CN102587873A - 一种水平井二氧化碳吞吐控水增油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及石油工程领域水平油井CO2吞吐控水增油方法。本发明的实施方法是：通过一种工艺管柱将适量的CO2注入到条件适宜的非正常水淹的水平井中(非正常水淹井指采出程度低于标定水驱率的80％以下，而含水与采出程度不匹配的特高含水井)。关井(焖井)一段时间，使注入的CO2与油层及层内流体进行物理化学反应，起到使原油膨胀、降粘、降低表面张力；使水碳酸化，提高水的粘度；使储层增能、提高渗透率等作用。开井后控制生产，即可达使非正常水淹的特高含水水平井(包括井斜角大于45°至86°大斜度井)含水显著下降，产油量明显上升，达到控水增油目的。
Description
技术领域
本发明涉及一种石油工程中水平井CO2吞吐控水增油的方法；
背景技术
水平油井——井斜角度大于86°，并在目的层中维持一定长度的水平段的定向油井。在油藏开发中，采用水平井开发，是国内近几年逐渐推广的一项重要开发技术。随着水平井开发时间的延长，井数不断的增多，含水上升导致水淹问题日显突出，而且大多数井是在低采出程度下的非正常水淹(即舌进或指进造成部分井段水淹)。
现有水平井控水技术普遍采用先找水，再针对出水层段进行机械卡封或堵剂封堵方法来降低水平油井含水。找水、机械卡封或堵剂封堵方法施工工艺复杂、工序多、作业难度大，多道工序施工，技术要求高，往往造成返工，二次作业处理等，施工风险大，投入大，一般在均在100万元以上。有效率低，不能实现经济有效或经济效益差。
主要原因：一是找水技术不能完全真实反映出水层段，难以确认油水界面，也不能反映非出水段是否具有出油潜力；二是机械卡封或堵剂封堵作用半径小，层内水会很快形成绕流，使卡或堵措施失效；三是对近井地带储层造成伤害，会导致储层油相渗透率降低。
发明内容
本发明目的是提供一种施工简便、经济高效、安全可靠，并且绿色环保的水平油井控水增油方法，从根本上克服现有技术的缺陷，有效解决目前油田水平井开发的层内非正常水淹问题。
本发明所述的水平油井控水增油方法通过以下步骤实现：
1)采用动态分析和油藏工程方法确定水平油井正常和非正常水淹，对低采出程度下的特高含水和非正常水淹及其影响因素进行分析判断，确定储层潜力；
步骤1)所述的水平油井储层满足以下条件：
(1)油藏以边底水或注入水驱动，且有较好的水动力学封闭性；
(2)油藏埋深在1450-2300m(米)；地温梯度3-3.3℃/100m(米)；
(3)普通稠油或稀油边底水油藏，50℃原油粘度10-3000mPas；
(4)地层水总矿化度小于3000；
(5)原始气油比小于200；
(6)饱和压力2-14MPa；
(7)剩余油饱和度在40％以上；
(8)水平油井位于断层附近或者构造中高部位和局部微构造高点；
(9)目的层维持压力系数保持在0.8以上；
(10)无严重套损、出砂和漏失现象。
2)按照以下公式确定注入地下二氧化碳气体用量V：
V＝π∮abH
式中：
V——地层条件下的CO2气体体积，m3(立方米)
a，b——处理半径，单位m(米)；
H——生产井段，单位m(米)；
∮——孔隙度
二氧化碳气体在目的油层的作用范围看作椭圆柱体来计算，其处理半径：
a-短轴，取油藏厚度的一半；
b-长轴，二氧化碳横向作用半径；
所述的二氧化碳横向作用半径是根据油藏渗透率、剩余油饱和度确定作用半径，为2-8m。
所述的二氧化碳横向作用半径当剩余油饱和度高于45％时取2-5m，低于45％时取5-8m。
3)确定注入液态二氧化碳质量，计算公式为：m＝ρv；
其中：
m为质量，单位(t)；
ρ为密度，单位(t/m3)；
v为体积，单位(m3)；
采用标准图板可查出地层条件下的CO2的密度；
步骤3)所述的CO2密度当地层温度60-80℃，压力15-23MPa时，CO2的密度为0.45-0.75t/m3；低压高温取低值，高压低温取高值，一般取0.6t/m3。
4)确定注入速度为3～5t/h，并从油套环空一次注入步骤2)和3)确定的CO2；
步骤4)所述的注入速度满足条件是：
(1)注入压力低于油层套管最大承压；
(2)低于地层破裂压力；
(3)以设备最高注入能力注入；
(4)以储层最大吸入能力注入。
5)焖井反应，时间为15-30d(天)；
6)开井生产。
步骤6)所述的开井生产时使用3-5mm油嘴控制放压，控制油层CO2与原油的分离速度，采液强度控制在0.05-0.2m3/m*d正常生产。
步骤6)所述的开井生产时在回采过程中，检测邻井套管气中二氧化碳的含量，单井每天检测一次，时间约1个月，了解该井是否发生气窜，确定二氧化碳的吞吐效果。
本发明使现有复杂的、高投入、高风险、低效益或无效益的水平油井找堵水施工，变成了简便、经济高效，并且安全可靠、绿色环保的措施。可实现通过判断综合确定油井潜力，无需找水确定具体出水段；施工简单，只要确保井口、井筒及泵况完好，不需要动管柱作业，施工周期一般2-3d；施工费用30-50万元；可实施经济有效率高达94.1％，平均单井增油>330t，降水>3000m3。注入一吨CO2可换取一吨原油，减少产水10方，投入产出比可达到1∶3.6(油价按60美元/桶计算，未计控水和CO2减排效益)。并且埋存了部分CO2。
本发明与现有技术效益对比
附图说明
图1计算模型；
图2Ng6小层构造井位图；
图3G104-5P115采油曲线图；
图4G104-5P115井眼轨迹图；
图5注入流程；
图6G104-5P115施工曲线图；
图7Nm I7小层顶面构造图；
图8M28-P4井眼轨迹图；
图9M28-P4采油曲线图；
图10M28-P4施工曲线图。
具体实施方式
以下根据附图和实例进一步说明本发明。
本发明作用机理是向非正常水淹水平井内注入一定量的CO2气体，利用其主要与储层内原油作用膨胀、降粘、降低表面张力；其次是与水作用使水碳酸化，提高水的粘度；与储层及岩石作用增能、提高渗透率；等等多项作用机理，使CO2作用范围内的储层含油饱和度升高，油水粘度比降低，油相渗透率提高，水相渗透率降低，油流动能增加，储层渗透率提高；同时会把大部分舌进或指进水挤出窜流优势通道，形成局部油墙，恢复部分油相渗透率，起到封堵水流通道，改善产液剖面的作用，从而提高油相流量，降低水相流量，使高含水井含水显著下降，产油量明显上升，达到控水增油目的。
本发明实例1如下：
1、选井：一口高孔高渗常规稠油边底水油藏中的非正常水淹井，构造位置见图2。孔隙度30.75％，渗透率905.3md，油藏埋深1730m；油藏压力15.4MPa，地层压力系数0.89；油藏温度63℃；原油粘度475mPa.s；原油密度0.94g/cm3。地层水矿化度1037。由于投产过程中入井液与底水沟通，导致投产即高含水，属非正常高含水。生产情况图3。油层厚度6m，单井生产井段44m/1段，井眼轨迹见图4。控制地质储量2.5wt、可采储量0.5wt，剩余可采储量0.5wt，剩余油饱和度50％。综合分析各项条件，本井符合CO2吞吐控水增油选井原则。
2、CO2吞吐工艺设计：
A 气体用量设计
①计算模型：图1是计算模型示意图；
二氧化碳气体在目的油层的作用范围看作椭圆柱体来计算，计算模型及参数计算：
a，b——处理半径，a取3m；b取5m；
H——生产井段，44m；
∮——孔隙度30％
V——地层条件下的CO2气体体积，m3；
②地下二氧化碳体积计算：V＝π∮abH
＝3.14*0.3*3.0*3.0*44＝373m3
③液态二氧化碳质量计算：公式：m＝ρv＝373*0.6＝223t
质量：m(t)
密度：ρ(t/m3)
体积：v(m3)
采用标准图板可查出地层条件下的CO2的密度(当地层温度63℃，压力15.4MPa时，CO2的密度为0.6t/m3。
B 注入压力、速度：以储层最大吸入能力注入，本井预计注入压力10MPa以下，速度为3～5t/h；如遇压力超出预计值，则注入压力控制在低于地层破裂压力下。
C 注入方式及施工流程
注入前确认井筒泵况良好，有杆泵举升运行正常。从油套环空一次注入CO2液体设计量。
注入流程见附图5：
D 焖井时间：15-30d(15d后井口压力出现下降或压力不降即可开井)
E 开井方式与生产控制
一是开井释放井筒压力时，使用3-5mm油嘴控制放压。
二是采液强度控制在0.2m3/m*d正常生产，尽可能确保平稳连续生产。
3、施工材料及设备准备
(1)按照CO2设计量，采用专用CO2运输罐车，备足纯度99.9％的CO2223t；
(2)撬装气体注入泵用于注入CO2，井场配备50KVA三相交流电源；
(3)地面施工管线：用27/8油管连接CO2注入泵和套管闸门；
(4)40m3大罐1具。
4、井筒及井口准备
(1)井筒套管完好无破损，承压40MPa以上；
(2)确认井内有杆泵举升系统及地面配套设备工况正常；
(3)将有杆泵放入泵底，倒出光杆，更换250型清蜡闸门，装好油套压表(按设计压力配套)；
(4)对采油树及施工管线试压25MPa，不渗不漏；
5、施工步骤
(1)打开油、套管闸门；
(2)按设计量、注入压力、排量等参数，从套管注入二氧化碳，实际注入施工曲线见图6；油管有液体返出＞0.5m3后关闭油管闸门；
(3)关闭套管阀门，焖井反应22d；
(4)开井：
A、用5mm油嘴控制放套压；
B、按设计采液强度要求确认工作制度(实际本井因处在试验初期阶段，未能实现合理控制产液量)，要求平稳连续生产。实施结果见图3。实施后日产油从1.36吨上升到16.47吨，含水从98.1％下降到16.8％，累计增油521吨，降水2066方。增油效果明显，但有效期40天，较短。施工总投入29.8万元，产出153.1万元(只按60美元/桶计算了增油收益，未计算减少产水和碳排放收益)。
在回采过程中，检测邻井套管气中二氧化碳的含量，单井每天检测一次，时间约1个月。其监测目的是了解该井是否发生气窜，确定二氧化碳的吞吐效果。
本发明实例2如下：
1、选井：一口常规稠油边底水油藏中的水平井，位于断层根部较高部位，见图7。生产井段173.7m/2段；油层厚度6m，见图8。油藏埋深：1530m；油藏压力：14.8MPa；孔隙度29.09％，渗透率148.8md；油藏温度：60℃；原油粘度：116mPa·s(地下)/240mPa·s(地面50℃)，原油密度：0.9410g/cm3；小层地质储量7wt，采出程度仅为4.0％，标定水驱采收率10.0％。生产初期含水上升快，采出程度仅为4％时就已含水100％，分析认为初期液量高，采液强度大造成局部底水锥进，见图9。符合CO2吞吐控水增油选井原则。
2、CO2吞吐工艺设计：
A 气体用量设计
①计算模型：
二氧化碳气体在目的油层的作用范围看作椭圆柱体来计算，本井计算模型及参数计算：
a，b——处理半径，a取3m；b取2m；
H——生产井段，173m；
∮——孔隙度29.09％
V——地层条件下的CO2气体体积，m3；
②地下二氧化碳体积计算：V＝π∮abH
＝3.14*0.29*2.0*3.0*173＝945m3
③液态二氧化碳质量计算：公式：m＝ρv＝945*0.58＝548t
质量：m(t)
密度：ρ(t/m3)
体积：v(m3)
采用标准图板可查出地层条件下的CO2的密度(当地层温度60℃，压力14.8MPa时，CO2的密度为0.58t/m3。
由于受成本控制影响，本井实际设计只注入270吨。
B 注入压力、速度：以储层最大吸入能力注入，本井预计注入压力10MPa以下，速度为3～5t/h；如遇压力超出预计值，则注入压力控制在低于地层破裂压力下。
C 注入方式及施工流程
注入前确认井筒泵况良好，有杆泵举升运行正常。从油套环空一次注入CO2液体设计量。
注入流程见图5：
D 焖井时间：15-30d(15d后井口压力出现下降或压力不降即可开井)
E 开井方式与生产控制
一是开井释放井筒压力时，使用3-5mm油嘴控制放压。
二是采液强度控制：由于本井生产井段长，所以要求控制在0.05m3/m*d以下正常生产，尽可能确保平稳连续生产。
3、施工材料及设备准备
(1)按照CO2设计量，采用专用CO2运输罐车备足纯度99.9％的CO2270t；
(2)撬装气体注入泵用于注入CO2，井场配备50KVA三相交流电源；
(3)地面施工管线：用27/8油管连接CO2注入泵和套管闸门；
(4)40m3大罐1具。
4、井筒及井口准备
(1)井筒套管完好无破损，承压40MPa以上；
(2)确认井内有杆泵举升系统及地面配套设备工况正常；
(3)将有杆泵放入泵底，倒出光杆，更换250型清蜡闸门，装好油套压表(按设计压力配套)；
(4)对采油树及施工管线试压25MPa，不渗不漏；
5、施工步骤
(1)打开油、套管闸门；
(2)按设计量、注入压力、排量等参数，从套管注入二氧化碳270t，注入施工曲线见图10；油管有液体返出＞0.5m3后关闭油管闸门；
(3)关闭套管阀门，焖井反应22d；
(4)开井：
A、用5mm油嘴控制放套压；
B、按设计采液强度要求确认工作制度，平稳连续生产。实施结果见图8。实施后日产油从0上升到10.69t，含水从100％下降到0.6％，累计增油1361t。施工总投入29.8万元，产出400.13万元。
6、其他实施要求：如井控、资料录取等要求同实例1。
Claims (8)
1.一种水平井CO2吞吐控水增油方法，特点是通过以下步骤实现：
1)采用动态分析和油藏工程方法确定水平油井正常和非正常水淹，对低采出程度下的特高含水和非正常水淹及其影响因素进行分析判断，确定储层潜力；
2)按照以下公式确定注入地下二氧化碳气体用量V：
V＝π∮abH
式中：
V——地层条件下的CO2气体体积，m3(立方米)
a，b——处理半径，单位m(米)；
H——生产井段，单位m(米)；
∮——孔隙度
二氧化碳气体在目的油层的作用范围看作椭圆柱体来计算，其处理半径：
a-短轴，取油藏厚度的一半；
b-长轴，二氧化碳横向作用半径；
3)确定注入液态二氧化碳质量，计算公式为：m＝ρv；
其中：
m为质量，单位t(吨)；
ρ为密度，单位t/m3(吨/立方米)；
v为体积，单位m3(立方米)；
采用标准图板可查出地层条件下的CO2的密度；
4)确定注入速度为3～5t/h，(吨/小时)并从油套环空一次注入步骤2)和3)确定的CO2量；
5)焖井反应，时间为15-30d(天)；
6)开井生产。
2.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤1)所述的水平油井储层满足以下条件：
(1)油藏以边底水或注入水驱动，且有较好的水动力学封闭性；
(2)油藏埋深在1450-2300m(米)；地温梯度3-3.3℃/100m(米)；
(3)普通稠油或稀油边底水油藏，50℃原油粘度10-3000mPas；
(4)地层水总矿化度小于3000；
(5)原始气油比小于200；
(6)饱和压力2-14MPa；
(7)剩余油饱和度在40％以上；
(8)水平油井位于断层附近或者构造中高部位和局部微构造高点；
(9)目的层维持压力系数保持在0.8以上；
(10)无严重套损、出砂和漏失现象。
3.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤2)所述的二氧化碳横向作用半径是根据油藏渗透率、剩余油饱和度确定作用半径，为2-8m(米)。
4.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤2)所述的二氧化碳横向作用半径当剩余油饱和度高于45％时取2-5m(米)，低于45％时取5-8m(米)。
5.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤3)所述的CO2密度当地层温度60-80℃，压力15-23MPa时，CO2的密度为0.45-0.75t/m3(吨/立方米)；低压高温取低值，高压低温取高值，一般取0.6t/m3(吨/立方米)。
6.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤4)所述的注入速度满足条件是：
(1)注入压力低于油层套管最大承压；
(2)低于地层破裂压力；
(3)以设备最高注入能力注入；
(4)以储层最大吸入能力注入。
7.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤6)所述的开井生产时使用3-5mm油嘴控制放压，控制油层CO2与原油的分离速度，采液强度控制在0.05-0.2m3/m*d(立方米/米*天)正常生产。
8.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤6)所述的开井生产时在回采过程中，检测邻井套管气中二氧化碳的含量，单井每天检测一次，时间约1个月，了解该井是否发生气窜，确定二氧化碳的吞吐效果。
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