高含水稠油油藏CCUS-EOR一体化综合治理技术

高含水稠油油藏CCUS-EOR一体化综合治理技术

王雪 石昀 张婧 刘杰 甄巧玲 李伟

天津大港油田滨港集团博弘石油化工有限公司   天津  300280

摘要：大港油田孔104区块属于底水稠油油藏，储层高孔高渗、发育单一，连通状况好，在实施CO2吞吐前已处在特高含水开发阶段，自2020年开展CCUS-EOR一体化综合治理，通过五年的技术实践与论证，已逐步形成一套针对稠油底水油藏特高含水阶段可复制的“方案部署与实施-腐蚀防控-产出气循环注入”一体化综合治理技术，推动油田绿色低碳发展。

关键词：高含水；稠油；CCUS-EOR；一体化 

引言

‌CCUS-EOR技术是二氧化碳捕集、埋存与提高采收率技术的简称，它通过将捕集的二氧化碳注入地下油藏，以提高原油采收率并实现二氧化碳的埋存。CCUS-EOR技术通过将二氧化碳注入地质构造完整、封闭性好的已开发油藏中，利用二氧化碳的混相驱油特性，提高原油采收率，同时实现二氧化碳的埋存。这种技术不仅大幅度提高了采收率，还具有显著的碳减排效益。大港油田孔104区块自2020年开展CCUS-EOR一体化综合治理，通过五年的技术实践与论证，已逐步形成一套针对稠油底水油藏特高含水阶段可复制的“方案部署与实施-腐蚀防控-产出气循环注入”一体化综合治理技术，推动了油田绿色低碳发展。

1 孔104区块基本情况

孔104区块地面位于河北省黄骅市官庄乡前九女河村南1000米，构造上位于孔店凸起构造带孔店油田最南端；是依附于某南断层的断鼻构造，北侧和东侧均被断层切割而形成封堵，断块内部复杂化，河流相砂体沉积，油藏类型为底水油藏，底水厚度大（35m），油水界面1344m，油藏发育比较单一，主要层系为馆三，连通状况比较好，注采对应率高达100%，馆三油组地层压力为13.8MPa，压力系数0.97，地层能量保持较好，馆三油组油藏温度56°，属于正常温压系统，原油密度平均为0.9572g/cm3，地面原油粘度为3885.41mPa.s（ 50°）。截至CCUS-EOR实施前，区块累产油23.57万吨，采出程度18.56%，综合含水96.71%，已进入特高含水开发阶段。共经历两个阶段的开发，其中2002年-2014年，为天然能量开发阶段，断块最高日产达67吨。2014年-2020年，为注水开发阶段，断块日产降至21.06吨。孔104区块共有油井14口，其中水平井6口采用筛管完井，直井8口采用机械防砂完井；井筒配套举升有抽油泵、大排量螺杆泵、电泵和水力喷射泵，开展二氧化碳吞吐前，开井11口，3口井因高含水间关。

2 孔104区块CCUS-EOR一体化方案部署及实施效果

2.1方案部署依据及工艺适用性论证

CO2吞吐主要增产机理：降粘降低流度比（降粘率94%）、CO2溶解扩散压水锥、回采过程贾敏效应锁水锥、泡沫油提高驱油效率、回流原油自身调剖锁水。

CO2吞吐选藏选井原则：重点考虑稠油油藏，粘度在20-11000mPa.s之间、

低渗油藏优选连通性较好的井组、油藏要有较好的水动力学封闭性、剩余油饱和度较高，采出程度较低，15%左右最佳、目的层要维持较高的压力水平，压力系数最好保持在0.8以上、套管无损坏，井筒状况好。

孔104区块从储层物性和开发特点，适用CO2吞吐工艺。首先油藏深度小于2000米，属于高孔高渗储层，流体性质属于常规稠油油藏，属于正常温压系统；油藏开发特点为边底水能量充足，前期大排量提液造成含水快速上升，目前处于高含水低速开采阶段，剩余油较富集。为了提高区块综合开发效益，提高储层动用程度，经过技术论证，认为CCUS-EOR“降粘、增能、渗吸、萃取、驱替”的增产作用，适用于某稠油底水油藏特高含水阶段的提效开发，积极响应国家双碳目标，贡献油藏埋碳潜力，推动油田绿色低碳提效开发。

2.2整体方案部署规划

孔104区块整体按照“常规吞吐、吞吐+ ，吞吐+驱，碳封存”，分三个阶段规划实施，第一、二阶段以提高采收率为主、协同碳埋存，后期陆续进入主体碳埋存阶段。

第一阶段（2022-2024年）：常规吞吐、吞吐+实施阶段

14口油井全部参与吞吐，择机开展“吞吐+”提效技术，提高单井产量，计划共计实施吞吐56井次。

第二阶段（2025-2041年）：吞吐+驱实施阶段

部署14口油井吞吐+4口注入井驱的注采井网，择机进入“吞吐+驱”模式，计划4口井长期注入CO2，实施吞吐14口井，共计84井次。

第三阶段（2042年-）：碳封存为主阶段

当气油比超过一定值或采油速度很低时，注入井提高注入速度，油井逐步关井，并最终至全部关井，进入碳封存阶段。

2.3第一阶段（2022-2024年）CO2吞吐实施情况

2.3.1第一阶段实施效果

某断块自2020年开始，共实施二氧化碳吞吐32井次，累注碳12450吨，阶段增油17536吨，提高采收率3.22个百分点，阶段换油率1.40。区块日产峰值达到41吨，日增20吨，综合含水下降5个百分点，采出程度提高至20.92%。

一轮吞吐：实施14井次，累注碳5534吨，阶段增油10407吨，阶段换油率1.88；

二轮吞吐：实施11井次，累注碳4555吨，阶段增油5236吨，阶段换油率1.14；

三轮吞吐：实施5井次，累注碳1951吨，累增油1367吨，阶段换油率0.7；

四轮吞吐：实施1井次，累注碳410吨，累增油526吨，阶段换油率1.28。

2.3.2 存在问题

随着吞吐轮次的增油，实施效果逐渐下降，亟需攻关多轮吞吐+技术体系，开展多轮次吞吐提效技术研究。

2.3.3 CO2吞吐+先导试验实施情况

孔104-9井自2020年-2022年间共历经三次CO2吞吐，注碳量逐次增加（一轮280吨、二轮305吨、三轮341吨），换油率逐渐降低（一轮1.89、二轮0.91、三轮0.27）。经过分析认为底水锥进导致含水上升速度加快，注入的CO2进入边底水优势通道，未能与地层原油充分接触，因此该井于2023年6月实施堵水先导试验，注入堵剂200m³，开井后控水增产效果显著，截至2024年5月，该井累计增油417t，平均日增1.33t，平均日降水20m³。

2.3.4 CO2吞吐+扩大试验实施情况

借鉴堵水先导试验成功经验，在2024年3月全面启动CO2吞吐+扩大试验，先后在该区块实施三口CO2复合吞吐井，截至2024年6月，其中1口井孔104-6已开井，该井于2024年3月19日-30日，注入100方堵剂+300吨CO2，措施前产量11.6m³/0.88t/92.4%，措施后初期最高产量20.5m³/5.96t/75%，目前液量10.9m³/2.31t/78.78%，该井生产65天阶段增油176吨，增产效果显著。

通过开展多轮吞吐高渗流通道封堵技术，对多轮次吞吐近井已经形成的高孔隙进行填堵，再配合CO2吞吐，进一步扩大了波及范围并提高驱油效率。

3 腐蚀防控一体化

自2020年孔104区块开展CO2吞吐措施以来，随着吞吐轮次的增加，井筒和管道腐蚀问题愈加严重，近年来不断出现因腐蚀造成管道穿孔甚至停井的问题，以弯头处最为严重。通过采取“方案+药剂+监测+循环注气”一体化服务模式积极开展腐蚀治理工作，有效缓解了现场因多轮次吞吐造成的腐蚀问题，腐蚀治理效果明显，为孔104区块持续开展CO2吞吐措施鉴定了信心。

3.1孔104区块腐蚀治理现状

3.1.1孔八站处理工艺

单井采用水力泵举升，油井产出液进孔八站集中处理，进三相分离器分离后，油泵输至孔店联合站处理；水经注水泵增压作为动力液输送至单井；游离气干燥压缩后回注。

3.1.2腐蚀治理对策

采取全程防腐工艺，缓蚀剂投加到喷射泵动力液中，贯穿升压泵-供水管道-井筒-集液管道-三相分离区-升压泵全流程，同时实现缓蚀剂循环利用。

3.1.3 存在的问题

①单井油管腐蚀严重。对孔104区块涵盖的14口单井进行腐蚀情况进行统计，更换水力泵后，有4井次出现腐蚀穿孔现象；7月份因邻井施工，对孔104区块放喷所排放的CO2停止进行循环注入工作，使得整个区块处理系统中H2S、CO2较多，因处理站处理能力有限，两种气体存在于井筒、集输管道、处理站等各环节，导致腐蚀愈加严重，目前已有5口井因腐蚀而躺井。

②部分单井产出液总铁含量较高。目前孔八站周期性添加缓蚀剂，加量20-40公斤/日，对孔104区块加药后的部分单井及动力液进行腐蚀监测，发现总铁仍较高，超过10ppm的正常水平，存在腐蚀风险；

③是动力液水质差。孔104区块日处理液量近1000方，其中产出液约450方，日产CO2达5000m3以上，地面处理工艺仅有一具三相分离器和一具缓冲罐，产出液沉降时间仅有3.8h，分离出的动力液含油达380mg/L，易出现泵芯卡堵；且动力液总铁也达25ppm以上，存在腐蚀风险。

3.2 孔八站腐蚀防控工作开展情况

3.2.1 开展腐蚀监测

对动力液和单井开展多轮次腐蚀监测。由动力液多轮次监测结果图看出，动力液总铁波动较大，最高达25ppm，腐蚀速率超过2.06mm/a，远高于标准要求的小于0.076mm/a，可见腐蚀较为严重。由单井多轮次监测结果图看出，产出液总铁含量均在10mg/L以上，平均值约为23mg/L。说明由于腐蚀的存在，造成区块整体水系统中铁离子升高，区块整体腐蚀水平较高。

3.2.2 开展水质分析

对动力液进行水中各项离子含量检测，结果发现，SRB含量较高，易形成腐蚀；成垢离子含量较高，易形成碳酸钙垢，造成垢下腐蚀；侵蚀性CO2含量较高，有腐蚀作用。可见动力液中存在诸多腐蚀因素。

3.2.3 制定腐蚀防控方案

针对以上腐蚀原因，采取多药剂协同治理模式，制定腐蚀防控综合治理方案，形成“方案+药剂+工艺+监测”的一体化腐蚀防控技术。具体方案包括以下三点：

a.药剂方面

(1)提高缓蚀剂加量

将加量由目前20-40公斤/天提高至60-90公斤/天，待总铁稳定后再降低加量，加药周期为每周一到而次，根据腐蚀监测情况定；

(2)添加杀菌剂

针对SRB菌浓较高的问题，初期以200ppm以上高浓度每日添加，待菌浓降低后可调为100ppm以内每周添加。

b.工艺方面

(1)增加沉降罐

孔八站目前仅有一具沉降罐，沉降时间不足，油水分离效果不理想，需增加一具沉降罐提高油水分离时间；

(2)优化加药工艺

目前仅在动力液中添加缓蚀剂，考虑对注入井筒的防护，应在吞吐阶段前后置段塞均添加缓蚀剂进行井筒防护；并从井口添加固体缓蚀剂保护底部套管。

c.监测方面

二氧化碳吞吐井生产后一周内，分别从井口和孔八站取样监测产出液，监测指标包括产出液总铁、pH值、缓蚀剂含量、动态腐蚀速率，30个工作日内每周监测1次各项指标；每两周监测1次动态腐蚀速率；待监测数据达标后可改为每月监测一次。根据不同点的监测结果及时调整加药浓度、加药周期和加药点。

3.2.4 开展效果跟踪

实施以上方案后，定期开展动力液腐蚀监测，跟踪实施效果。由不同时间动力液总铁监测结果图看出，孔104区块采取一体化腐蚀防控技术后，总铁呈现逐渐下降趋势，经历8个月的治理后，总铁由30-40mg/L降低至10mg/L，腐蚀防控效果明显。          

通过开展腐蚀防控技术，使CO2吞吐措施造成的腐蚀问题得到有效缓解，坚定了实施CO2吞吐措施的信心，为持续开展该项增油措施提供技术支撑。

4 产出气综合治理技术

4.1 天然气脱碳与二氧化碳回收技术

天然气脱碳与二氧化碳回收技术分为净化、分离、回收三个单元模块。气源进入系统，首先进入净化单元，目的是将气源进行干燥、除杂、赋能处理。净化单元的核心技术ASP，利用“稳压双缓”工艺，提高了系统压力自适应能力，压力运行范围由0.2-0.4MPa扩大到0.1-1.5MPa。净化后的气源进入分离单元。采用内压膜分离技术，为保障产品纯度，设计了2级膜分离。分离单元的核心技术C-ME，利用“气动膜压调控”工艺，建立膜压、流速与纯度间的数字模型，通过调节压力与流速来保障产品纯度，纯度最高可达99%。分离出的天然气直接回管网，二氧化碳进入回收单元。回收单元通过加压、制冷，将二氧化碳液化回收，利用罐车拉运至二氧化碳吞吐现场，进行再次利用。制冷过程中有5%的不凝气产生，不凝气直接循环回膜组入口，再次进行膜分离。回收单元的核心技术CIR，利用“系统内循环”工艺，实现了尾气的“零”外排。

自主完成国内首套6000Nm3/d天然气脱碳与二氧化碳回收撬装设备的配套，每年可综合利用二氧化碳2100万m3，相当于每年种植50年树龄的树木2万棵，社会效益显著。根据现场生产需求，实现了产出气的精准回收、精准处理，解决了因二氧化碳存在所导致的设备腐蚀和天然气纯度低等问题。作为二氧化碳吞吐技术的循环闭合点，符合“双碳”政策要求，提高了二氧化碳吞吐技术大规模推广应用的可行性。对于炼油厂、化工厂、发电厂等高碳排放场所同样具有推广意义。

4.2井口气循环注入技术

大港油田整体按照“常规吞吐、吞吐+，吞吐+驱，碳封存”的思路进行整体开发，由于CO2单轮封存效率低于60%，即40%的CO2将随油气产出。若采出液直接汇入集输系统，则会造成严重腐蚀损害；若选择对空排放，不仅存在环保隐患，同时造成资源的浪费。为了缩短“注-采-注-埋”循环周期，自主开发出井口气循环注入技术。

井口气循环注入技术由净化处理单元、预增压单元、除水单元、增压回注单元、控制单元组成。可用于二氧化碳、氮气、天然气等气体介质单相或多相混合高压井口注气。气源进入缓冲罐，进行气-液相初步分离，进入压缩机进行初步提压，提压后的气体进入干燥器进行深度除水，然后进入缩机增压至注入压力后注入地层。中央控制系统，负责整套设备的启停、参数设置、实时监测及数据远传，具备智能连锁调控功能，根据进气压力、流量的变化，可自动调整各单元运转参数。

2023年8月30日，井口气循环注入技术在大港油田一次性投产成功，开创了小型化、移动化井口气回注技术国内应用的先河。截至目前，累计运行约4000h，阶段注气超70万m3，预计至2030年底碳埋存达6.06万吨，社会效益显著，打造了大港油田首个CCUS-EOR全碳循环利用示范区，不但解决了产出气外排的环保问题，而且实现含CO2伴生气的资源化利用，社会效益和经济效益“双赢”。

5 结语

（1）形成一套适用于孔104区块“方案部署及实施-腐蚀防控-产出气循环注入”一体化综合治理技术。

（2）通过开展多轮吞吐高渗流通道封堵+CO2复合技术，可对近井已经形成的高孔隙进行填堵，同时进一步扩大波及范围并提高驱油效率。

（3）通过开展腐蚀防控技术，使CO2吞吐措施造成的腐蚀问题得到有效缓解，为持续开展该项增油措施提供技术支撑。

（4）通过开展产出气综合治理技术，将产出气经过脱硫、脱碳、脱水工艺处理，得到高浓度的CO2气体，再经压缩后以液态形式注入井中，实现CO2“零”排放，不仅解决因CO2存在所导致的管道和设备腐蚀问题，还为整装区块实施CCUS-EOR奠定技术基础。

第一作者简介：王雪（1991.01—），女，汉族，工程师，主要研究方向为：油藏地质开发动态分析、措施方案制定、工艺方案编制、效果分析与评价。

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