1、 大庆油田二氧化碳驱油技术研究与实践二O一六年四月大庆油田主体位于黑龙江省西部，其中长垣主力油田油层厚度大、物性好，采用水驱、化学驱开发；长垣外围油田油层厚度薄、物性差，采用水驱开发。此外，还包括内蒙古自治区的海拉尔油田及外蒙的塔木察格油田 新肇油田 海拉尔油田长垣外围大庆长垣 开展二氧化碳驱油项目，推进温室气体减排开展二氧化碳驱油项目，推进温室气体减排 大庆油田外围特低渗油藏储量一直是油田难舍的“鸡肋”，有着数亿吨的难采储量。大庆外围属于低渗透油藏，开发难度大，被称为“注不进水、采不出油”。与其它驱油技术相比，二氧化碳驱具有适用范围大、驱油成本低、采收率提高等显著优点，并且其特殊性质能够形成
2、驱替，且对地层没有污染，非常适合低渗透油藏的开发。近些年来，针对外围特低渗油藏水驱难动用、动用效果差和海拉尔强水敏储层，在外围油田相继开展了二氧化碳驱试验。据测算，对于“三低”油田来说，二氧化碳驱可在水驱基础上提高采收率10个百分点左右，是改善开发效果、保障原油稳产的现实途径。也是二氧化碳捕集、埋存与提高采收率的示范工程，有利于推进温室气体减排。大庆油田二氧化碳驱年注入二氧化碳量约20万吨，并且2014年二氧化碳驱年生产原油2.5万吨，2015年规划产量为7.7万吨。大庆油田专门成立了二氧化碳驱项目经理部，加速二氧化碳驱工业化推广进程。据了解，目前，大庆油田二氧化碳驱主要分布在五处：榆树林油田
3、树101区块和海拉尔油田贝14区块两个工业化试验区块、采油八厂芳48扩大性试验区块、采油十厂源121-3先导性试验区块，以及正在进入方案设计阶段的采油七厂的一个井组。目前已建成注气井54口，油井95口。榆树林油田成功实现超前注气，目前已投产注气井21口。其中，树101扩边区采取集中注气方式投产注气井11口，正常注气9口，平均单井注入压力18.7兆帕、日注12吨，已累积注气8311吨；树151区块采取活动注气方式投注新井10口。在近混相驱的榆树林油田，实现难采储层的有效动用，预测采收率21%，比水驱提高9个百分点。混相驱的海拉尔油田，改善强水敏储层的开发效果，预测采收率28%，比水驱提高10个百
4、分点。根据现场试验和测算，在二氧化碳驱累积注气量30万吨，预测二氧化碳埋存量可达28万吨，剩余二氧化碳反出量经提取密闭循环后，重新注入地下油层驱油，最终可使注入的二氧化碳在地下全部埋存。项目实施后，预计二氧化碳驱油每年密闭注入地下二氧化碳30万吨，年产油量可达6万吨左右，可为油田原油生产和温室气体减排做出一定贡献。发展二氧化碳驱的关键之一是气源。大庆油田二氧化碳项目经理部副经理庞志庆介绍说，大庆油田二氧化碳驱的气源，一部分需要外购，通过汽车运输；一部分二氧化碳从徐深气田天然气中分离出来，通过管线输送。针对徐深气田多个区块产气中含碳量较高的实际，大庆油田建设了徐深九天然气净化厂，并于2013年1
5、0月竣工。这是大庆油田首套以醇胺法脱除天然气中二氧化碳为主工艺的天然气净化处理装置，天然气日处理能力达200万立方米，每日可完成18万立方米的二氧化碳尾气回收处理量。2015年1月，大庆油田天然气分公司对这个净化装置进行了提压、增量考核。这个装置各项考核指标均达到设计要求，原料气处理量大幅增加。目前，大庆油田徐深九天然气净化厂将每天处理的约300立方米液态二氧化碳，提供给大庆榆树林油田用于二氧化碳驱油。技术人员介绍说，深层天然气中二氧化碳含量为16%左右，随着大庆油田深层气加快上产，今年徐深气田气井气日产量也有所攀升，分离出来的二氧化碳产量也会相应增加，这为大庆油田二氧化碳驱规模不断扩大奠定了
6、气源基础。以油田自产天然气中副产CO2为气源，建立碳捕集、注入和回收回注全流程密闭，实现“驱油”经济效益与“减排”社会效益双赢天然气藏开发及CO2-EOR与埋存示意图 自2003年以来，针对特低渗油藏的三种对象开展了4个CO2驱油现场试验，探索该类油藏有效开发的新途径大庆油田注CO2试验情况表u 水驱难以动用的油层，注气建立有效驱动体系u 水驱动用效果差的油层，注气改善开发效果u 水敏性强的油层，改变驱替方式区块名称树101芳48树16贝14注气时间(年)2007200320112011渗透率(mD)1.061.260.81.2注采井数（口）35/8715/3033/5029/101原始地层压
7、力(MPa)2220.222.617.6混相压力(MPa)32.241.231.916.6水敏程度中水敏中水敏中水敏强水敏混相特征近混相非混相近混相混相水驱动用状况水驱难以动用水驱难以动用水驱效果差注水困难注气目的建立驱动体系建立驱动体系改善开发效果改变驱替方式一、二氧化碳驱研究背景二、二氧化碳驱矿场试验效果三、主要技术成果四、存在的主要问题及下步攻关思路汇报提纲一）长垣外围扶杨油层发育差，水驱难以有效动用 渗透率低，流度低，属特低渗透储层水驱开发效果较差 水驱压裂投产初期单井日产油1.5t，目前0.7t，采油速度低于0.46%（二）海拉尔油田兴安岭油层水敏性强，水驱开发效果差 强水敏的海拉尔
8、油田注水状况差，采油速度低、递减率高，2013年底（加密前）单井日产油1.5t一、二氧化碳驱研究背景二、二氧化碳驱矿场试验效果三、主要技术成果四、存在的主要问题及下步攻关思路汇报提纲 在室内实验评价的基础上，2007年开始优选长垣外围树101区块、海拉尔贝14区块开展CO2驱先导性矿场试验，2014年进入工业化矿场试验阶段 新肇油田 海拉尔油田大庆长垣长垣外围贝14树101（一）非混相驱的树101试验区见到较好效果室内实验评价：细管实验表明，树101区块扶杨油层为非混相驱；CO2注入能力明显强于水驱，CO2驱启动压力梯度是水驱的37%；注CO2后地层原油膨胀能力较强，膨胀系数可达1.7以上油井
9、不压裂投产，初期单井日产油2.9吨，与压裂投产树16水驱区块相当。通过分类精细管理，采油速度连续三年保持在1%以上采取超前注气6个月，油层吸气能力较强，地层压力保持水平达130%，有效厚度吸气比例在84.6%以上，明显高于同类注水区块 预测采收率比水驱提高9个百分点（二）混相驱的贝14试验区产量保持上升势头 室内实验评价：细管实验表明，贝14区块兴安岭油层为混相驱；注CO2后地层原油膨胀能力较强，膨胀系数可达1.7，原油粘度可降低40%注采能力大幅提升l 吸气能力保持在吸水能力的3倍以上l 受效后日产油由1.2t上升到2t以上，并表现出稳中有升的趋势 储层动用状况变好 地层压力逐步回升（三）工
10、业化试验效果初显 为加快CO2驱技术攻关，2014年开展两个工业化矿场试验。设计注采井342口，最高年注气39.7万吨，最高年产油15.1万吨树16试验区注入能力明显提高，产量大幅上升一、二氧化碳驱研究背景二、二氧化碳驱矿场试验效果三、主要技术成果四、存在的主要问题及下步攻关思路汇报提纲 在中国石油重大开发试验支持下，经过10多年的研究与试验，基本形成了特低渗透油藏CO2驱油藏、注采及地面工程三大技术系列，基本实践了CCS-EOR全过程CO2驱油藏工程技术系列CO2驱注采工程技术系列CO2驱地面工程技术系列CO2驱开发设计技术CO2驱开发调整技术CO2驱注采工艺技术CO2驱封窜技术CO2驱注采
11、井腐蚀防护技术CO2管道输送及注入工艺技术CO2驱采出流体集输及处理技术 建成了室内实验设备30余台/套，具备较强测试与研发能力，初步形成了CO2驱油配套标准及技术规范（一）形成了CO2驱开发设计技术 综合储层地震预测、室内物模实验、三维地质建模和数值模拟成果，以提高单井产量和采收率、有效控制气窜为目标，优化设计了CO2驱井网和注采参数 在不同注气阶段，针对不同类型井组进行精细调整，确保试验效果。油井见气后，根据井组气油比、注采比等指标，对注气井实施周期注气；对采油井实施分类管理，提高流压。随着气油比的进一步升高，研究了水气交替、周期注采、化学调剖等控窜封窜技术（二）初步形成了CO2驱开发调整
12、技术（三）初步形成了CO2驱注采工艺技术 研发了CO2笼统、分层注入工艺，可实现笼统注入和2-3层分层注入；研发了CO2驱高效举升工艺，井下气液高效分离，可满足高气油比举升 现场试验9口井，前期完成的7口试验井已见到了明显的增油降气效果。平均气油比由471m3/t下降到99m3/t，连通油井平均增油716t，平均有效期大于14个月n措施取得较好控气窜效果，措施后产量上升，气油比明显下降（四）探索了CO2驱封针对不同的气窜类型研发了四套封窜配方体系窜技术（五）探索了CO2驱注采井腐蚀防护技术 研制了新型缓蚀剂配方，优化了使用浓度，缓蚀率在98%以上，现场应用65口井取得了较好的防护效果（六）形成
13、了CO2驱配套地面工艺技术 以全流程密闭生产为目标，攻关形成了CO2管道输送、CO2液相注入、采出流体及处理技术注气井注气井注气阀组喂液泵注气泵油井油井CO2液生产分离器计量分离器掺水分配阀集油阀组集油掺水阀组气液相热水原油外输油气集输系统接转站油井注气阀组油井油井注入站计量分离器天然气净化厂站外管网掺水阀组集油阀组集油掺水阀组气液相热水含水油外输转油站脱水气井气集气站天然气集气系统CO2液液化储存液化系统CO2液液化提纯液化站分子筛脱水预处理不凝气回收气液预分离加热、分离、沉降、缓冲副产CO2气管输液相已建系统计量间气相液相油井天然气外输注气井注气井注气井注气井注水泵注水阀组外站来低压水液相
14、回收回注系统气相液相气相拟建系统CO2储罐CO2储罐压缩机一、二氧化碳驱研究背景二、二氧化碳驱矿场试验效果三、主要技术成果四、存在的主要问题及下步攻关思路汇报提纲（一）存在的主要问题 一是大庆外围油田最小混相压力普遍较高，需研究提高混相程度的方法。目前已开展外围扶杨油层细管实验13口井，平均MMP为35.7MPa 二是气源是制约规模化应用的主要瓶颈，需要探索规模化开发的气源保障方式CO2气源捕集方式研究CO2输送方式研究一体化开采模式研究CCUS政策研究完善油田内部化工企业CO2捕集系统，实现化工厂CO2零排放；开展热电厂CO2捕集研究，探索建立电厂CO2捕集示范工程开展超临界CO2管道输送基
15、础研究、大庆油田超临界CO2输送管道整体布局研究建立气源捕集地至现场调压注入全过程的区块开发模式；利用管输气源为驱动载体，逐步完善推广气举采油与国际温室气体减排检测评价咨询机构进行对标，逐步建立大庆油田的CCUS规范体系 三是常规采油、地面工艺成本高，需要探索经济高效的工艺技术 大庆油田CO2驱应用对象为特低渗透油藏，油层发育差，单井产量低，应用现有工艺技术，地面工艺投资高，作业维护、措施及防腐成本高，需要研究适应特低渗、低产油田的低成本CO2驱技术围绕“保混相、控气窜、提效果、降成本”目标，从油藏、采油、地面三大工程进行系统攻关，形成具有大庆油田特色的CO2驱技术系列油藏工程：研究降低MMP的方法，深化油藏模拟技术，发展综合调整及二氧化碳驱效果评价技术采油工艺：进一步完善注采井防腐、分注、低成本封窜、压井、高气液比举升等工艺技术，形成标准规范地面配套：跟踪已建和新建系统的适应性，研究耐蚀非金属管道的适应性及处理设备内防腐技术，优化工艺和参数，研制配套药剂（二）下步攻关思路CCUS-EOR温室气体减排方法学研发路线图正在编制中
