双碳愿景下CCUS提高油气采收率技术

二氧化碳(CO_(2))捕集与封存技术(CCS)是实现“双碳”目标的一项重大技术,如何运用CCS技术实现碳减排,成为全球关注的热点问题。因地质体具有良好的封闭性和巨大的封存潜力,CO_(2)地质封存成为碳封存的首选方式。单纯的地质封存项目成本高昂,不适宜开展大规模推广;油气藏注CO_(2)提高采收率技术在全球范围内已经较为成熟,其目的主要是提高油气采收率。将这两者相结合,大幅度提高油气采收率的同时,可实现CO_(2)长久安全封存,节约碳封存成本。在对CO_(2)地质封存与油气藏注CO_(2)提高采收率技术的作用机理与发展现状进行阐述的基础上,提出“双碳”愿景下中国油气工业应大力发展二氧化碳捕集、利用及封存(CCUS)提高油气采收率技术,实现CO_(2)绿色资源化利用,达到既实现CO_(2)的地质封存又提高油气采收率双赢的目的。指出目前的技术瓶颈及进一步发展的方向,特别是随着油气勘探开发领域向非常规、难采储量油气藏发展,中国大力发展CCUS提高油气采收率技术更具重要性和迫切性,并且具有广阔的应用前景,对于中国顺利实现“双碳”目标,保障国家能源安全及可持续高质量发展具有重要意义。

天然气提高采收率理论基础、技术方法与发展方向

中国大部分主力气田相继进入开发中后期且整体采收率不高,天然气提高采收率研究与实践形势迫切。为了促进天然气提高采收率理论技术进步和开发水平提高,建立了统一、具有普遍适用性的天然气采收率评价模型,分析了影响天然气采收率的关键因素,明确了天然气提高采收率发展前景与方向。研究结果表明:①储量利用程度、压降波及系数和压力衰竭效率是影响天然气采收率的3个关键因素,天然气采收率是3个关键因素对应系数的乘积;②结合安岳气田龙王庙组气藏、克拉2气田、苏里格气田和川南页岩气等开发实践,针对常规水驱气藏、致密气和页岩气等非常规气,通过提高储量利用程度、压降波及系数和压力衰竭效率预计可提高采收率6~15个百分点;③提出了天然气提高采收率理论技术攻关方向,包括明确气藏提高采收率机理、研发提高采收率新方法、加强提高采收率技术现场试验。结论认为,研究结果奠定了天然气提高采收率理论基础,系统形成了不同类型气藏提高采收率技术方法,为已开发气田提高采收率和持续稳产提供了技术支持,并可促进我国天然气产业持续健康快速发展,对保障国家能源安全具有重要指导意义。

乳化沥青提高原油采收率研究进展

乳化沥青具有注入性能好、封堵强度高等优点,作为一种选择性堵剂在油田提高采收率领域比其他化学剂体系更具应用潜力。本文总结了国内乳化沥青堵水体系的开发历程及现场选择性堵水的应用效果。通过调研近年来国内外文献,概述了乳化沥青堵水的作用机理,一种是作为乳液的作用机理,主要是乳液颗粒被变形捕获产生贾敏效应和乳液液滴的机械滞留使水的流动阻力增大;另一种是其分散相也就是乳液破乳后沥青的作用机理,主要是沥青黏附在岩壁上起到的堵水作用。同时,总结了乳化沥青稳定的主要影响因素,包括温度、水相中的电解质浓度和pH值以及分散相中的沥青质,并且论述了各因素影响乳化沥青稳定性的作用机理。最后,详细叙述了乳化沥青应用于油田调剖堵水领域的最新研究进展,研究表明乳化沥青不仅具有优异的封堵效果,还具有独特的封堵选择性。此外,乳化沥青还能与CO_(2)吞吐、泡沫调驱组成复合增产技术进行现场应用,并且指出了乳化沥青应用于调剖堵水领域存在的问题与未来展望。

致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术

建立渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型,进行致密油多场耦合模拟,揭示致密油长期注水后压力场、渗流场和应力场的变化规律,在此基础上提出了致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。研究表明:致密油长期注水开发后,压力扩散范围小,难以建立有效驱替系统,地应力的变化幅度呈现差异性,水平最小主应力变化幅度大于水平最大主应力,注水井地应力变化幅度大于生产井,注水井周围地应力转向幅度较大。多场重构驱渗结合提高采收率技术通过注水井转采和大规模压裂技术,重构人工体积缝网系统;通过压前补能、压中增能、焖井蓄能、驱渗结合的全生命周期能量补充方法,有效解决了大规模压裂后注入介质易窜流、能量难补充的问题;通过多井联动强化渗吸效应,重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系,由避缝向利用裂缝转变,提高微观波及效率和驱油效率。鄂尔多斯盆地华庆油田元284区块现场应用实践表明,该技术提高采收率12个百分点,可实现致密油规模效益开发。

老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践

传统方式的化学驱项目一般采取“2+3”的协同方式,也就是先通过水驱井网调整一次到位,再实施化学驱,受剩余油认识和预测精度的影响,会出现部分低产低效井,化学驱含水谷底平台期短,提高采收率幅度有限。为此,胜利油田通过基础攻关和探索实践,创新提出了化学驱与动态优化调整加合增效的“3+2”大幅度提高采收率技术,该技术是指在化学驱过程中,充分发挥和利用驱油体系扩大波及体积、提高驱油效率、调整动态非均质性的特点,主动培育、壮大动态剩余油富集区(“油墙”),适时井网调整、重构流场、均衡注采,高效动用、采出“油墙”,最大程度延长化学驱含水谷底平台期,实现三次采油和二次采油(“3+2”)适配优化、大幅度提高采收率的目的。通过大量物理模拟和数值模拟研究,明确了“井网-驱油剂-剩余油”适配优化提高采收率的机理。该技术在胜坨油田二区东三段5砂组进行了应用,通过优化“3+2”井网调整方式、驱油体系和注入参数等,预计区块含水谷底平台期从3 a延长至8 a,最终采收率为60.5%,比原方案采收率再提高7.5百分点。该技术是老油田大幅度提高采收率的关键技术,可以为中外同类型油藏延长化学驱见效高峰期提供指导和借鉴。

南川常压海相页岩气注CO_(2)吞吐提高采收率工程实践

当前研究实验和模拟论证了注CO_(2)吞吐提高页岩气采收率的理论可行性,然而其实际工程效果尚未得到现场试验的验证。为此,基于四川盆地南川常压海相页岩气藏地质赋存及生产特征,开展了页岩等温吸附和CO_(2)—CH_(4)竞争吸附机理研究,实施了国内首次常压海相页岩气衰减井CO_(2)吞吐现场试验,并提出了构建成套技术体系的攻关方向。研究结果表明:①气井生产到后期进入低压低产阶段,表现出地层能量不足的特征,是提高气井采出程度的重要阶段;②常压页岩的CH_(4)和CO_(2)吸附能力明显高于低压或高压页岩,采用CO_(2)提采更具可行性和必要性;③相同条件下的常压、高压和低压3组页岩样品均表现出对CO_(2)的吸附量大于对CH_(4)的吸附量,且对气体的吸附能力依次为南川(常压海相)页岩>长宁(高压海相)页岩>延长(低压陆相)页岩;④试验井注CO_(2)吞吐增产效果明显,页岩气单井预测最终可采储量(EUR)从0.75×10^(8) m^(3)上升到0.90×10^(8) m^(3),单井控制储量5.186×10^(8) m^(3),预计采收率提高了2.9%。结论认为:①实施的国内首次常压海相页岩气衰减井注CO_(2)吞吐试验取得突破性进展,为我国页岩气井提高采收率技术研发与应用提供了重要借鉴与参考;②亟需开展页岩气衰减井CO_(2)提采资源潜力与时机评估、提采效果定量评价与工艺优化等研究,并形成页岩气衰减井注CO_(2)吞吐提高采收率成套关键技术及标准体系。

衰竭底水气藏注CO_(2)提高天然气采收率与碳封存机理

气藏注CO_(2)提高天然气采收率并实现碳封存有望成为大幅度提高天然气产量与碳减排协同的潜在关键技术。为了给底水气藏注CO_(2)高效开发提供指导,针对地层水盐度对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、气藏注气过程中压力变化对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、注采方案对注CO_(2)提高气藏采收率影响、盐度对注CO_(2)提产及封存影响等目前认识不清的问题开展了CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡规律及注CO_(2)提采与封存数值模拟研究。研究结果表明:①随着盐度增加,CO_(2)和CH_(4)在盐水中的溶解度降低,液相的密度和黏度增加,盐度对气相性质几乎没有影响;②随着压力增加,CO_(2)和CH_(4)在液相中的溶解度均增加,气相、液相密度和黏度均增加,液相偏差因子随压力增加而增加,气相偏差因子先减小后增加;③同注同采方案CH_(4)产量更稳定且产出的CO_(2)少,而先注后采方案则会加速CO_(2)与CH_(4)的混合,CO_(2)封存量低,前者更适合注CO_(2)提采及封存;④在不考虑盐析效应的前提下,盐度对CH_(4)采收率和CO_(2)封存量的影响几乎可以忽略不计,不同盐度的衰竭底水气藏中CH_(4)采收率均超过80%、CO_(2)封存率均超过99%,短期注CO_(2)过程中,CO_(2)主要以气态或超临界态的形式被封存,少部分CO_(2)溶解在液相中,100年后CO_(2)在液相中的溶解质量分数约为5%。结论认为,衰竭底水气藏注CO_(2)能增压补能、驱替置换残余天然气,提高采收率并实现碳封存。

低渗砂岩油田CO_(2)驱化学机理及提高采收率研究

针对低渗砂岩油藏进行了CO_(2)驱开发技术研究,分析了CO_(2)驱油化学机理及主要影响因素。基于目标油藏流体特征进行了PVT拟合,确定其CO_(2)驱最小混相压力,明确了不同压力及注入时机对CO_(2)驱采收率、气油比、含水率及驱动压差等的影响规律,探究了CO_(2)泡沫驱在提高采收率方面的效用。结果表明:24.5 MPa为目标区域CO_(2)驱的最小混相压力,采收率会随着压力的升高而增加,28 MPa时CO_(2)驱提高采收率可达30.57%。气体突破时间、总采收率与CO_(2)注入时机密切相关,CO_(2)注入越早,越有利于采收率的提高,出口含水率为60%时注入可提高采收率39.13%。CO_(2)泡沫驱可以在一定程度上起到提高采收率的效用。

赋能纳米碳提高原油采收率研究进展

赋能纳米碳由于高横纵比和两亲化结构,体现出表面活性剂、分子薄膜、胶体、液晶分子和聚合物的多面特性,在纳米化学提高原油采收率领域独具优势和应用潜力。调研总结了一维碳纳米管、二维石墨烯等纳米碳结构和性质的共性与特性,全面归纳了纳米碳的起源、制备方法与赋能路径;提出了油藏高温、高矿化度条件纳米碳的精细调控赋能策略,剖析了赋能纳米碳在水-油和水-岩石界面吸附和组装机制,多维度精细表征手段及信息化物理模拟方法。以水驱油藏波及系数和波及区内驱油效率均低的普遍性问题为导向,基于纳米的分子—粒子跨尺度特征和水-油-岩界面效应提炼了赋能纳米碳大幅扩大波及系数和提高驱油效率的协同耦合机制。最后,提出了赋能纳米碳提高原油采收率规模应用存在的问题和低碳、高效的发展路径。

断块油藏注采耦合提高采收率机理及矿场实践

针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系断块油藏水驱开发后期流线固定导致注入水无效循环的问题,基于渗流力学和油藏工程原理,通过室内物模模拟和油藏数值模拟,提出了“细分开发层系、轮注轮采”的注采耦合开发调整技术,并验证了该技术可提高采收率的原理。研究结果表明:(1)利用注采耦合开发技术建立的“注入期间的高渗通道与低渗通道吸水量比模型”和“采油期间主流线和非主流线产油量比模型”均揭示了“改变压力场促进渗流场调整,实现均匀注入和均匀采出,扩大水驱波及系数和增加驱油效率”的注采耦合渗流力学机制。(2)注采耦合技术可以实现“扩大波及系数、增加驱油效率”,起到类似“调剖”的作用,高含水期通过此项技术可将低渗透岩心的分流率由1.0%提到18.6%,模型驱替更均衡;经过2个轮次的注采耦合调整,高、低渗透岩心的原油采收率分别提高了10.3%和16.1%。(3)研究区D断块古近系沙河街组沙二段Es236含油小层油藏注采耦合开发数值模拟结果显示,主流线和非主流线驱替更均匀,两者压力梯度极差由2.3下降至1.4。经过3个轮次注采耦合开发调整,沙二段3—6砂层组油藏平均综合含水率下降了3.2%,累计增油1 760 t,提高原油采收率2.1%,增油降水效果显著。

X区块一类油层聚驱后化学驱提高采收率研究

X区块一类油层中聚驱后形成优势渗流通道,油层水淹情况严重。为了进一步提高区块动用程度及采收率,采用数值模拟方法对比不同井网重构及化学驱开发效果,结合经济效益优选适合目标区块的提高采收率方法。结果表明:低初黏凝胶可有效封堵优势渗流通道,降低油层水淹程度,聚驱后化学驱可有效提高采收率。综合开发效果和经济效益采取分流线加密油井结合加入低初黏凝胶调堵剂的弱碱三元复合驱体系进一步挖潜聚驱后剩余油,提高采收率8.78%。

周期注水提高油藏采收率技术研究

周期注水驱油就是在一定的注采井网上,对注采井采取开注、停注、转注、增注等措施,在油层中形成变化的压力(势),不断改变注采井网中压力分布的强度,使注入水在层间压差作用下发生渗流,增大毛管渗吸作用;同时能够改变流体在油层中的流向,促进地层流体重新分布,扩大注入水波及系数,提高原油采收率,其主要优点是能充分利用现有井网,通过压力场的调整,使常规水驱时滞留的原油得到动用,扩大注入水的波及体积,提高注入水利用率,从而提高水驱的采收率。

新型产甲烷菌系提高极限含水油藏采收率技术

我国东部老油田已整体进入特高含水开发阶段,呈含水上升快、采油速度低、水驱效益低等开发特征,现有提高采收率技术已无法实现原油的经济采出,亟需建立接替技术。为此,以胜利油田某聚驱后油藏为试验区,开展了油藏菌群结构分析、新型产甲烷菌系的激活产气、油藏适应性及驱油性能研究,探索新型产甲烷菌系在这类油藏的应用潜力。研究结果显示,试验区油藏具有丰富的石油烃降解菌,有利于生物气化技术的实施。模拟试验区油藏条件下,新型产甲烷菌系与油藏内源微生物有较好的相容性,90 d每克原油的产气量达到3.12 mmol,是单独激活油藏微生物产气量的4.5倍,且产生的气体中甲烷气占比达到78%。菌群结构分析显示,新型产甲烷菌系占比达到35.9%,是产气速率大幅提升的关键。适应性研究结果显示,在油藏温度低于65℃、原油黏度小于1 356 mPa·s条件下,新型产甲烷菌系均展示了良好的产气性能。利用实验室设计的物理模型,评价了该菌系产气提高驱油性能,结果显示,注入该菌系后产气作用有效动用了模型顶部的剩余油,极限含水条件下驱油效率提高5.4个百分点;在此基础上提出了生物气化技术提高极限含水油藏采收率的机理。

微气泡增效二元复合驱提高普通稠油采收率实验

针对普通稠油化学驱提高采收率技术现状,研究了一种化学驱油新体系。通过高效二元复合驱配方的筛选,微气泡的分散,构建了微气泡增效二元复合驱体系,分别从驱替普通稠油效果和有关机理方面展开了研究。结果表明,溶气法构建微气泡增效体系简单实用,形成的微气泡(平均直径26.7μm)能较均匀地分散于常规高效二元体系中,具有注入性好,提高阻力系数能力强,残余阻力系数高等特点。除存在一般二元复合驱的采收率机理外,微气泡产生的贾敏效应叠加以及微气泡对稠油的协同乳化携带作用,能显著增加体系的波及能力和洗油效率。在模型非均质条件下,微气泡增效二元复合驱提高普通稠油采收率的效果明显高于常规高效二元复合驱,可以再增加12个百分点。本文研究为普通稠油化学驱提供了较好的技术思路。

玛湖砾岩油藏体积压裂开发后烃气混相驱提高采收率实验

在新疆玛湖致密砾岩油藏采用烃气驱大幅提高采收率技术,面临水平井体积压裂规模开发后,小井距下水力压裂缝网易形成气窜通道,影响气驱波及体积的问题。为研究压裂后水平井井网对烃气驱开发效果的影响,提出了玛湖致密砾岩油藏人工裂缝+基质注烃气驱油模式,基于该模式设计实验模型,利用拼接比例的不同造缝与未造缝全直径岩心模型进行气驱实验,明确压裂缝与基质关系。结果表明:通过烃气驱岩心采收率可达38.26%;全直径岩心造缝比例越高,采收率越低;小规模的压裂可以使采油速度更加平稳,同时可以获得更高的采收率;烃气驱结束后通过吞吐的方式可进一步提高采出程度7.1%。该项实验可以为烃气驱现场试验水平井压裂规模、合理井距及注气速度提供了具有现实指导意义的研究基础。

致密砂岩气藏注CO_(2)提高天然气采收率微观机理

中国致密砂岩气藏资源储量丰富,复杂的气水渗流关系和气水同产特征制约了单井产能的发挥和天然气采收率提高,注CO_(2)是提高气藏采收率(EGR)和实现碳埋存的双赢途径。为明确致密砂岩气藏CO_(2)驱替微观渗流和提高天然气采收率机理,指导致密砂岩气藏CO_(2)-EGR方案设计,基于格子玻尔兹曼方法(LBM)建立了孔隙尺度多相多组分流动模型,揭示了致密砂岩气藏储层微观气水分布特征和CO_(2)-EGR的微观渗流机理,并明确了CO_(2)-EGR的主控因素。研究结果表明:①驱动压差显著影响了致密砂岩气藏的气水微观分布和水锁程度,使得气水流动能力和气水相对渗透率特征不同;②CO_(2)-EGR微观渗流过程包括气水两相的非混相驱替和CO_(2)-CH_(4)的混相驱替,对应EGR机理为分别受生产压差和地层压力控制的黏性驱替和混相扩散;③注入的CO_(2)可有效缓解水锁现象和贾敏效应,与CH_(4)良好的混相能力能促进沟通分散气泡,微观驱气效率可达42%~94%;④含水饱和度、孔隙结构和驱动压差显著影响微观驱气的作用机制和驱气效率的改善幅度。结论认为,在进行致密砂岩气CO_(2)-EGR的方案设计时,可优先考虑中—低含水饱和度的区块作为试验靶区,并根据靶区储层孔隙结构特征,优化不同注气阶段的注采参数,可充分发挥CO_(2)对CH_(4)的黏性驱替和混相扩散作用。

pH响应型壳聚糖/表面活性剂体系构筑及其提高采收率效果研究

壳聚糖分子本身具有大量的亲水位点(氨基),但仅含有少量的疏水位点(乙酰氨基)。同时,由于疏水基团的随机排布所产生的空间位阻,进一步减弱了其在油水界面吸附的能力。表面活性剂与壳聚糖分子之间能够形成混合吸附层,增大了界面膜强度,减缓液滴之间的聚并,进而协同增强乳状液的稳定性,提高了乳状液的耐温耐盐性能。将阴离子表面活性剂SDS和两性离子表面活性剂BS12与壳聚糖进行复配。通过水溶液分散体系稳定性及油水界面张力等因素对复配比例进行优化筛选,构筑出壳聚糖/表面活性剂的pH响应乳状液增效体系。借助动态光散射(DLS)、静态多重光散射(S-MLS)、界面张力及SEM等表征手段,研究了壳聚糖/表面活性剂复配体系及其形成的乳状液的pH响应行为,进而探明了壳聚糖与表面活性剂分子之间的协同增效作用机理。结果表明:壳聚糖/BS12展示出pH响应性能,兼具良好的提高采收率效果,为刺激响应型驱油体系的开发与应用提供了理论指导。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_(2)吞吐提高采收率机理

页岩油藏的成功开发在缓解我国能源紧缺的问题上发挥了重要作用,但衰竭式开发采收率较低,传统提高采收率的措施难以有效增产,因此明确页岩油藏注CO_(2)提高采收率的机理,对于探索页岩油的开发技术具有重要意义。为此,以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏为例,开展了一系列注CO_(2)实验并结合流体注入能力和油气组分传质评价实验,揭示了注CO_(2)吞吐提高采收率的机理,并明确了注CO_(2)吞吐的埋存形式、埋存效率与其生产动态之间的耦合关系。研究结果表明:①CO_(2)的注入能力是水的7.77倍、N2的1.18倍;增加注入压力,促进CO_(2)与原油之间的相互作用,能有效提高CO_(2)的注入能力。②CO_(2)对原油物性的改善能力显著强于N2,在CO_(2)—原油组分传质的协同作用下,注CO_(2)吞吐的采收率比N2高6.84%。③原油膨胀和黏度降低是注CO_(2)吞吐前期提高采收率的主要机制,而后期主要通过CO_(2)对原油轻质烃类组分置换、萃取进一步实现了采收率的提高,混相压力(MMP)是注CO_(2)吞吐的阈值压力。④注CO_(2)吞吐过程中,埋存率从最初的77.77%持续降低到7.14%,不同形式CO_(2)的埋存比例具有动态变化的特征,但主要以游离态和溶解态埋存为主。结论认为,吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_(2)吞吐在提高采收率的同时实现了CO_(2)的埋存,实验结果为研究国内相似页岩油藏注CO_(2)吞吐提采—埋存效率提供理论支撑和经验借鉴。

DES+CTAB复配驱油剂体系提高低渗致密砂岩油藏采收率机理

针对低渗致密油藏注水困难、采收率低等问题,利用尿素基深共晶溶剂(DES)与十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)复配的驱油剂体系,对驱油剂在低渗致密油藏中的降压增注和提高采收率机理进行了研究。研究结果表明:①驱油剂体系可以将油水界面张力降低至10^(-3)mN/m以下,大大提高了洗油效率;②驱油剂体系可有效抑制黏土矿物水化,避免了低渗致密砂岩中黏土矿物水化膨胀带来的流体敏感性损害;③驱油剂体系可对砂岩表面进行界面修饰,驱油剂溶液浸泡后样品的油相接触角由25.8°增加至61.4°,亲水性增强,亲油性减弱,有助于吸附在岩石孔隙壁面的油膜脱落;④超前注入驱油剂的注入压力降低率平均为79.64%,采收率平均为50.96%,远大于常规水驱(一次注水→注驱油剂驱→二次注水)的采收率。

五里湾X1油藏如何提高采收率

靖安油田五里湾油藏以开发三叠系X1油藏为主,储层为湖成三角洲沉积,属于低渗透油藏,油藏平面、剖面非均质性较强。开发以注水为主,X1油藏目前综合含水率72.5%、采出程度25.4%,处于双高开发阶段,随着注入、采出程度的增大,油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出,水驱油效率逐渐下降,从而影响着油田的稳产和开发效果,如何提高最终采收率是油藏开发永恒的主体。本文重点总结了X1油藏实施空泡驱、微球驱、注采井网调整、不稳定注水、精准堵水等措施后提高最终采收率,为后期整个X1油藏提高采收率提供方向。