埃尔姆古力油田的CO2驱开发

由于埃尔姆古力油田的储层渗透率非常低（0．01～0．04md），因此在油田的开发过程中采用了长水平井和大规模压裂技术。该油田一次采油的采收率非常低，只有约5％～10％。尽管一次采油之后地下仍剩余大量的石油，但是由于储层的渗透率极低，二次采油技术的应用受到了一定的限制；例如，因储层注入能力很差而不适用于注水开发。二氧化碳驱可能是提高采收率最好的选择，但是这类油藏的CO2驱开发技术仍不成熟。本文以埃尔姆古力油田为例，介绍流体流动通道以裂缝为主的致密油藏水平井CO2驱开发的效果。为了分析埃尔姆古力油田CO2驱开发的效果。选取了油田的一个开发单元进行油藏模拟。这个开发单元的面积为2英里×2英里，有6口单分支水平井。建立了两个不同的油藏模型：一次采油模型和CO2驱模型，用于确定CO2驱开发可以提高的采收率。此外，还在不同的奈件下对CO2驱开发模型进行了运行，确定最佳的注入井住和注气方案。这些模型的模拟结果表明，埃尔姆古力油田水平井CO2驱开发可以提高石油产量。对垂直井和水平井注气的效果进行了对比，结果表明水平井连续注CO2驱油的效果更好；这种方法的注气量更多，而且也有利于长期开采。具体到水平并注气，最好的方案是在把现有的生产井转注的同时钻新的水平注气井。为满足生产需求，最好在两口生产井之间部署一口注气井。采用这样的水平井注采井网，可在注气开发18年后将油田的采收率提高16％。相比之下，单并周期性注气只能提高采收率1％；但是在无法获得连续CO2供应的情况下，这种方法也可以用来提高埃尔姆古力油田之类油藏的采收率。本文只从技术层面讨论埃尔姆古力油田CO2驱开发，不涉及经济层面的问题。从本文的研究看来，在该油田开展CO2驱采油是可行的，但具体哪种方案最佳，要取决于油价以及钻水平注入井或生产井转注的成本.