“碳”入地层找“新”路稳增油

  [中国石油新闻中心2024-11-19]
  冀东油田高24断块二氧化碳气体采油生产平台。
  11月15日，冀东油田陆上作业区第三工区技术人员赵东波和同事穿梭于高16、高17平台，仔细监测高104-5平259井等重点吞吐措施井开井后的生产情况。
  冀东油田聚焦老油田稳产上产，在控水增油、稳油增产等方面开展技术创新，加快培育新质生产力，探索二氧化碳采油技术助力稳产、上产的新路径，取得显著成效。历时16年，超百万吨二氧化碳变废为宝注入地下，驱替增油达109万吨，实现了减碳和驱油的双重目标。
  直面挑战探索增油控水新路径
  作为冀东油田开发最早的油田，陆上作业区在历经长时间开发后，综合含水率持续升高，高液量、高含水、低产油等问题逐渐显现。
  为探索老油田浅层油藏增油控水新路径，技术人员持续开展地质精细研究。针对浅层油藏综合含水率高、可采储量采出程度高、采油速度低、单井产量低的特征，技术人员在反复论证后，创造性地提出“利用二氧化碳溶胀、降黏等性质，通过实施高含水井二氧化碳吞吐实现控水增油”的技术思路，并选取非主体生产区域的高104-5断块开展先导试验。
  高104-5断块是典型的构造-岩性层状底水稠油油藏，构造平缓，渗透性好，胶结疏松。自2000年8月投入开发以来，历经20多年开发，油井整体处于高含水、低产油状态。技术人员针对不同区域制定差异化治理对策，在高液量生产、大孔道发育区，提前进行人工干预。针对水井，调堵封堵优势通道，控制边底水能量；针对油井，控制采液强度，实施复合吞吐技术。在剩余油相对富集优渗通道不发育区，合理利用边底水能量，局部实施提液措施；注采两端协同治理，采取注入端调、堵，采出端提、控相结合的组合技术对策，实现产量提升、含水控制与储量最大程度动用。
  创新攻关打造特色吞吐技术体系
  在二氧化碳吞吐技术的大规模应用过程中，产生了一系列难题，制约了浅层油藏的剩余油挖潜。技术人员以提高油藏采收率为目的，积极开展技术攻关，将二氧化碳驱采油与二氧化碳循环利用有机结合，进一步挖潜剩余油，形成了具有冀东油田特色的气体吞吐采油技术体系。
  技术人员结合生产实际，以提高二氧化碳驱油技术的适应性为目标，进一步完善工艺技术。优化注入模型，将数值模拟与现场实际相结合，确定合理的注入参数。优化注入工艺，采用油管正注二氧化碳、套管反注防冻液，解决液态二氧化碳低温导致油管胀裂的问题，降低作业成本。优化药剂选型，利用强堵、暂堵体系的不同作用，扩大二氧化碳在低孔、低渗地带波及体积，溶解驱替剩余油，改善吞吐效果。
  技术人员以提高二氧化碳有效利用率为目标开展技术攻关，依据二氧化碳多轮吞吐后水平井产液规律及主控因素，明确水平井剩余油精准挖潜技术对策，攻关精准堵水技术，研发低成本堵剂体系，实现精准吞吐。技术人员依据化学剂复合降黏试验前期研究成果，攻关化学剂雾化注入技术，有效提高化学剂与地层原油接触范围，实现了稠油油藏降黏吞吐。攻关精细生产管理技术，形成吞吐防冻卡技术、高气液比举升技术等一系列技术，延长吞吐井免修期，降低了生产成本。
  转变思路技术迭代高效接替
  陆上老油田增储潜力大，但在现有技术和经济条件下，如何保证二氧化碳吞吐技术持续支撑稳产增产，一直困扰着技术人员。面对二氧化碳吞吐效益下降、可实施吞吐井数不足等困难，技术人员潜心研究攻关，以“揭榜挂帅”项目为契机，迭代升级二氧化碳吞吐技术，让老油田持续保持青春状态。
  在油藏认识上，技术人员精准认识剩余油，以“侧钻+吞吐”方式挖掘井间剩余油。在工艺上，坚持“因井施策”原则，以“深、增、促、转”方式提高驱油效率和波及半径，实现吞吐措施的长效化、高效化、经济化，为浅层油藏挖潜提供了有力支撑。
  近年来，国内的二氧化碳驱油技术逐渐融入CCUS技术体系，并在多个油田应用。冀东油田积极开展高66X1断块碳驱油碳埋存先导试验项目，探寻构建深层特低渗油藏水驱后转为碳驱油碳埋存大幅提高采收率的新模式。先导试验项目于2022年8月27日启动，目前已注气4.7万吨，对应见效油井7口。注气后，试验区含水率下降26个百分点。试验项目的有效开展，深化了“埋存+驱油”双效机理研究，形成了从选井、开井到生产的全流程精细管理模式，更好地实现了增油和减碳的双重功能。
  下一步，冀东油田将持续推进浅层天然水驱油藏多轮二氧化碳吞吐复合迭代技术试验，持续优化开发秩序和产量结构，助力原油稳产。
  为挖掘老油田开发潜力，冀东油田探索二氧化碳采油技术增油上产新路径，积极推进技术攻关和迭代升级，提高油藏采收率，让老油田焕发新活力——