BLX潛山油藏CO2注氣試驗研究

摘" " 要：開展潛山油藏CO2注氣試驗研究，選用35 MPa CC級井口、Y441耐高溫高壓氣密封隔器、BGT3型氣密扣油管進行高溫深層液態CO2注入；通過室內實驗明確CO2腐蝕機理，采用封隔器卡封、環空替入保護液的方式保護上部套管，環空保護液選用了HZ-4緩蝕劑。現場試驗驗證了注氣管柱的可靠性，累計注入液態CO21.3×104 t，對應油井階段增油800 t以上，表明霧迷山潛山油藏注入性良好，具備大規模埋存CO2的條件，同時證明了CO2驅提高采收率的可行性，潛山油藏開展大規模碳埋存、碳驅油，對于助力我國實現碳達峰、碳中和具有重要意義。

關鍵詞：碳埋存；碳驅油；注氣管柱；套管防腐

Experimental study on CO2 injection in BLX Buried Hill Reservoir

DU Hang， LI Dong， ZHU Zhiguo， HOU Dongxing， GU Shengqun

The Third Oil Production Plant of PetroChina North China Oilfield Company， Cangzhou 062450， China

Abstract：An experimental study on CO2 injection in buried hill reservoirs was conducted. A 35 MPa， CC level wellhead， Y441 high-temperature and high-pressure gas sealing packer， and BGT3 type airtight buckle oil pipe were selected for high-temperature and deep liquid CO2 injection. The mechanism of CO2 corrosion was clarified through indoor experiments， and the upper casing was protected by employing a packer to seal and replacing the annulus with protective fluid. The formulation of the corrosion inhibitor for the annulus protection fluid is designed as HZ-4. The reliability of the gas injection pipe string was verified through experiments. The cumulative injection of 13 000 tons of liquid CO2 corresponds to the oil increase of more than 800 t in the oil well stage， which shows that the buried hill reservoir of Wumishan has good injectivity and the conditions for large-scale CO2 storage. It also proves the feasibility of CO2 flooding to improve oil recovery， which is of great significance for the buried hill reservoir to carry out large-scale carbon storage and carbon flooding and help China achieve carbon peaking and carbon neutrality.

Keywords：carbon storage; carbon flooding; gas injection pipe string; corrosion protection of casing

當油田進入中后期開發階段，注氣驅油成為原油穩產的重要手段，其中CO2驅油技術可在驅油利用的同時實現碳封存[1]。目前碳酸鹽巖油藏提高采收率的技術主要是CO2混相驅油、烴類混相驅油及火燒油層，注氣驅油無論是在應用項目數量還是在增油效果方面都占絕對優勢[2]，國內基本處于室內實驗和現場井組試驗階段。華北油田潛山油藏已投入開發40多年，可采儲量采出程度已經高達97.9%，綜合含水95.8%，采油速度低于0.1%，穩產難度大，常規挖潛措施如堵水、風化殼挖潛、降壓開采、大規模提液等，僅能減緩潛山油藏的遞減；并且選井難度越來越大，大量的剩余油難以有效動用。另外，潛山油藏地處京津冀經濟比較發達地區，周邊鋼鐵和化工企業較多，CO2排放量比較高。綜合地理位置、油藏的特性來看，潛山油藏適宜開展大規模CO2驅油與埋存，在提升油藏采收率的同時，可為我國實現“碳達峰、碳中和”的目標提供有力的技術手段。

1" " BLX潛山油藏概況

BLX油藏構造上處于冀中坳陷饒陽凹陷東部潛山帶中段八里莊潛山群。地質儲量3 × 108 t，其所處的饒陽凹陷內分布有10個潛山油藏，產油層位是薊縣系霧迷山組霧六段到霧九段，油藏中深3 904 m，原始地層壓力38.4 MPa，溫度135 ℃，生產井段3 615～3 939.5 m，油藏類型為塊狀底水低飽和油藏，儲層高角度裂縫發育，上覆沙二、三段穩定砂泥巖蓋層，儲蓋組合優越，溫壓條件適合，構造傾角大，儲層厚度大，十分有利于注氣重力驅。潛山頂面相接觸地層巖性均為泥巖，單層厚度5～37 m，整個沙河街組二段、沙河街組三段地層平均厚度263 m，泥地比77.2%，蓋層密封性好；對接地層為沙河街組二段、沙河街組三段的一套砂、泥巖地層，斷層下降盤的馬46井在該段地層無油氣顯示，斷層封閉阻斷油氣運移。該油藏自1978年3月（馬25井獲高產油流）開始投入開發，儲層巖性為白云巖，含油面積為2.9 km2，地質儲量1 199.59×104 t，標定采收率27.5%。截至目前，BLX潛山共有采油井13口，生產套管D177.8 mm、壁厚10.36 mm、內徑157.08 mm。其中，開井7口，日產液335.8 t，日產油53.2 t，綜合含水83.88%，累產油296.6 × 104 t，采出程度24.7%，選擇構造高位的馬76井作為CO2注入井。另有注水井2口，目前都已關井，累積注水317 × 104 m3，累積注采比0.33。

2" " 注氣管柱

國內油田CO2注入井常采用兩種注氣管柱：一是氣密扣油管+可取式氣密封隔器，二是連續油管+可鉆式插管封隔器[3]。從應用情況來看，氣密扣油管+可取式氣密封隔器現場應用較為成熟，故優先考慮該種注入方式[4]。

2.1" " 油管

馬76井設計日注110～500 t純液態CO2，不含水，借鑒ISO 17348：2016《石油和天然氣工業套管、油管和井下設備用高含量CO2的材料選擇》的規定（如表1所示）：對于干氣（給定壓力下，在高于水露點至少10 ℃下運行的氣體）注入，可選擇碳鋼，無需進行內部防腐處理。然而，對于井下設備在施工/試生產階段，若存在游離水，則需要進行一定的防腐處理，只有是干氣時可選擇碳鋼，同時應考慮CO2的分壓[5]。

考慮馬76井正常生產時動液面在井口，完井作業壓井、座封封隔器等工序，工作液為水基，油管內壁可能存在水膜，在注入CO2的初期，油管可能發生較強腐蝕，以及吉林油田注入液體CO2過程中出現的油管腐蝕斷裂情況，選用CRA材質防腐油管[5]，通過室內材料模擬實驗評估，9Cr以下材質腐蝕速率均不能滿足0.076 mm/a的行業標準要求，只有13Cr及以上材質才可滿足，同時按抗拉安全系數不低于1.8、三軸向安全系數不低于1.6進行校核，兼顧后期油管存在重復使用的需求，選用13Cr-110材質的BGT3氣密扣油管，其性能見表2。該油管螺紋在拉伸、壓縮、內外壓和彎曲狗腿度20°/30 m復合載荷工況下，VME等效應力達到95%，接頭無泄漏；同時螺紋采用熱滲鋅表面處理替代鍍銅處理，接頭抗粘扣性能再上一個新臺階，反復進行20次上卸扣均無粘扣，可實現反復利用。

2.2" " 封隔器

考慮BLX潛山油藏地層壓力38.4 MPa、溫度135 ℃，以及注入介質特點，選用Y441耐高溫高壓封隔器，如圖1所示。該封隔器氣體環境下可承壓70 MPa，工作溫度177 ℃，本體材質為13Cr-110；膠筒密封系統采用組合式膠筒結構，并設計下端坐封活塞缸套和上、下端卡瓦在膠筒的兩端，用于承受雙向壓差。上、下端卡瓦可以收縮，防止入井時與套管發生磕碰。油管打壓后，封隔器的鎖環、卡瓦套上的銷釘被剪斷，雙活塞同時上行撐開卡瓦，坐封在套管上，繼續打壓上、下活塞的上行壓縮膠筒，保證全部液壓坐封力都作用在卡瓦和膠筒上，確保卡瓦的錨定和膠筒充分壓縮。鎖環裝置將鎖緊并保持坐封力，確保封隔器坐封持久有效。

相比于常規密封膠筒，該封隔器氣密膠筒為組合密封形式，如圖2所示，中間三組膠筒和內部密封圈組成密封系統，端部塑性橡膠和金屬背圈組成保護和承壓系統，共同作用極限測試可滿足15 kpsi （1psi=6.895 Pa）密封要求。橡膠選用氟橡膠為基礎的復合材料，按照ISO 37：2005《硫化或熱塑性橡膠—拉伸應力—應變特性的測定》在150 ℃條件下預計，膠筒理論有效期限5 a以上[6]。

3" " 注入井口

3.1" " 注入壓力預測

CO2在井口處為液態，密度在1 000 kg/m3左右，隨著注入井筒中溫度、壓力升高，在1 174 m附近由液態變為超臨界態。根據數值模擬地層壓力預測結果，馬76井井底流壓37.8～41.5 MPa，液態井段靜液柱壓力：P1=1 000 × 9.81 × 1 174 × 10-6=11.5（MPa）；超臨界態井段靜液柱壓力：P2=775 × 9.81 × 2 526 × 10-6=19.2（MPa）。

計算馬76井的井口注入壓力7.1～10.8 MPa，結合馬77井試注液態CO2情況（見圖3），累計注入744.72 t，最大注入速度達到200 t/d，日注氣量10 × 104 m3（196 t）條件下，注入壓力在10 MPa左右。經以上分析，確定注入壓力為10～20 MPa。

3.2" " 井口選擇

根據QG/HBYT 156—2016《石油與天然氣井下作業井控實施細則》規定：井口裝置的額定工作壓力必須為預測井口最高關井壓力130%以上，“高壓、高含硫井”在常規井口設計要求基礎上提升一個壓力級別[7]。按預測注氣壓力10～20 MPa，以及GB/T 22513—2013《石油天然氣工業 鉆井和采油設備 井口裝置和采油樹》的規定（見表3），選用KZQ160∕65-35 CC級注氣井口（如圖4所示）。

該井口規范級別：PSL3G；性能級別：PR2；材料級別：CC級鍛件；溫度級別：L—U（-46～121 ℃）；額定工作壓力：35 MPa；連接形式：法蘭連接。井口CC級材料選用為所有承壓件采用410（12Cr13）不銹鋼整體鍛造，保證井口的抗CO2腐蝕性能。

井口中部設計有AQF65-35液動安全閥，閥門在內部彈簧力的作用下處于常關狀態，當需要打開通路時，需要連接液壓控制系統，通過液壓泵，在液動壓力的作用下，液缸活塞推動彈簧，迫使閥門內部閘板下移，從而打開閥門；當井口遇到緊急狀況時，控制系統能及時接收信號實現閥門、液缸的快速泄壓，使閥門快速緊急關閉；井口大四通在懸掛器下方設計有PFF160-35平板閘閥，當井口進行起出油管及懸掛器作業時，若無需另外安裝防噴器或封井器，則可快速關閉井口；在壓力等級選用上，為了注氣井口產品的安全性，采用法蘭連接的連接形式。

4" " 套管防腐工藝

馬76井為完鉆于上世紀八十年代的老井，完井套管為非氣密普通碳鋼材質，不具備防腐性能，因此需采用封隔器卡封、環空替入保護液等措施保護上部套管。在油田CO2驅現場試驗研究中發現，出現的腐蝕主要以CO2腐蝕為主[8]。

4.1" " CO2腐蝕機理研究

4.1.1" " 溫度的影響

溫度升高時，水中CO2的溶解度降低，此時對金屬的腐蝕表現為抑制作用；但是溫度升高也會加快電化學反應的速度，加速金屬材料腐蝕；若腐蝕產物FeCO3膜完全覆蓋金屬表面，將金屬與腐蝕介質隔開，則起到抑制腐蝕作用；當腐蝕產物FeCO3膜未能完全覆蓋金屬表面時，電化學反應隨溫度升高而加速[9]。

根據統計，CO2驅生產井工況設定的室內試驗條件：溫度為20～110 ℃，CO2分壓為10～30 MPa，材質為N80，流速為1 m/s，試驗結果如圖5所示。

試驗數據顯示：在20～40 ℃、40～80 ℃、80～100 ℃、高于100 ℃四個溫度區間內，腐蝕速率隨溫度的變化依次為：緩慢增加、線性增加、逐漸穩定、急劇增加。

4.1.2" " CO2分壓的影響

CO2分壓越大，水中形成的H2CO3濃度越大，H+濃度增大，pH值減小，腐蝕加劇。根據工業生產經驗（如表4所示），可以通過CO2分壓來判斷腐蝕嚴重程度。

設定室內試驗條件：CO2分壓為0～21 MPa，溫度為20～110 ℃，材質為N80，流速為1 m/s。試驗數據表明：在一定溫度范圍內，CO2分壓越大，其溶解于水中生成的H+濃度越大，腐蝕加劇，如圖6所示。

4.1.3" " 流速的影響

金屬材料處于不同流速的腐蝕介質中時，CO2產生的腐蝕類型不同。根據統計CO2驅油井工況設定的室內試驗條件：N80試片，CO2分壓2.5 MPa，試驗溫度為60 ℃，試驗周期取72 h，流速分別取表5中的數值時，測定金屬的腐蝕速率。試驗結果如表5所示。

表5所示的試驗數據表明：腐蝕速率隨著流速的增加而增加。

4.2" " 套管防腐保護液選擇

在試驗研究油井CO2腐蝕因素的基礎上，為解決CO2腐蝕問題，優選出了相應的HZ-4緩蝕劑配方。HZ-4主要由咪唑啉衍生物、季銨鹽及有機膦等組分構成，易溶于水，有輕微異味，無明顯毒副作用，可以在金屬表面形成一層保護膜，對套管、油管及井下設備起到緩蝕作用[10]。

運用高溫高壓腐蝕速率測試儀進行腐蝕掛片實驗，評價HZ-4緩蝕劑在不同濃度下對N80鋼片的緩蝕效果。實驗條件：溫度為135 ℃，CO2分壓為2 MPa，實驗現象及結果見表6。

從實驗結果可以看出，評價的環空保護液對N80鋼片起到緩蝕作用，隨著加藥濃度的增加，緩蝕效果也隨之增強。按照腐蝕速率不得超過0.076 mm/a的標準，確定緩蝕劑的濃度為15%。

5" " 現場應用

5.1" " 馬76井作業情況

馬76井經通井、刮削、套管試壓等工序處理完井筒后，依次下入噴砂管（底帶球座）+D73 mm加厚油管短節1根+Y441氣密防腐封隔器+D73 mm油管短節1根+D73 mm油管2根+D73 mm加厚油管短節1根+D73 mm油管371根+油管掛，經過校深后上提管柱1.5 m，封隔器卡點3 578.21 m，投球打壓坐封，油管正打壓至7 MPa后穩壓2 min，提高壓力至10 MPa后穩壓3 min，提高壓力至12 MPa后穩壓3 min，提高壓力至15 MPa后穩壓5 min，提高壓力至20 MPa后穩壓5 min，提高壓力至25 MPa后穩壓5 min，繼續提高壓力至35 MPa后壓力驟降至4 MPa。驗封，油管試注水，試注水最高壓力10 MPa，觀察套管環空無反液，封隔器坐封良好。

5.2" " 馬76井注氣情況

馬76井于2022-11-15開始注氣，日注氣量由50 t逐步增加至500 t，注入最高油壓10 MPa，套壓始終為0 MPa，累積注入CO2（液態）1.3 × 104 t，折合地面體積660 × 104 m3，如圖7所示。

聯通井馬30-3X在注氣后見到明顯降水增油反應（見圖8），高峰期日增油10 t，含水下降18%，階段增油800 t。

6" " 結論

1）馬76井現場累計注入液態CO2達1.3 × 104 t，最高注入壓力10 MPa，最高日注入量500 t，注入過程隨著注入量的增加，注入壓力呈下降趨勢，表明霧迷山潛山油藏注入性良好，具備大規模埋存CO2的條件。

2）馬76井注入液態CO2后，同區塊油井馬30-3X井液量保持不變，含水大幅下降，降水增油反應明顯，初步證實了霧迷山潛山油藏CO2驅提高采收率的可行性。

3）經過室內試驗與現場實施，形成了“CC級井口+氣密扣油管+氣密封封隔器”的潛山油藏深層高溫井CO2注入方案、“氣密扣油管+氣密封封隔器+環空添加防腐液”保護套管的井筒防腐方案，保證了CO2大批量注入的安全性與注入井套管的防腐效果。

參考文獻

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[10]" 王建剛. 油氣管材的二氧化碳腐蝕行為研究[D]. 蘭州：蘭州理工大學，2004.

作者簡介：

杜" " 航（1993—），男，陜西米脂人，工程師，2014年畢業于西安石油大學石油工程專業，現主要從事油田采油工程技術管理工作。Email：171070347@qq.com

收稿日期：2024-02-27