基于CO2吞吐的页岩油提高采收率技术分析与研究

页岩油作为重要的非常规油气资源,因其储量丰富和分布广泛,逐渐成为能源开发的热点。CO2吞吐技术可以提高页岩油的流动性和采收率,因其显著效果备受关注。本文首先详细探讨了CO2吞吐的机理,包括溶解作用、膨胀作用和置换作用,然后描述了CO2吞吐的工艺流程,包括注气、焖井和生产阶段,并且系统总结了影响CO2吞吐效果的关键因素,如储层温度、注气压力、注气强度、焖井时间和吞吐轮次,对提高页岩油开采效率具有重要的借鉴意义。

CO2吞吐增油机理及数值模拟研究

由于与其他气体相比较，CO2与原油接触达到混相所要求的压力更低一些，且CO2气藏丰富，这使得CO2成为三次采油中优先选用的气体。通过室内注CO2膨胀实验，研究了CO2溶于原油后使其体积膨胀、黏度降低，以及CO2对原油中轻质组分的萃取作用、内部溶解气驱作用、酸化解堵作用等增油机理。结合数值模拟技术，运用广泛被采用的CMG2005数值模拟软件中的Builder储层建模软件对SW油田A2模拟井建立单井地质模型，分析了影响CO2吞吐效果的部分参数，包括周期注入量、焖井时间、注气速度。结果表明，焖井时间和注气速度不是影响该油藏注CO2吞吐效果的最敏感参数，周期注入量则是影响吞吐效果最敏感的施工工艺参数，并在此基础上从多套吞吐设计方案中优选出适合该油藏注CO2吞吐的最佳施工工艺参数。

用模糊评判优选井位的CO2吞吐强化采油技术

为提高单井注CO2吞吐强化采油措施的成功率,增加中低渗复杂小断块油藏的开发效益,结合国内外相关开发实例资料分析、理论研究结果,综合储层流体特性、油藏特性、储层岩石特性参数,建立了CO2吞吐井位筛选评价指标体系及其分级评价标准;基于模糊综合评判理论,提出了复杂断块油藏CO2吞吐井位筛选的具体方法、步骤。利用建立的方法,在对实际复杂断块油藏注CO2吞吐井位优选的基础上,选择合理的注采制度,进行注CO2吞吐强化采油开发实践。油田开发生产实践表明,采取模糊评判井位优选的单井CO2吞吐强化采油,降低了复杂断块低渗油藏措施实施的风险程度,提高了单井的开发效益。研究结果对油藏单井注CO2吞吐措施的实施提供了理论依据和技术支持,为相似油藏利用CO2吞吐进行强化采油提供了有益的借鉴。

CO2吞吐候选油藏筛选综合评价方法

CO2单井吞吐工艺增油技术是一种提高低渗透、复杂小断块油藏采收率的有效方法。目前CO2吞吐候选油藏的筛选和评价方法还不是很成熟。通过详细地分析影响吞吐效果的油藏因素,建立了相应的筛选指标体系及量化方法,采用模糊综合评价方法对候选吞吐地层进行适应性评价。此方法能综合反映各油藏参数对CO2吞吐增产工艺的适宜度,并对4个实例油藏进行了多指标的综合评价,结果表明该方法是有效的、合理的。

马北区块CO2吞吐开发技术研究与应用

通过对比CO2吞吐适用条件．证实了三塘湖油田马北区块CO2吞吐是可行的。在此基础上，根据试验分析和数值模拟结果对马北区块CO2吞吐方案进行了优化设计，并对现场实施情况连行了效果分析，提出了下步改进吞吐效果的建议。

大港油田开发中后期稠油油藏CO2吞吐参数优化及实践

大港油田稠油油藏水驱开发中后期含水快速上升,开采效果变差。CO2吞吐技术是开发稠油油藏的有效方式,但高含水后期稠油吞吐的参数优化及现场效果亟待研究。利用大港油田某稠油油藏,开展注CO2增溶膨胀和降黏实验。基于实验和测井资料,建立单井数值模拟模型,模拟了储层参数和CO2注入参数,分析了CO2吞吐增油机理。基于理论研究结果在板桥地区和刘官庄地区进行了CO2吞吐矿场试验。研究结果显示:CO2控水增油机理主要为膨胀原油体积、降低原油黏度,黏度降低幅度可达到98%。注入量、注入速度、吞吐周期对CO2吞吐效果影响相对较大,建议单井CO2注入量在600~1000 t(0.22~0.37HCPV),注入速度在40~80 t/d,吞吐周期为3~4次。板桥及刘官庄地区共实施CO2吞吐12井次,平均单井增油3.4倍,综合含水率降低52.2%。因此,CO2吞吐是一种有效的控水增油技术,这对类似稠油油藏注水开采后期提高采收率具有重要的借鉴意义。

CO2吞吐延长油井自喷期效果评价

正理庄油田高89地区主力含油层系沙四上储层为低孔超低渗透薄互层，难以动用。投产初期部分油井自喷生产，但产量小，自喷期短。为延长油井自喷期，增加自喷期产量，对该地区开展了CO2吞吐数值模拟研究，评价了周期注入量、注气速度、焖井时间以及注入周期对延长油井自喷期效果的影响。研究结果表明：CO2吞吐可以延长油井自喷期，且可以收到较好的经济效益；针对不同储层物性的井，应适当调整周期注入量和焖井时间，以期经济效益最大化；注入周期数不宜过多，以2个周期为最佳。

让纳若尔A南凝析气藏CO2吞吐提高凝析油产量研究

让纳若尔A南凝析气藏在正式开发前已发生严重的反凝析,造成凝析油损失严重。探索提高凝析油产量方法对油田下一步开发显得尤为重要。为此,以A南某典型井为例,应用相平衡理论和油藏数值模拟技术,分析了地层流体反凝析规律和凝析油分布特征,研究了CO2吞吐提高气井凝析油产量机理及效果。结果表明,气藏反凝析分为恒质膨胀和定容衰竭2个阶段,凝析油主要聚集在井筒周围30 m内,凝析油饱和度范围22.44%~29.51%。CO2提高凝析油产量的机理主要是改变地层流体反凝析规律、降低反凝析界限和蒸发凝析油。但当CO2注入量较少时,CO2蒸发凝析油能力有限。为确保CO2吞吐增油效果,CO2的周期注入量应该超过500×10^4 m^3。该研究对类似凝析气藏开发中后期提高凝析油产能及解堵具有指导意义。

底水驱稠油油藏水平井多轮次CO2吞吐配套技术及参数评价——以苏北油田HZ区块为例

针对苏北油田底水驱稠油油藏水平井生产进入特高含水期后,易发生水锥并处于低产低效开发状态的难题,CO2吞吐是提高低产低效稠油水平井产量的有效措施。为此,选取HZ区块水平井开展了CO2吞吐试验,进行了CO2吞吐的合理参数和配套工艺技术研究,并对影响CO2吞吐效果的因素进行了分析。研究结果表明,影响水平井多轮次CO2吞吐效果的主要因素包括水平井的选择、注入CO2量、注气强度、注入速度、注入压力、闷井时间和采油强度等参数,添加CO2缓蚀剂、不动管柱注入CO2、使用抽油泵采油是与之相配套的工艺技术。

CO2吞吐井套管腐蚀规律及极限吞吐轮次研究

部分老油田进入高含水开发后期,为提高采收率,在注水开发中陆续配套实施了二氧化碳吞吐工艺,使得采出液中二氧化碳含量升高,对井筒管柱造成严重腐蚀,引起管柱强度降低,腐蚀穿孔甚至管柱断裂事故时有发生。为此,基于电化学腐蚀的热、动力学原理和管柱力学相关理论,结合现场实际工况,考虑温度、压力、含水率、CO2分压、流速、井斜角、pH值等因素的影响,采用腐蚀预测模型计算得到了二氧化碳吞吐井不同阶段的腐蚀速度。建立了腐蚀后剩余强度计算方法及极限吞吐轮次计算方法,开展了大量模拟计算,得到了在该吞吐井腐蚀条件下注气、焖井、放压和生产4个阶段的套管腐蚀规律、剩余壁厚及该井的极限吞吐轮次。

井筒屏障完整性及其优化设计——以CO2吞吐井为例

随着我国各大油田进入开发中后期,老井“二次采油”甚至“三次采油”所引发的井筒完整性问题频发。现场老井完整性建设不足,增产措施带来的苛刻工况造成井筒管柱腐蚀严重,威胁管柱服役寿命以及井筒完整性,给油田造成极大的经济损失的同时也给油气田安全运行带来隐患。为此,结合我国油气田开发现状,分析了现有井筒完整性标准的不足和重点研究方向。介绍了腐蚀完整性管理概念,并在此基础上,以CO2吞吐井为例提出了基于井筒腐蚀风险与载荷风险双重作用的井筒屏障优化方法,确定了吞吐井的失效敏感区域和服役寿命。结果显示:实例井极限吞吐轮次为7轮;油管失效敏感区域为800~1 500 m,套管失效敏感区域为1 700~2 000 m,建议在失效敏感区域进行重点防护。该研究为各油田依据自身实际情况,本着“全局把控,重点防护,经济有效”的思想开展井筒屏障设计,延长老井免修期,建立科学性、适用性、效益性的完整性管理体系具有重要意义。

基于改进体积法的高含水水平井CO2吞吐注入量计算模型

水平井CO2吞吐,尤其在井网不完善的小断块油藏、薄互层油油藏中,是对于CO2驱替的一种有效的技术补充手段。对于高含水水平井,针对现有的水平井CO2吞吐注入量设计的快速计算方法“椭圆柱体模型法”的三个局限性,提出了基于改进的柱体模型的CO2注入量设计新公式。将该公式计算的最优注气量与数值模拟方法的优化结果相比,计算误差率小于10%,可满足工业设计需要,同时相比于旧模型的计算精度显著提升。应用新公式设计J油田典型高含水水平井S49P1井的CO2吞吐剩余油挖潜方案,获得良好的增油效果及经济效益,验证了该改进模型的适应性与可靠性。新模型的建立可为同类型水平井CO2吞吐方案的制定提供精度更高的工程计算工具。

低渗透油藏CO2吞吐选井条件探讨

苏北盆地低渗透油藏分布广,普遍存在天然能量不足且构造破碎,难以形成有效注采井网等问题,因此,水驱效果差。CO2吞吐能有效解决这一问题,并且投入少、工艺简单、见效快。选择合适的油井实施是该项工艺成败的关键。通过对苏北盆地低渗透油藏近年实施的CO2吞吐情况进行对比分析,结合室内物理模拟实验及数值模拟成果,认为埋深为中—深层,裂缝发育的封闭油藏较适合实施CO2吞吐,裂缝对吞吐效果影响较大,地层压力存在一个适宜区间,并非越大越好,是否能达到混相对吞吐效果并无决定性影响。位于构造较低部位,初产高,含水在30%~70%的油井比较有利于吞吐,水平井实施吞吐效果优于直井。

板桥油田特高含水期水平井CO2吞吐参数优化及实施

目前板桥油田板14-1断块油藏含水率98.1%,采出程度10.93%,常规控水稳油技术已无法解决油藏含水高、产能低、经济效益差的问题。和常规控水增油技术相比,CO2吞吐压锥具有工艺简单、施工周期短、成功率较高等优势。采用数值模拟技术研究了CO2吞吐降水增油机理,并在此基础上,优化了CO2吞吐工艺参数,确定了油藏水平井CO2吞吐最优工艺方案。在方案优选基础上,现场实施了CO2吞吐方案。研究结果显示,CO2吞吐通过气驱压锥,萃取原油中间组分,降低原油黏度机理实现了特高含水期水平井控水增油;通过对比不同工艺参数下单井累计增油量及换油率,CO2的最优注入量为600t、注入速度4.0t/h、焖井时间17d、产液量16m^3/d、吞吐轮次2个。45H井现场先导试验显示,45H井产液量为12m^3/d,含水率由98.1%降低至62.5%,产油量由1.6m^3/d上升至4.73m^3/d,CO2吞吐控制底水锥进、降低油井含水率和恢复产能效果明显。研究表明,水平井CO2吞吐对板桥油田同类油藏具有较好的适应性和应用推广前景。

致密油体积压裂水平井CO2吞吐注采参数优化

致密油体积压裂水平井天然能量开发产量递减快,地层能量不足,采收率低。为此,开展了室内实验与矿场试验,结果表明,CO2吞吐在致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效措施,CO2吞吐的注采参数设计直接影响最终吞吐效果。通过水平井A井并结合室内实验数据,进行相关经验公式和数值模拟计算,以增油量和换油率为评价依据,在生产动态分析的基础上,优化了CO2吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数,为实际生产提供依据。

单井CO2吞吐技术效果评价及工艺认识

1996-2003年，江苏油田在真武、富民、高徐、沙埝等油田开展了51井次CO2单井吞吐试验与推广应用，发展并形成了全天候远距离CO2吞吐工艺配套技术。进行了现场CO2吞吐经济效益分析，并在吞吐油井优选和工艺参数的优化等方面取得了认识。证明以单井为对象的CO2吞吐提高采收率方法具有投资少、见效快、风险小的特点，在目前技术条件下，为油田Ⅱ、Ⅲ类储量的充分动用开辟了一条新的途径。

鄂尔多斯盆地长7段页岩气注CO2吞吐解吸特征

探讨吞吐过程中CO2与吸附气作用机理对提高页岩气采收率的意义。基于低场核磁共振T2谱测试原理,对鄂尔多斯盆地苏里格东区长7段页岩开展了注CO2吞吐实验,通过对T2谱分布中的吸附态、游离态和自由态CH4的识别与标定,从微观孔隙尺度研究了CO2注入后焖井阶段和衰竭降压过程中吸附气的解吸机理,定量表征了多态CH4间的转化特征和采出程度。实验结果显示,随着页岩体系饱和压力的升高,3种形态CH4的赋存量也在不断增加。在CO2注入后的焖井阶段,吸附态CH4的解吸效率随焖井时间的增加先快速增加后趋于稳定,而解吸速率则呈现先增大后降低的趋势,解吸后的吸附态CH4会向游离态发生转换,但并不能直接转换为自由态。在衰竭降压过程中,随着吸附态CH4含量的减少,多态CH4间的动态转换平衡被破坏,当吸附态向游离态再向自由态转换的速率小于产气速率时,自由态CH4对应的波峰将消失。衰竭降压可以提高游离态和自由态CH4的采出程度,但很难增大吸附态CH4的采出程度,且衰竭降压开发时存在一定的压力下限(5.8 MPa),当压力低于此下限时,继续降压对多态CH4采出程度的影响很小。

CO2吞吐井油管柱不同生产制度下的腐蚀规律研究

针对CO2吞吐井油管柱生产阶段腐蚀严重的现状,为了分析受生产制度影响的井下管柱腐蚀规律,参考适用于CO2吞吐井的典型腐蚀预测模型,建立了考虑生产制度与井筒温度压力改变共同作用下的井下管柱腐蚀速率预测方法。对典型CO2吞吐井进行实例计算,分析了不同油气水配产情况下的油管柱腐蚀规律。计算结果表明:仅改变产油量,典型CO2吞吐井油管柱腐蚀速率随产油量的增加而降低;仅改变产气量或产水量,油管柱腐蚀速率随之增加而增大;油管柱受采出流体含水率影响较为明显,腐蚀速率随含水率升高而增大,建议现场做好生产过程中的控水管理。

一种改进的综合评判方法在CO2吞吐选井选层中的应用

CO2吞吐选井选层可用模糊综合评判法来进行研究，但评价因素的权重求取方法通常带有很强的主观人为性，从而对吞吐措施井层的正确评判与选择产生不利影响。通过对传统的权重求取方法进行改进，建立了一种新的求取权重的非线性优化模型，解该模型获得的权重可以消除计算者的主观性。将该方法计算得到的权重和常规的反求综合评判逆问题所得的权重比较，发现该方法求得的权重更符合客观实际。将改进的综合评判方法用于CO2吞吐选井选层中，其评判结果和现场实际一致，从而说明方法的正确性。该方法简单、实用，因而具有一定的应用推广价值。

普通稠油水驱后转CO2吞吐实验研究

普通稠油油藏的原油粘度高、流度比大，加之油藏非均质性的影响，其注水开发效果较差，大部分原油到含水高于90％时仍未开采出来。为进一步提高普通稠油油藏采出程度，采用室内实验方法研究了普通稠油油藏水驱开发后期转CO2吞吐的可行性。根据实验结果，分析认为CO2吞吐的周期注气量、注气速度、焖井时间和生产过程中的井底流压及降压方式都是影响CO2吞吐效果的重要因素。合理控制各注气参数可以得到较好的CO2吞吐效果。