榆树林油田CCUS 采油工程方案优化设计与实践

2024-02-27张丹丹张华春孙维娜

大庆石油地质与开发 2024年1期

才庆张丹丹张华春孙维娜刘慧

（1. 中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453；2. 中国石油大庆榆树林油田开发有限责任公司，黑龙江大庆 163453）

0 引言

为实现“2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和”目标，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术越来越受到重视，通过CO2驱可以提高低渗透油田采收率，同时还可以实现CO2有效埋存，已经成为CCUS 的重要手段［1］，是CCUS 极具潜力的发展方向。中国各油田陆续开展了CCUS 配套工艺技术攻关和矿场先导试验，形成了低渗透、高含水和致密油等多种油藏类型的CO2驱油与埋存配套技术［2］。目前，在中国石油吉林、大庆、新疆、长庆等油田，中国石化华东、江苏、胜利、中原、东北等油田以及延长油田都进行了广泛地研究、先导试验和推广应用，已成为比较成熟的提高采收率技术。据统计，中国CCUS 技术的应用主要集中在低渗透油藏，占CO2驱项目的90%，一般可提高采收率6%～20%［3］。

大庆榆树林油田主要发育扶余油层和杨大城子油层，平均孔隙度10.4%，平均渗透率1.06×10-3μm2，为低孔、特低渗储层，以往开发过程中存在自然产能低、压裂有效期短、注水困难的问题，水驱开发难以有效动用，为了探索特低渗透储层的有效开发途径，榆树林油田开展CO2驱油先导性试验［4］。为了满足开发需求，采油工程方案针对设计难点，对各项工艺开展了经济性、技术适应性、配套工艺成熟性等对比分析，优选出一套适用于榆树林油田经济、实用、高效的CCUS 采油工程技术系列。在注气工艺方面，国内外CCUS 项目主要采取笼统注气工艺，榆树林油田形成了特色的单管2—3 层分注工艺，并配套完善了测调工艺技术；在腐蚀防护技术方面，针对注采两端不同腐蚀特点设计不同防腐措施，并根据现场试验经验，深入优化确定油井点滴加注缓蚀剂的时机、加注缓蚀剂的方式、点滴加注缓蚀剂的量以及点滴加注缓蚀剂的周期；在油井见气后的高气液比举升工艺方面，中国各油田防气举升理念基本相同，榆树林油田采取组合防气措施，适应气液比范围更广。整体上榆树林油田的CCUS 采油工程技术处于国内领先水平，试验区保持多年平稳生产，达到油藏工程预测指标，实现CO2有效埋存，提高原油采收率，形成的方案设计方法可为后续CCUS 区块的开发提供借鉴。

1 储层特点及采油工程方案设计难点

榆树林油田主要储集层是下白垩统泉头组三、四段的扶余油层和杨大城子油层，扶余油层平均孔隙度10%，平均渗透率1.16×10-3μm2，杨大城子油层平均孔隙度10.8%，平均渗透率0.96×10-3μm2，属低孔、特低渗储层［5］。岩心驱替实验研究表明，特低渗透油藏注入CO2可降低启动压力梯度，提高流体的注入能力，气驱比水驱具有更大优势。为此，榆树林油田开展了CO2驱油现场试验，为减少层间干扰，采取扶杨油层分层注气开发，在气驱开发一定阶段后，需要通过水气交替注入方式，最大限度扩大波及体积，控制CO2窜逸速度，减缓气窜对驱油效率的影响。

根据榆树林油田CO2驱开发特点，优选安全可靠、经济可行、应用高效的工艺技术是采油工程方案设计最大的难点。主要包含4 个方面：一是根据油藏注入需求，结合分层注气管柱技术现状，优选适用的注入工艺；二是采出井气液比变化幅度大，不同气液比阶段全生命周期举升工艺的优选；三是注采两端腐蚀条件不同，针对性优选防腐工艺；四是针对注入井停注和CO2返吐发生冻堵，优选有效解冻堵工艺。

2 采油工程方案优化设计

采油工程方案通过技术现状调研，筛选出多个可选工艺，根据工艺特点，合理制定对比指标，从经济性、技术适应性、配套工艺成熟性等角度综合评价，对注入、举升、防腐、解冻堵等工艺方案进行优化设计。

2.1 分层注入工艺

目前CO2驱常用的分层注入工艺有单管分注及双管分注2 种管柱［6］（图1），单管分注管柱主要由封隔器、止回配注器及丝堵组成，可以实现2 层及以上分层注气；双管分注管柱主要由外管、内管、封隔器、密封工作筒、底阀及球座组成，可以实现2 层分层注气或交替轮注［7］。

图1 单、双管分层注气管柱结构示意[6]Fig. 1 Schematic structure of single and dual string separated layer gas injection[6]

单管分注管柱在分注层段数量、解冻堵工艺及防腐工艺方面具有优势，双管分注管柱在分层流量测试及验封工艺方面具有优势，如表1 所示。

表1 单、双管分注工艺特点对比Table 1 Comparison of characteristics of single and dual string separated layer injection technique

单、双管分注工艺各有优缺点，方案设计应用综合评价法［8］，对单、双管分注工艺按照15 a 评价期，从经济性、技术适应性及配套工艺成熟性角度进行对比，包含一次性投资、测调与验封费用、分层数量、分层流量测试工艺、防腐工艺等10 个二级指标，经专家赋予相应的权重，进行打分决策，单管分注工艺经济性好、技术适应性强，单、双管分注管柱配套工艺成熟性相当（表2），优化设计分层注入工艺主体采用单管分注管柱，试验完善采用双管分注管柱。

表2 单、双管分注工艺综合评分Table 2 Comprehensive score of single and dual string separated layer injection technique

2.2 高气液比举升工艺

CO2注入地层后，受气体的滑脱效应、黏性指进以及油藏非均质性等因素影响，气体容易沿着高渗条带窜流到出口，采油井一旦见气后，出现气液比升高、套压升高、泵效降低的情况，甚至出现抽油泵“气锁”现象，泵无法正常工作，严重影响采油井的泵效和产量［9］。

根据油藏工程方案预测榆树林油田不同阶段气液比情况，如图2 所示，区块投产3 a，采出井气液比达到100 m³/t。综合考虑不同举升方式的技术适应性、工艺成熟度及经济性（表3），结合区块平均检泵周期1 000 d 左右，优化设计在采出井初期未见气阶段及见气后低气液比阶段（气液比<100 m³/t），采用抽油机、常规抽油泵举升方式，降低一次性投资。现场生产过程中，可通过降低抽汲参数、加深泵挂、周期采油等方式，改善气体对泵效的影响。随着气液比上升超过100 m³/t，为避免发生气锁，随检泵作业试验应用防气抽油泵、气锚等防气装置，并在注入端采取水气交替注入、封窜等措施调整注入剖面，实现不同气液比阶段全生命周期举升。

表3 不同举升方式评价指标Table 3 Evaluation indexes of different lifting methods

2.3 防腐工艺

在初期注气阶段，注入井井筒中为纯CO2，不含水，油套管及井下封隔器、配注器等钢材基本不会发生腐蚀［10］。当注入端由注气转为注水开发时，注入水与地层返吐的CO2结合生成碳酸，则会对井下工具产生腐蚀；采出液中逐渐开始见CO2，CO2气体与水结合生成碳酸，对井下工具产生腐蚀［11］。

针对注采两端不同的腐蚀特点，采油工程方案优化设计不同的防腐措施。注入井在保护封隔器以上的油管和套管形成的环形空间中一次性加注缓蚀剂，缓蚀剂滞留在油套环空，持续保护套管内壁和油管外壁，减缓腐蚀。当采取水气交替注入方式时，为了减少CO2与水的接触，水气交替注入前加注缓蚀剂段塞。采出井从油套环空定期加注缓蚀剂［12］，减缓油管内外壁及井下工具的腐蚀。

根据实验室筛选，CO2防腐缓蚀剂采用咪唑啉类缓蚀剂［13］，具有无毒环保的优点。室内实验在温度80 ℃、CO2分压5.0 MPa、缓蚀剂质量浓度为700 mg/L 的条件下，对油田常用的3 种不同钢级井下生产管材的缓蚀效果进行评价（表4）。室内实验结果表明，咪唑啉类缓蚀剂缓蚀率达到98.0%以上，防腐效果较好。为此，采油工程方案设计在榆树林油田采用咪唑啉类缓蚀剂进行防腐，并设计对注气井、采出井加注缓蚀剂前后进行挂环腐蚀监测，验证缓蚀剂防腐效果。

表4 缓蚀剂缓蚀效果评价Table 4 Evaluation of corrosion inhibition effect of corrosion inhibitors

根据现场试验经验，对采油工程方案设计进行深入优化，初步确定油井点滴加注缓蚀剂的时机、加注缓蚀剂的方式、点滴加注缓蚀剂的量以及点滴加注缓蚀剂的周期，并根据监测结果及时调整防腐工艺。当油井含水率大于5%时，根据不同日产液量采取不同防腐措施。对于日产液量低于等于1 t 的井，采用周期加注缓蚀剂方式，每7 d 向井内注入10 kg缓蚀剂；对于产液量高于1 t的井，采用井口固定点滴加注缓蚀剂方式，每天加注剂量1.0~1.5 kg。

2.4 气窜控制措施

榆树林油田裂缝相对发育，在CO2驱过程中易发生气窜，采油井气液比迅速升高，泵效降低，产油量降低。

气窜发生后，在注入端采取凝胶泡沫+耐酸泡沫复合调剖方式，根据井组连通及裂缝情况，优化凝胶泡沫及耐酸泡沫段塞用量，调整吸气剖面；在采出端利用尿醛树脂封口剂和酸性响应封口剂控制气窜，同时扩大波及体积，实现气窜井治理［14］（表5）。

表5 封窜体系性能Table 5 Channeling sealing systems performance

2.5 冻堵预防及解冻堵措施

当注气井停注时，低渗储层CO2会反向扩散至井筒，在一定压力、温度条件下生成CO2水合物晶格，随着晶格堆积逐渐生成冻堵物堵塞井筒，影响注气井正常注入及测调。通过多年的实践开发，逐渐摸索出榆树林油田CO2水合物形成的温度与压力（图3），以及易形成堵塞物的深度（井深500 m 以内）。采油工程方案优化设计结果为在水气交替前向注气井注入隔离段塞、停井期间不泄压的冻堵预防措施。

图3 榆树林油田CO2水合物形成温度与压力关系Fig. 3 Relationship between temperature and pressure of CO2 hydrate formation in Yushulin Oilfield

调研目前油田常用解冻堵工艺，主要以药剂解堵和连续油管解堵为主。药剂解堵通过注入装置将解冻堵药剂注入井内，闷井后返排。连续油管解堵将连续油管下入井筒冻堵位置，利用热水循环解通井筒内冻堵段。综合考虑技术适应性、工艺成熟度、施工效率及经济性（表6），采油工程方案优化设计为以连续油管解堵为主、药剂解堵为辅的解冻堵措施。

表6 常用解冻堵工艺评价指标Table 6 Common evaluation indexes of frozen plug removal technique

3 CCUS实施效果

榆树林油田CO2驱试验区投产初期单井日注气12 m3，注气压力19.8 MPa，目前单井日注气11 m3，注气压力21.2 MPa，采出井初期平均单井日产油2.9 t，目前平均单井日产油1.6 t。注气量稳定、注入压力稳中有升，达到油藏预测指标。

3.1 分层注气

榆树林油田在开发过程中，开展了笼统注入和单管分层注入效果对比，分层注入可以有效缓解笼统注入杨大城子油层不吸气的问题，有效控制了井组递减率，分层注入井递减率比笼统注入井低1.19%~3.27%（表7）。

表7 分层注入与笼统注入应用效果对比Table 7 Comparison of application effect between separated layer injection and commingled injection

3.2 高气液比举升

榆树林油田在气液比小于250 m3/t 的油井上加装气锚，平均泵效17.7%，在气液比大于等于250 m3/t 的油井加装气锚，平均泵效6.4%（表8）。通过应用对比，对于气液比小于250 m3/t 的油井上加装气锚取得了一定的防气效果；对于气液比大于等于250 m3/t 的油井加装气锚防气效果较差，所以应对气液比大于等于250 m3/t 的油井加装防气泵，防止气锁进一步提高泵效，同时采用水气交替注入或调剖措施控制气液比上升。

表8 油井气防气工艺应用效果Table 8 Application effect of gas control by gas anchor in production wells

3.3 化学防腐

现场采用井口点滴加注缓蚀剂装置，采取点滴加注方式对油井加注咪唑啉类缓蚀剂，在井下不同深度采取挂环或挂片监测。监测结果表明，未加注缓蚀剂的情况下，在井深超过1 300 m 后，钢材的腐蚀速率超过0.076 mm/a 的行业标准；加注缓蚀剂后，当井深超过1 300 m 后，腐蚀速率降低，单井平均腐蚀速率远低于0.076 mm/a 的行业标准，取得了较好的防腐效果（表9）。