一种水平井二氧化碳吞吐控水增油方法技术领域
本发明涉及一种石油工程中水平井CO2吞吐控水增油的方法；
背景技术
水平油井——井斜角度大于86°，并在目的层中维持一定长度的水平段
的定向油井。在油藏开发中，采用水平井开发，是国内近几年逐渐推广的一
项重要开发技术。随着水平井开发时间的延长，井数不断的增多，含水上升
导致水淹问题日显突出，而且大多数井是在低采出程度下的非正常水淹(即
舌进或指进造成部分井段水淹)。
现有水平井控水技术普遍采用先找水，再针对出水层段进行机械卡封或
堵剂封堵方法来降低水平油井含水。找水、机械卡封或堵剂封堵方法施工工
艺复杂、工序多、作业难度大，多道工序施工，技术要求高，往往造成返工，
二次作业处理等，施工风险大，投入大，一般在均在100万元以上。有效率
低，不能实现经济有效或经济效益差。
主要原因：一是找水技术不能完全真实反映出水层段，难以确认油水界
面，也不能反映非出水段是否具有出油潜力；二是机械卡封或堵剂封堵作用
半径小，层内水会很快形成绕流，使卡或堵措施失效；三是对近井地带储层
造成伤害，会导致储层油相渗透率降低。
发明内容
本发明目的是提供一种施工简便、经济高效、安全可靠，并且绿色环保
的水平油井控水增油方法，从根本上克服现有技术的缺陷，有效解决目前油
田水平井开发的层内非正常水淹问题。
本发明所述的水平油井控水增油方法通过以下步骤实现：
1)采用动态分析和油藏工程方法确定水平油井正常和非正常水淹，对低
采出程度下的特高含水和非正常水淹及其影响因素进行分析判断，确定储层
潜力；
步骤1)所述的水平油井储层满足以下条件：
(1)油藏以边底水或注入水驱动，且有较好的水动力学封闭性；
(2)油藏埋深在1450-2300m(米)；地温梯度3-3.3℃/100m(米)；
(3)普通稠油或稀油边底水油藏，50℃原油粘度10-3000mPas；
(4)地层水总矿化度小于3000；
(5)原始气油比小于200；
(6)饱和压力2-14MPa；
(7)剩余油饱和度在40％以上；
(8)水平油井位于断层附近或者构造中高部位和局部微构造高点；
(9)目的层维持压力系数保持在0.8以上；
(10)无严重套损、出砂和漏失现象。
2)按照以下公式确定注入地下二氧化碳气体用量V：
V＝π∮abH
式中：
V——地层条件下的CO2气体体积，m3(立方米)
a，b——处理半径，单位m(米)；
H——生产井段，单位m(米)；
∮——孔隙度
二氧化碳气体在目的油层的作用范围看作椭圆柱体来计算，其处理半
径：
a-短轴，取油藏厚度的一半；
b-长轴，二氧化碳横向作用半径；
所述的二氧化碳横向作用半径是根据油藏渗透率、剩余油饱和度确定作
用半径，为2-8m。
所述的二氧化碳横向作用半径当剩余油饱和度高于45％时取2-5m，低于
45％时取5-8m。
3)确定注入液态二氧化碳质量，计算公式为：m＝ρv；
其中：
m为质量，单位(t)；
ρ为密度，单位(t/m3)；
v为体积，单位(m3)；
采用标准图板可查出地层条件下的CO2的密度；
步骤3)所述的CO2密度当地层温度60-80℃，压力15-23MPa时，CO2的密
度为0.45-0.75t/m3；低压高温取低值，高压低温取高值，一般取0.6t/m3。
4)确定注入速度为3～5t/h，并从油套环空一次注入步骤2)和3)确
定的CO2；
步骤4)所述的注入速度满足条件是：
(1)注入压力低于油层套管最大承压；
(2)低于地层破裂压力；
(3)以设备最高注入能力注入；
(4)以储层最大吸入能力注入。
5)焖井反应，时间为15-30d(天)；
6)开井生产。
步骤6)所述的开井生产时使用3-5mm油嘴控制放压，控制油层CO2与
原油的分离速度，采液强度控制在0.05-0.2m3/m*d正常生产。
步骤6)所述的开井生产时在回采过程中，检测邻井套管气中二氧化碳
的含量，单井每天检测一次，时间约1个月，了解该井是否发生气窜，确定
二氧化碳的吞吐效果。
本发明使现有复杂的、高投入、高风险、低效益或无效益的水平油井找
堵水施工，变成了简便、经济高效，并且安全可靠、绿色环保的措施。可实
现通过判断综合确定油井潜力，无需找水确定具体出水段；施工简单，只要
确保井口、井筒及泵况完好，不需要动管柱作业，施工周期一般2-3d；施工
费用30-50万元；可实施经济有效率高达94.1％，平均单井增油>330t，降水>
3000m3。注入一吨CO2可换取一吨原油，减少产水10方，投入产出比可达到1∶
3.6(油价按60美元/桶计算，未计控水和CO2减排效益)。并且埋存了部分
CO2。
本发明与现有技术效益对比
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附图说明
图1计算模型；
图2Ng6小层构造井位图；
图3G104-5P115采油曲线图；
图4G104-5P115井眼轨迹图；
图5注入流程；
图6G104-5P115施工曲线图；
图7Nm I7小层顶面构造图；
图8M28-P4井眼轨迹图；
图9M28-P4采油曲线图；
图10M28-P4施工曲线图。
具体实施方式
以下根据附图和实例进一步说明本发明。
本发明作用机理是向非正常水淹水平井内注入一定量的CO2气体，利用
其主要与储层内原油作用膨胀、降粘、降低表面张力；其次是与水作用使水
碳酸化，提高水的粘度；与储层及岩石作用增能、提高渗透率；等等多项作
用机理，使CO2作用范围内的储层含油饱和度升高，油水粘度比降低，油相
渗透率提高，水相渗透率降低，油流动能增加，储层渗透率提高；同时会把
大部分舌进或指进水挤出窜流优势通道，形成局部油墙，恢复部分油相渗透
率，起到封堵水流通道，改善产液剖面的作用，从而提高油相流量，降低水
相流量，使高含水井含水显著下降，产油量明显上升，达到控水增油目的。
本发明实例1如下：
1、选井：一口高孔高渗常规稠油边底水油藏中的非正常水淹井，构造
位置见图2。孔隙度30.75％，渗透率905.3md，油藏埋深1730m；油藏压力
15.4MPa，地层压力系数0.89；油藏温度63℃；原油粘度475mPa.s；原油密
度0.94g/cm3。地层水矿化度1037。由于投产过程中入井液与底水沟通，导
致投产即高含水，属非正常高含水。生产情况图3。油层厚度6m，单井生产
井段44m/1段，井眼轨迹见图4。控制地质储量2.5wt、可采储量0.5wt，剩余
可采储量0.5wt，剩余油饱和度50％。综合分析各项条件，本井符合CO2吞吐
控水增油选井原则。
2、CO2吞吐工艺设计：
A 气体用量设计
①计算模型：图1是计算模型示意图；
二氧化碳气体在目的油层的作用范围看作椭圆柱体来计算，计算模型及
参数计算：
a，b——处理半径，a取3m；b取5m；
H——生产井段，44m；
∮——孔隙度30％
V——地层条件下的CO2气体体积，m3；
②地下二氧化碳体积计算：V＝π∮abH
＝3.14*0.3*3.0*3.0*44＝373m3
③液态二氧化碳质量计算：公式：m＝ρv＝373*0.6＝223t
质量：m(t)
密度：ρ(t/m3)
体积：v(m3)
采用标准图板可查出地层条件下的CO2的密度(当地层温度63℃，压力
15.4MPa时，CO2的密度为0.6t/m3。
B 注入压力、速度：以储层最大吸入能力注入，本井预计注入压力10MPa
以下，速度为3～5t/h；如遇压力超出预计值，则注入压力控制在低于地层
破裂压力下。
C 注入方式及施工流程
注入前确认井筒泵况良好，有杆泵举升运行正常。从油套环空一次注
入CO2液体设计量。
注入流程见附图5：
D 焖井时间：15-30d(15d后井口压力出现下降或压力不降即可开井)
E 开井方式与生产控制
一是开井释放井筒压力时，使用3-5mm油嘴控制放压。
二是采液强度控制在0.2m3/m*d正常生产，尽可能确保平稳连续生产。
3、施工材料及设备准备
(1)按照CO2设计量，采用专用CO2运输罐车，备足纯度99.9％的CO2223t；
(2)撬装气体注入泵用于注入CO2，井场配备50KVA三相交流电源；
(3)地面施工管线：用27/8油管连接CO2注入泵和套管闸门；
(4)40m3大罐1具。
4、井筒及井口准备
(1)井筒套管完好无破损，承压40MPa以上；
(2)确认井内有杆泵举升系统及地面配套设备工况正常；
(3)将有杆泵放入泵底，倒出光杆，更换250型清蜡闸门，装好油套压
表(按设计压力配套)；
(4)对采油树及施工管线试压25MPa，不渗不漏；
5、施工步骤
(1)打开油、套管闸门；
(2)按设计量、注入压力、排量等参数，从套管注入二氧化碳，实际注入
施工曲线见图6；油管有液体返出＞0.5m3后关闭油管闸门；
(3)关闭套管阀门，焖井反应22d；
(4)开井：
A、用5mm油嘴控制放套压；
B、按设计采液强度要求确认工作制度(实际本井因处在试验初期阶段，
未能实现合理控制产液量)，要求平稳连续生产。实施结果见图3。实施后
日产油从1.36吨上升到16.47吨，含水从98.1％下降到16.8％，累计增油
521吨，降水2066方。增油效果明显，但有效期40天，较短。施工总投入
29.8万元，产出153.1万元(只按60美元/桶计算了增油收益，未计算减
少产水和碳排放收益)。
在回采过程中，检测邻井套管气中二氧化碳的含量，单井每天检测一次，
时间约1个月。其监测目的是了解该井是否发生气窜，确定二氧化碳的吞吐
效果。
本发明实例2如下：
1、选井：一口常规稠油边底水油藏中的水平井，位于断层根部较高部
位，见图7。生产井段173.7m/2段；油层厚度6m，见图8。油藏埋深：1530m；
油藏压力：14.8MPa；孔隙度29.09％，渗透率148.8md；油藏温度：60℃；
原油粘度：116mPa·s(地下)/240mPa·s(地面50℃)，原油密度：
0.9410g/cm3；小层地质储量7wt，采出程度仅为4.0％，标定水驱采收率10.0％。
生产初期含水上升快，采出程度仅为4％时就已含水100％，分析认为初期液量
高，采液强度大造成局部底水锥进，见图9。符合CO2吞吐控水增油选井原则。
2、CO2吞吐工艺设计：
A 气体用量设计
①计算模型：
二氧化碳气体在目的油层的作用范围看作椭圆柱体来计算，本井计算模型及
参数计算：
a，b——处理半径，a取3m；b取2m；
H——生产井段，173m；
∮——孔隙度29.09％
V——地层条件下的CO2气体体积，m3；
②地下二氧化碳体积计算：V＝π∮abH
＝3.14*0.29*2.0*3.0*173＝945m3
③液态二氧化碳质量计算：公式：m＝ρv＝945*0.58＝548t
质量：m(t)
密度：ρ(t/m3)
体积：v(m3)
采用标准图板可查出地层条件下的CO2的密度(当地层温度60℃，压力
14.8MPa时，CO2的密度为0.58t/m3。
由于受成本控制影响，本井实际设计只注入270吨。
B 注入压力、速度：以储层最大吸入能力注入，本井预计注入压力10MPa
以下，速度为3～5t/h；如遇压力超出预计值，则注入压力控制在低于地层
破裂压力下。
C 注入方式及施工流程
注入前确认井筒泵况良好，有杆泵举升运行正常。从油套环空一次注入
CO2液体设计量。
注入流程见图5：
D 焖井时间：15-30d(15d后井口压力出现下降或压力不降即可开井)
E 开井方式与生产控制
一是开井释放井筒压力时，使用3-5mm油嘴控制放压。
二是采液强度控制：由于本井生产井段长，所以要求控制在0.05m3/m*d
以下正常生产，尽可能确保平稳连续生产。
3、施工材料及设备准备
(1)按照CO2设计量，采用专用CO2运输罐车备足纯度99.9％的CO2270t；
(2)撬装气体注入泵用于注入CO2，井场配备50KVA三相交流电源；
(3)地面施工管线：用27/8油管连接CO2注入泵和套管闸门；
(4)40m3大罐1具。
4、井筒及井口准备
(1)井筒套管完好无破损，承压40MPa以上；
(2)确认井内有杆泵举升系统及地面配套设备工况正常；
(3)将有杆泵放入泵底，倒出光杆，更换250型清蜡闸门，装好油套压
表(按设计压力配套)；
(4)对采油树及施工管线试压25MPa，不渗不漏；
5、施工步骤
(1)打开油、套管闸门；
(2)按设计量、注入压力、排量等参数，从套管注入二氧化碳270t，注入
施工曲线见图10；油管有液体返出＞0.5m3后关闭油管闸门；
(3)关闭套管阀门，焖井反应22d；
(4)开井：
A、用5mm油嘴控制放套压；
B、按设计采液强度要求确认工作制度，平稳连续生产。实施结果见图
8。实施后日产油从0上升到10.69t，含水从100％下降到0.6％，累计增油
1361t。施工总投入29.8万元，产出400.13万元。
6、其他实施要求：如井控、资料录取等要求同实例1。