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坚定生态优先理念,依靠二氧化碳精准吞吐与碳埋存技术实现增油增效降碳目标,并不断开展原创技术攻关——

冀东油田打造绿色低碳2.0版本

  8月24日,冀东油田高66x1断块低渗油藏CCUS先导试验已进入现场实施阶段,4口注气井中的3口已完井,预计8月底实现注入。

  近年来,冀东油田坚定不移走生态优先、绿色发展之路,依靠二氧化碳精准吞吐与碳埋存技术实现了增油增效降碳目标,形成了二氧化碳利用与封存产业化新模式,迎来了油田绿色低碳、高质量发展的转型新阶段。

  引入二氧化碳吞吐采油技术——变废为宝 实现效益开发

  冀东油田浅层油藏非均质性强,边底水活跃,含油面积小,难以形成有效驱替井网。在历经水平井开发、强采提液开发后,剩余油高度分散,整体进入特高含水开发阶段。油藏开发进入瓶颈期,急需开展高效控水稳油技术研究,寻找增产新途径。

  2010年,冀东油田开发技术攻关团队提出了“堵疏结合、以疏为主”的技术路线,引入二氧化碳吞吐采油技术,从矿场试验到室内研究开展了一系列技术攻关。开展稠油油藏水平井单井二氧化碳吞吐技术先导试验,将二氧化碳注入地层,利用二氧化碳溶胀、降黏、泡沫贾敏效应,提高原油流动性能并改善油水流度比,有效改善稠油水平井低产低效的生产现状,不仅增加了原油产量,并且同时实现了二氧化碳的埋存,使二氧化碳物尽其用,变废为宝,并逐步发展成为冀东油田浅层油藏第一代提高采收率技术,实现了环境保护与原油效益开发的融合共赢。

  截至目前,冀东油田累计实施二氧化碳吞吐2690余井次,综合利用二氧化碳101万余吨,累计增油94万吨。

  历经三个阶段形成技术系列——规模推广 做好引领示范

  冀东油田应用二氧化碳吞吐采油技术以来,经过12年发展,历经“单井吞吐”“协同吞吐”“精准挖潜”三个阶段,明确了高孔高渗油藏特高含水阶段不同吞吐模式提高采收率主要机理;油藏上经历了从单井到井组协同再到油藏整体挖潜的转变;工艺上实现了从单一气体吞吐到复合段塞吞吐、从笼统注入向精准挖潜的转变。

  这项技术经过2010年11井次到2021年451井次的规模应用,明确了二氧化碳吞吐作为冀东油田浅层油藏特高含水阶段提高采收率的主体有效技术,实现了油田全面推广应用,并逐步向国内同类型油藏推广,在行业内发挥了良好的示范引领作用。截至2021年底,冀东油田综合利用二氧化碳108万余吨,实现阶段累计增油98万吨,取得了显著效果。同时,确定了冀东油田特色二氧化碳吞吐技术系列,逐步形成碳捕获、利用、封存与提高采收率关键技术体系。

  由CCS到CCUS先导试验——循环利用 打造升级2.0版本

  2010至2021年,冀东油田二氧化碳吞吐累计注入二氧化碳101.4万吨,采出二氧化碳48.2万吨,地下埋存二氧化碳53.2万吨,埋存率为52.5%,为保护生态环境做出有益探索。此外,根据矿场及数值模拟结果预测,冀东油田通过吞吐可埋存二氧化碳79万吨。

  在规模应用二氧化碳吞吐技术的同时,冀东油田研究攻关团队还发展和完善了复杂井筒状况与地面环境下二氧化碳吞吐施工注入、采油生产与地面集输全流程配套工艺,实现了二氧化碳全流程密闭集输利用,并形成二氧化碳回收循环利用技术,实现了二氧化碳的零外排,为碳埋存提供了技术储备,也为打造二氧化碳精准吞吐与碳埋存技术2.0版本积累了经验。

  目前,在“双碳”目标背景下,冀东油田积极开展深层低渗油藏二氧化碳驱矿场试验,为深层油藏大幅提高采收率提供技术路径。

  今年年初以来,冀东油田在高深北区高66x1断块低渗油藏启动了CCUS先导试验,采用碳驱油碳埋存技术,实现绿色低碳发展。该先导试验全周期分为两种模式、三个开发阶段,即碳驱油、碳埋存模式,连续注气、水气交替、碳埋存阶段。设计注气井4口、采油井12口,预测全周期提高采收率45个百分点,其中注气和水气交替阶段提高采收率30个百分点,埋存阶段提高采收率15个百分点,埋存二氧化碳102万吨,埋存率为100%。高66x1断块低渗油藏CCUS先导试验的实施,促进了“二氧化碳吞吐”技术系列的可持续发展,为实现经济与生态效益共赢提供了技术支撑。

  “通过二氧化碳驱提升油藏采收率的同时实现碳埋存,是推动油田绿色低碳发展的有效举措,也是复杂断块油藏大幅提高采收率的新路径、新方法。在推进碳驱油碳埋存先导试验的同时,我们还要聚焦CCUS规划目标和难点,不断开展原创技术攻关,争取走在国内CCUS产业发展的前列。”冀东油田研究院一级工程师毕永斌说。

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