辽河油田欧37区块CO2吞吐试验研究

2014-06-27孙凯中石油辽河油田分公司兴隆台工程技术处辽宁盘锦124010

长江大学学报(自科版) 2014年20期

孙凯 (中石油辽河油田分公司兴隆台工程技术处,辽宁盘锦 124010)

辽河油田欧37区块CO2吞吐试验研究

孙凯 (中石油辽河油田分公司兴隆台工程技术处,辽宁盘锦 124010)

针对辽河油田欧利坨油田37块油藏的特点,利用该区块原油和岩心进行CO2吞吐试验。研究表明,随着CO2注入量的增大,体积系数、膨胀系数、溶解汽油比和饱和压力呈增长趋势,其中溶解汽油比增幅较大,饱和压力增幅较小,而黏度、密度呈下降趋势,且降幅很小;随CO2注入量的增大,溶解汽油比呈快速增长趋势,饱和压力增长趋势不明显;在实际施工中,采用第1周期进行CO2吞吐较为适宜,并将CO2注入量控制在0.15PV。

辽河油田;CO2吞吐;采收率;换油率

辽河油田欧利坨油田欧37块 (简称欧37区块)沙三上亚段油层纵向上主要分布在沙三上亚段的中下部,埋深2600～3000m,油层分布主要受构造控制,油水界面为-2900m,为岩性构造油藏。构造砂岩储层孔隙度主要分布在8%～26%,平均15.4%;地层温度84.8～97.3℃,地层压力25.6～29.5MPa;渗透率主要位于2～128mD,属于中低孔、中低渗的储层。经过高速水驱开发,该区块面临着剩余油高度分散、挖潜难度大、水驱经济效益低等问题,常规注水开发条件下已不能有效动用该区块油藏储量。为此,笔者进行了CO2吞吐试验研究,以便为该区块的开发提供参考。

1 试验部分

1.1 试验材料和设备

1)试验材料原油取自欧37-66-30井;岩心为欧37区块天然岩心。

2)试验设备高压物性仪(包括PVT、配样器、落球黏度计等);高压恒压恒速泵;岩心夹持器;活塞容器;压力传感器;手动泵、恒温箱(200℃);气体计量器;油气分离器;回压阀。

1.2 试验方法

1)膨胀试验将配好的模拟地层油(气油比1:160)注入到PVT分析仪中,在相应地层条件下注入不同量的CO2,搅拌均匀后,分别测定不同CO2注入量时的饱和压力、溶解气油比、黏度、密度、体积系数等物性参数[1-2]。

2)CO2吞吐试验选取欧37区块地层渗透率为20mD左右的岩心,在90℃时,利用欧37区块现场污水将岩心饱和水,调整出口端回压阀至地层压力后继续注水,使岩心内保持稳定的地层压力。关闭岩样出口端,将CO2在地层压力下通过注入端注入阀门注入岩心,并焖井5h,然后打开注入端放喷阀门,使油气吐出,直到岩样内压力降低到放喷压力而且没有流体流出为止,再计量油、气、水的体积[3-4]。

2 结果及分析

2.1 注CO2后原油物性参数变化

图1所示为注CO2后原油体积系数、膨胀系数、黏度和密度变化曲线图。由图1可以看出,随着CO2注入量的增大,体积系数、膨胀系数呈增长趋势,而黏度、密度呈下降趋势,且降幅很小。图2所示为注CO2后原油溶解汽油比和饱和压力变化曲线图。由图2可以看出,随CO2注入量的增大,溶解汽油比呈快速增长趋势,饱和压力增长趋势不明显。由于注入CO2后原油的膨胀系数增大,弹性能量显著增加,而原油黏度降幅度很小,因而适于在欧37区块进行CO2吞吐施工作业[5-7]。

图1 注CO2后原油体积系数、膨胀系数、黏度和密度变化曲线图

图2 注CO2后原油溶解汽油比和饱和压力变化曲线图

2.2 CO2吞吐作业参数的确定

1)CO2注入量在注入压力为24.5MPa、关井时间5h的条件下,分别进行注入量为0.05、0.10、0.15、0.3、0.4、0.5和0.6PV的CO2吞吐试验,吞吐1个周期。CO2吞吐采收率及换油率曲线图如图3所示。由图3可知,随着CO2注入量的增加,采收率呈上升趋势,换油率呈下降趋势。由于CO2注入量超过0.15PV后采收率的增长幅度很小,且CO2注入量越大,施工成本越大,因而在实际施工时,将CO2注入量控制在0.15PV较为合适。

2)CO2注入周期在注入压力为24.5MPa、关井时间5h的条件下,分别进行注入量为0.1、0.15和0.5PV的CO2吞吐试验,吞吐3个周期(见图4和图5)。从图4和图5可以看出,与第2、第3周期相比,第1周期的采收率、换油率明显要高。因此,在实际施工中,采用第1周期进行CO2吞吐较为适宜。