1. 概述
福山油田朝阳区块具有含油层系多、含油井段长(600~900 m)、断裂结构复杂,岩性变化大、储层物性差(低孔特低渗)的特点,有效开发难度大,自然产能低,初期平均日产油3.9吨,压裂后具有一定的产能,初期平均日产油5.7吨。该区块以特低渗和超低渗为主,断裂结构复杂,水驱难以动用,有一定的开发难度,为探索有效提高低孔低渗油藏采收率的方式,高效动用储量,根据前期研究和目前福山凹陷的气源情况,采用注CO2的方式成为必然,因此确定了区块全生命周期CO2重力混相驱开发方式。
CCUS先导试验区,注气井主要系统研究注气初期爬坡压力随注气量变化规律,探索井组稳定注气情况下合理注气工作制度。采油井主要是研究注气见效油井产量变化规律,明确注气见效方向,深化区域地质认识;获取注采井之间压力变化规律,深化储层物性认识;深化气油比变化与气窜风险规律认识,寻找注气突破极限气油比,为气窜预警技术研究提供指导。该区块共有注气井4口,见表1,注入井采用气密封管柱,油套环空加注防腐蚀环空保护液。井口采用FF级防腐井口,井口承压35 MPa,注入井口规范级别PSL-3,性能级别PR1。注入管柱连接采用气密封油管扣,油管材质选用P110-13Cr或防腐材质连续油管。井口配紧急切断阀,管柱底部安装单向注气阀 + 腐蚀测试筒。因频繁关井导致4口注气井注气量波动较大。共有采油井7口。在干燥的情况下,CO2不会产生电化学腐蚀,但在采油井中,一旦CO2与H2O或水蒸气接触,将会与油管、套管、井下工具发生反应,产生腐蚀,并增强结垢趋势。因此,采用抗腐蚀性能管材的P110-13Cr。采油井均采用38泵生产,7口采油井生产规律,将生产分为三个阶段:稳定阶段;产气上升阶段;带气生产阶段。油井见气,预示着后续气液比的上升,所以,高气液比举升、防治工艺的研究,显得迫在眉睫。
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Table 1. Production statistics of injection wells
表1. 注入井生产情况统计表
2. 朝阳区块见气规律
根据区块CCUS采油井见气、见效特点,依据气液比、CO2含量、生产参数等重点参数的变化规律,将采油井分为三类:未见效井、见效井、气窜井,形成了三类井的典型指示曲线 [1] 。
(1) 未见效井,有一定程度的见气,气体中二氧化碳含量在10%以内,气液比与动液面相关,整体在200以内,动液面、生产参数、泵效等保持相对平稳,见图1。
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Figure 1. Typical indicator curve for ineffective wells
图1. 未见效井典型指示曲线
(2) 见效井
见效井,注气一段时间后,气液比逐步上升,整体在800以内,表现出见效特征,最明显的表现是动液面深度变小,说明地层压力有一定程度的恢复,泵效稳定或略有上升,见图2。
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Figure 2. Typical indicator curve for effective wells
图2. 见效井典型指示曲线
(3) 气窜井
气窜井,注气见效一段时间后,气体突破,气液比急速上升,最高可到2000以上,二氧化碳含量20%~80%,动液面上升至1000 m以内,产量、泵效剧烈波动,甚至不出液,见图3。
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Figure 3. Typical indicating curve of gas channeling well
图3. 气窜井典型指示曲线
采油井见气与否最直接的指标就是CO2含量,以油井产出气CO2含量为判断见气的主要依据,以气液比、泵效、日产量为辅助判断依据,进行见气时间的判断。
统计7口采油井生产动态,见表2,朝6-4见气后发生气窜,其余3口井未发生气窜;另外,朝1、朝2井见气后也发生气窜。
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Table 2. Statistics of gas occurrence in produced wells
表2. 采出井见气情况统计
除朝1、朝2井,多数井见气时间在70~100 d之间,朝2、朝1井见气时间分别是125 d、271 d。
3. 二氧化碳驱关键配套工艺技术
根据油藏原油性质、试油试采和配产情况,朝阳区碳驱油碳埋存采油井以机械采油方式为主,目前国内机械采油方式主要有有杆泵采油、无杆泵采油和气举采油,其中有杆泵采油指抽油机有杆泵采油方法,是目前国内主要的机械采油方式,无杆泵采油方法主要包括潜油电泵、水力活塞泵和潜油螺杆泵采油三种。
依据油藏开发方案,朝6区碳驱油碳埋存新投井确定的配产指标为7 t/d,采油井射孔以后,全部采用下泵投产。调研福山油田举升设备应用现状,多采用抽油机 + 管式泵举升方式,机采系统设备运行可靠,管理人员熟悉现场操作,工艺技术配套程度高,安装偏心井口后可测试产液剖面,能够满足生产管理需要,并为后期采用功图量油设备提供条件。为此,朝阳区块碳驱油碳埋存新投采油井采用以抽油机 + 管式泵的举升方式为主。
对于需要动态监测的油井,安装偏心井口。生产中采取“长冲程、低冲次、合理泵挂、较高泵效”的原则,结合油田试采情况或生产运行数据,优选抽汲参数。
3.1. 高气液比举升技术
气液比高于100 m3/t的井均可以认为是高气液比井,对于高气液比油井,必须采用一定的防气技术以减轻气体影响,确保油井正常生产。
3.1.1. 塔架式抽油机举升工艺
朝阳区块对不同工作参数下的抽油机载荷进行动态仿真,预计朝6区碳驱油碳埋存新投采油井抽油机最大载荷94.95 kN,最大扭矩66.41 kN∙m,推荐选择额定载荷120 kN的抽油机。开展塔架式抽油机、游梁式抽油机应用试验和对比评价,确定了塔式机 + 长泵筒抽油泵作为CCUS主体举升方式,解决了游梁式抽油机泵效低、检泵周期短、高气液比适应性差的难题。
朝阳区碳驱油碳埋存新投井配产7 t/d,并考虑注水开发引起含水升高等原因,预计单井最大日产液 ≤ 24 m3,采用f38 mm管式泵可满足生产需要。根据室内实验分析和前期油井生产情况,采用耐CO2腐蚀材质的防腐抽油泵。
对于抽油机 + 管式泵举升工艺,采用H级高强度两级杆柱组合,由下而上为:f38 mm管式泵 + 拉杆 + f38 mm (或f28 mm)加重杆 + f19 mm H级抽油杆 + f22 mm H级抽油杆。使用内衬油管需配套使用喷焊耐磨接箍。
合理的工作参数能有效的提高油井检泵周期、延长生产时间,提高机采井系统效率。通过对朝6区碳驱油碳埋存新井机采系统运行参数进行仿真优化,塔架式机采井冲程选择6.0~8.0 m,游梁式抽油机建议冲程选择5 m,采用变频控制柜,方便及时调节冲次,满足油井供排协调。
塔架式抽油机表现出节能高效、能耗水平低的特点,主要两个方面:一是,塔架机用永磁同步和开关磁阻电机,较游梁式抽油机用交流异步电机可节电10%以上(图4);二是,相同排量下,长冲程运行与低冲程运行相比,抽油机载荷更小(图5)。
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Figure 4. Comparison of relative energy consumption of different types of pumping units
图4. 不同类型抽油机相对能耗对比
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Figure 5. Curve of polished rod load stroke relationship under the same displacement
图5. 相同排量下,悬点载荷–冲程关系曲线
朝阳区块现场实测数据,塔架式抽油机较游梁式抽油机节能30%以上,但两者成本基本接近(表3、表4)。
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Table 3. Comparison of oil well system parameters in Chaoyang Block
表3. 朝阳区块采油井系统参数对比
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Table 4. Comparison of economy between tower type pumping units and beam type pumping units
表4. 塔架式抽油机与游梁式抽油机经济性对比
3.1.2. 长尾管防气–压井一体化工艺
虽然CCUS采油井采用1.3 g/cm3压井液压井,但管柱底部存在1000 m以上的气液混合段,仍存在井控风险;气窜后动液面迅速下降,不利于油井安全、稳定生产 [2] [3] 。
采用长泵筒悬挂泵,利用其过桥管底部悬挂长尾管,气锚下至储层段以下或接近储层段的位置(图6),实现高效防气及安全压井需要。该泵具有如下两个方面的特点:(1) 泵筒强度高,过桥管设计,避免泵筒承受交变载荷,延长泵寿命;(2) 长泵筒设计,泵筒长11 m,长冲程–低冲次运行,有利于保持较高泵效和防气。
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Figure 6. Schematic diagram of integrated process pipe string for gas prevention and well killing with long tail pipe
图6. 长尾管防气–压井一体化工艺管柱示意图
3.1.3. 套管气助流举升工艺论证
套管气助流举升技术主要是针对高气液比条件下的有杆泵举升井,在有杆抽油泵以上油管的适当位置安装注气阀,配套防气工具使用 [4] [5] 。
套管气助流举升技术的管柱结构如图7所示,主要抽油泵、井下油气分离器、注气阀等组成。油气分离器安装在泵下进行初步油气分离,一级或多级注气阀安装管柱上100~500 m处,在压力大于注气阀打开压力时向油管内注气,用以举升井筒液体。
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Figure 7. The pipe string structure of flow assisted lifting technology
图7. 助流举升技术的管柱结构
根据朝阳区块地质、工程特点,该区块采油井表现出以下特点:
① 气液比高(>100 m3/t),多数井气液比超过100 m3/t,部分井超过1000 m3/t,满足套管气助流举升工艺气液比 > 100 m3/t的条件。
② 含水率低(5%以内),根据地质认识,朝阳区块未见边底水,且新区投产注CO2开发,含水水平低,满足套管气助流举升工艺含水率 < 80%的条件。
③ 套压水平高(>5 MPa),生产时,控套压生产(2 MPa以内),关井后套压可到5 MPa以上,满足套管气助流举升工艺套压 > 2 MPa的条件,见表5。
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Table 5. Comparison table of adaptability of flow assisted lifting process in Chaoyang block
表5. 朝阳区块助流举升工艺适应性对比表
区块采取2级气举阀助流举升方式,根据区块单井产液量较低,应适当加深气举阀深度,降低气举阀上部气体滑脱,以充分利用套管气能量。
第一级气举阀设计深度350 m,地面配气压力3.0 MPa;第二级气举阀下深450 m,地面配气压力2.3 MPa,见表6。
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Table 6. Design parameters of gas lift valve in Chaoyang block
表6. 朝阳区块气举阀设计参数
3.2. 气窜层封堵技术
传统气驱中气体流度不容易控制,当遇到裂缝或高渗层时容易发生气窜并导致波及效率降低,而且气体容易进入油藏顶部,在富经带形成超覆现象,这些都不利于气驱效果。对于非均质较强的储层实施空气驱时面临的问题有:① 地层原油不能进行充分氧化反应;② 烟道气发生气窜会影响采收率;③ 过早窜入生产井会造成安全隐患 [6] [7] [8] 。
根据数值模拟和区块CCUS采油井生产特征,根据气液比、生产参数等,将CCUS采油井生产过程划分为三个阶段(图8):注气见气、见效突破、气窜。
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Figure 8. Typical curve of oil production and gas oil ratio for CCUS production wells
图8. CCUS采油井产油、气油比典型曲线
注气见气阶段:(注气补充能量 + 见效阶段),GOR = 40~80 m3/m3左右,能量补充、产量上升,采取连续注入、合理生产参数和高效气锚等防治措施。
气体突破:80 m3/m3 < GOR < 700 m3/m3,突破后气油比急速上升,产油量快速下降,递减率10%左右,中后期稳定在6%左右。一突一升一降,气体突破、气油比急速上升、产油量快速下降,采取高效气锚、气液交替注入和凝胶、泡沫调驱等防治措施。
气窜阶段:GOR > 700 m3/m3。一升一降,气体持续突破,形成连续相,气油比进一步上升,产油量进一步下降,甚至不产油。此阶段主要采取两种技术对策,一是周期性关井,采油井流压逐步上升,控制气体指进;二是储层化学封堵,多层开发井,对窜气严重的层位实施化学封堵。
4. 结论
(1) 根据对比试验,明确了塔架机 + 长泵筒抽油泵为主的举升方式与“长冲程–低冲次”的工作制度,论证储备新型举升工艺,逐步完善了高气液比举升与配套工艺体系。
(2) 针对气窜层封堵技术,CCUS采油井生产特征及注气的不同阶段,明确了不同的物理、化学封堵技术。
(3) 福山油田朝阳区块CCUS高效开发模式,为CCUS工业化推广奠定基础,力争创建碳中和油气田企业,建成“碳埋存”示范基地。