式的限制，具有降粘效果明显，降粘作用维持时间较长，并且具有提高油井供液能力等特点。该技术的适用范围较广，既适用于不适合
3、进行蒸汽吞吐采汕的水敏性汕藏，也适合于并深蒸汽吞吐并底干度低、吞吐效果差的深层稠汕改善吞吐效果。0)2吞吐采油技术，利用(：02溶于原油的降粘作川，改善深层稠油油藏地层原油的流动性能；利用体积膨胀，提高油井的供液能力：通过提高周期回采水率，改善蒸汽吞吐效果。2室内实验及数值模拟研宄2.1室内实验研究为了研究C02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块油样进行溶解一膨胀、降粘、原油组分及馏分分析、及(：02驱纳效#实验，实验结果如下：(1)冷42块C02溶解油气比为31.6m/体积
4、膨胀7%,即体积系数为1.07。(2)地层原油粘度降粘率为75%。(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%。(4)C02驱油效率为26.9%〜34.7%,高于N2。表1岩心C02、N2驱替对比岩心编号S,./%驱®效率/%残余汕饱和度/%上游压力/MPa驱替剂173.5226.4812.8464.081.22n2273.6226.3817.1960.960.52n2365.1234.8729.051.370.79ca483.6116.3934.750.170.
5、65ca577.422.626.956.570.82co.2.2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(原汕粘度、滲透率、含汕饱和度)和注采工艺参数(周期注入量、浸泡吋间)进行模拟分析，模拟结果如下:(1)换油率随吞吐周期增加而下降。(2)渗透率对吞吐效果的影响比较小。(3)措施井含油饱和度应大于40%。(1)注入呈增大，周期产油量增加，但换油率变小。(2)浸泡时间、注入速度对吞吐效果的影响不明显。2.3C02吞吐采油机理根据室内实验和数伉模拟计算结果，C02吞吐采油
6、机理主要为以下儿方而：(1)改变原汕密度、降低原汕粘度，改善地层原油流动性。(2)在压力下降时形成溶解气驱。(3)降低界面张力，有效地提高驱油效率而增加采出量。3现场试验3.1试验区块基本情况参照国内外COr采油研究成果和现场试验结果，2001年筛选出冷42、高3624、锦45诀作为试验区块(表2)。表2试验区块油藏参数与C02吞吐筛选标准对比参数标准高3624块冷42块锦45块原油粘度(汕层)/mPa•s200〜200060060007697油层温度/'C>25506348油层厚度/m>2570
7、5056含油饱和度/%>50546054>0.080.0830.1760.168地层压力/.MPa81083.393.1.1高3624块开发过程中存在的问题高3624块是高升油田五个难动用区块之一，区块含油面积1.5km2,地质储量767X104t,含油层段L5、L6砂体，汕层埋深1600〜1875m,平均厚度70.0m,储层渗透率219.3X103unA孔隙度15.4%。原始地层压力17.28MPa,地层温度50°C。地层条件下原油粘度600mPa.s,地面脱气原油粘度1843mPa-s(50°
8、C),原油密度0.9g/cm3(20°C),含蜡量4.7%,含硫0.44%，凝固点5°C，胶质+沥青质含量41.1%,地层水水型NaHCO:,。由于该区块油藏埋藏深、储层物性差、粘土含量，水敏性强，使得整个油m的开发指标偏低，开发过程中存在的主要问题：(1)汕藏压力低，驱动能量弱，采汕速度0.06%,采出程度2.3%。(2)粘土含ft高，水敏性强，不能进行注水补充地层能S。(3)油井开井率低，只有20%。3.1.2冷42块开发过程屮存在的M题冷42块S32油层为深层特稠油油藏，断块
