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。

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。

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。

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。

提高油气田采收率技术协同方法与应用

阐述了提高油气采收率技术协同方法的内涵,研究形成了“3+2”(三次采油和二次采油)协同大幅度提高高含水老油田采收率技术,提出了“3+2”提高采收率技术政策。建立了多元热复合技术协同大幅度提高稠油采收率方法,研究提出的提高油气田采收率技术协同方法在矿场应用,难开采稠油采收率提高了21.9%。多元热复合开发与分支井技术协同应用成功将稠油黏度动用上限扩展到750000 mPa·s,储层厚度动用下限突破到1.5 m。提出了下一步技术协同发展方向:低渗透油藏压驱-注水协同开发、缝洞型油藏气-水-井网协同提高采收率、老油田油藏-井筒-地面一体化开采以及页岩气复合排水采气。

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。

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。

CO_(2)对稠油油藏的物性调控及辅助蒸汽驱提高采收率

为提高稠油油藏蒸汽驱后期开发效率,聚焦“双碳”背景下CCUS-EOR(碳捕集利用和封存体系提高采收率)技术的应用,以克拉玛依油田J6区为研究对象,通过对CO_(2)作用前后的稠油四组分分析,测试饱和压力、膨胀系数、黏度和密度变化情况,探究CO_(2)对稠油物性的调控效果;通过并联岩心物理模拟实验研究CO_(2)辅助蒸汽驱提高采收率效果。研究结果表明:稠油黏度主要受胶质和沥青质含量影响,稠油随着CO_(2)溶解气量的增加,饱和压力由2.08 MPa上升至11.11 MPa,膨胀系数总体呈上升趋势,上升7.6%;同时,黏度降低30.5%,密度减小3.5%。表明CO_(2)在提高饱和压力的同时,通过优化膨胀系数、黏度和密度,有效改善了稠油物性。此外,采用CO_(2)辅助蒸汽驱后,在CO_(2)溶解降黏、破乳的作用下,稠油采收率从38.55%提高至46.46%,相比纯蒸汽驱提高了7.91%。为CO_(2)辅助蒸汽驱提高稠油采收率的应用提供了理论和实验基础,可为同类型稠油油藏提高采收率提供借鉴。

CO_2提高世界油气资源采收率现状研究

CO2排放引发的环境问题引起国际社会高度关注,国际大石油公司正在考虑实施环境友好的技术政策以刺激经济。应用CO2提高采收率是实现枯竭油气藏CO2埋存的有效途径,2008年,世界CO2-EOR产量为27.25×104桶/d,美国CO2-EOR产量为24.79×104桶/d,占世界CO2-EOR日产量的91%,项目数量占世界85%。CO2驱油包括混相驱、非混相驱,注入CO2可提高采收率8%～15%。全球EOR技术应用最多的为北美地区,美国具有CO2-EOR成熟技术。IEA2008年预测世界CO2-EOR的增油潜力为1600×108～3000×108桶,相当于目前世界可采原油量的7%～14%。CO2驱油实现提高采收率与埋存的有机结合,改善开发效果,必将为全球油气资源的高水平、高效益开发和可持续发展做出积极贡献。

压裂液辅助二氧化碳吞吐提高页岩油采收率核磁共振实验

为获取可实现连续补能的页岩油吞吐开发方式,以吉木萨尔页岩油储层为研究对象,借助低频核磁共振岩心分析仪和完成了压裂液辅助CO_(2)吞吐补能一体化模拟实验。分析岩样在多介质吞吐与驱替组合的开发过程中孔喉流体动用特征和采收率变化特征,评价压裂液辅助CO_(2)吞吐提高采收率效果,提出页岩油补能吞吐开发新方式。实验结果表明,CO_(2)吞吐,岩样采收率随吞吐周期快速下降,仅动用中大孔中原油,产油量主要源于前2个周期,最终采收率在30%~40%之间;压裂液辅助CO_(2)吞吐并采用CO_(2)注入端生产,原油主要产自中大孔,且产油量源于前3个周期,最终采收率在30%~40%之间;压裂液辅助CO_(2)吞吐并采用压裂液注入端生产,全部孔隙中原油均得到动用,最终采收率在70%~80%之间,剩余油分布均匀,表现出最好的开发效果。研究可为矿场吞吐补能提高页岩油采收率实践提供一定的理论基础。

在美国油气田中注入CO_2提高油层采收率的概况

美国CO2气源丰富,向油层中注入CO2,其溶于水后呈酸性,它的酸化作用使储层渗透率提高,解除地层堵塞,从而提高生产井的产能。在CO2气源丰富的地区广泛采用CO2驱,是被认为最有潜力的油田开采方法。交替注水和CO2可以减弱沿某些高渗透带的气窜,从而提高驱替效率,也是提高采收率一种行之有效的方法。

碳酸盐岩气藏注CO_(2)埋存及提高采收率机理研究进展

四川盆地碳酸盐岩气藏具有分布广、埋藏深、高温高压、含H2S、边底水活跃、非均质性强等特征,若能将CO_(2)注入到高含硫碳酸盐岩有水气藏中,可以达到CO_(2)埋存和提高天然气采收率双重目的;但常规实验和经典理论难以揭示其复杂机理。为此,文中分析了高含硫碳酸盐岩气藏注CO_(2)埋存及提高天然气采收率开采过程中存在的主要问题,详细论述了高含硫碳酸盐岩气藏注CO_(2)埋存及提高采收率机理研究进展,并提出了未来发展方向。

原位二氧化碳泡沫驱提高采收率实验

原位CO_(2)泡沫驱是一种很有潜力的提高采收率技术。通过原位CO_(2)泡沫驱提高采收率实验,优化了生气体系、泡沫体系以及注入参数,得到了最佳的注入量、注入速度和适用的渗透率级差范围。研究结果表明,在温度为70℃,地层水矿化度为10 000 mg/L条件下,得到可以作用于地层深部的原位CO_(2)泡沫体系,其配方为:2.1%碳酸氢铵+1.6%醋酸+9.5%氯化铵+0.1%α-烯烃磺酸钠AOS+0.1%油酸酰胺丙基甜菜碱DHSB,泡沫体积可达810 mL,泡沫综合指数为15552 mL·min。该体系形成的泡沫在油藏中部具有较高黏度和较大弹性的特性,能够有效封堵高渗通道,表现出良好的封堵能力。在渗透率级差为6左右时,原位CO_(2)泡沫体系注入速度控制在1.0mL/min左右,注入段塞量控制在0.3 PV,能够发挥最佳的调驱效果。研究还发现,该泡沫体系在渗透率级差为3.9~13.7的非均质储层中能有效提高采收率,而在渗透率级差为15.6的条件下,虽然未能显著提高低渗层采收率,但在高渗管中仍然有一定的洗油作用。本研究为原位CO_(2)泡沫驱技术的应用和优化提供了重要参考。

改性纳米SiO_(2)超支化共聚物在中低渗油藏提高采收率的性能研究

为了提高中低渗油藏的采收率,采用自由基聚合反应合成了一种以改性纳米SiO_(2)为核、聚丙烯酰胺为亲水支链的改性纳米SiO_(2)超支化共聚物(MSHP).通过一系列的实验对MSHPs的结构与流变性能进行了表征,结果表明,MSHPs具有良好的稳定性、平均粒径小,为210 nm,并具有均匀的网状交联结构;使用幂律方程对不同条件下MSHPs的流变曲线进行拟合,质量浓度提高,K值增大,溶液的黏度增大;对于质量浓度为1000 mg/L的聚合物溶液,温度提高至75℃,K值从15.510降低至8.915,增黏效果下降;而矿化度提高后,溶液表观黏度降低,高剪切速率下,出现剪切变稠现象.油滴剥离与岩心驱替实验表明:相同浓度条件下的SDS溶液加入1000 mg/L的MSHPs后,油膜剥离速度显著提高;一次水驱含水率为98%后注入0.5PV的MSHPs和后续水驱后,可进一步提高中低渗岩心的采收率分别为12.1%和14.2%.

中国油气田注CO_2提高采收率实践

在调研大量相关文献的基础上,详细综述了中国油气田50多年的注CO2提高采收率实践。首先依据中国各大油区公开发表的文献实验数据,从室内机理实验统计CO2驱油关键技术参数,对比分析原始地层压力与最小混相压力。其次,根据不同储层类型,总结了国内在低渗透油藏、高含水油田、复杂断块、稠油油藏、碳酸盐岩油藏及煤层气等储集层开展的注CO2矿场项目。现场试验结果显示,提高采收率幅度为1.07%～6.00%,换油率为0.98～2.49 t/t。最后结合矿场已有经验及存在问题,提出CO2驱油技术攻关方向。

多级压裂水平井周期性注气吞吐提高页岩油气藏采收率——以北美Eagle Ford非常规油气藏为例

在溶解气驱开发方式下,采用多级水力压裂水平井衰竭式开发页岩油气藏一次采油的采收率预测仅为5%~10%,因而如何提高采收率是一个不得不面对的棘手问题。近年来,对多级压裂水平井通过周期性注气吞吐来提高页岩油气藏采收率在北美Eagle Ford非常规油气藏的先导试验和大规模现场应用均取得了显著成效。为了加快中国非常规油气资源的高效开发利用,在调研相关文献的基础上,结合北美已有的成功经验,从作用机理、数值模拟和现场试验等多个方面对注气吞吐提高页岩油气藏采收率技术进行了论述,进而提出了有针对性的建议。研究结果表明:①大规模周期性注气吞吐作业能有效延长油井生命周期,提高页岩油气藏的采收程度,提高幅度是衰竭式的30%~70%;②对于溶解气油比低的油藏,注气吞吐提高采收率的机理是注入的气体扩散到压裂油藏中与剩余原油接触且溶解,使其体积膨胀,降低了原油黏度和表面张力,提高了原油的流动性,对于初始溶解气油比高的挥发油藏和凝析气藏,油相组分蒸发到注入的气体中是更重要的增油机理,而对于凝析气藏,在井筒附近的凝析油气化提高产量则是主要的增油机理;③上述增油机理决定了只有注入大量气体才能取得明显的效果,注入的天然气为甲烷含量90%的干气,北美注气吞吐大规模应用得益于比CO_(2)还便宜的低价天然气;(4)由于国内天然气价格较高,可以考虑采用CO_(2)吞吐,使用CO_(2)能减少温室气体的排放量,如其捕捉、存储和管输等问题能够得以解决,注CO_(2)吞吐应是国内首选。

《油气地质与采收率》征稿简则

《油气地质与采收率》期刊主要讨论“油气勘探开发新理论、新方法”和“提高油气采收率技术”。一、文稿格式凡拟投本刊之文稿,务请参照本刊近期刊文格式。来稿全文一般为8 000字左右,综述性文章一般为10 000字以上。1.题名:题名应紧扣文稿主题,不宜超过25个汉字。2.作者及所属单位:作者姓名、单位全称、所在省市名及邮政编码。

低渗透油藏CO_(2)驱不同注入方式对提高采收率与地质封存的适应性

低渗透油藏已成为中国油气开发的重要领域,开展CO_(2)驱可实现提高采收率和CO_(2)地质封存的双重目的,但不同的注入方式对其适应性存在差异。以某低渗透油藏典型物性和流体参数为例,利用数值模拟手段论证了CO_(2)连续注入(CGI)、水气交替注入-气水段塞比恒定(CWAG)和水气交替注入-气水段塞比逐渐减小(TWAG)3种不同注入方式对提高采收率和地质封存的适应性。研究结果表明,3种注入方式对于渗透率为1 mD的储层累积产油量和CO_(2)埋存量最高,采用生产气油比约束的工作制度更有利于CO_(2)驱提高采收率或地质封存。CGI注入方式在生产气油比界限为0.4倍的最大生产气油比约束下生产,更适合CO_(2)地质封存项目,CWAG注入方式在生产气油比界限为0.2倍的最大生产气油比约束下生产,更适合CO_(2)驱提高采收率和地质封存相结合的项目,而TWAG注入方式在生产气油比界限为0.6倍的最大生产气油比约束下生产,更适合CO_(2)驱提高采收率项目。

“双碳”目标下绿色提高采收率技术路径与实践

“碳达峰、碳中和”目标下,油气生产行业在持续增产稳产、确保能源安全的前提下,需要加强负碳、零碳和低碳技术创新,促使产业转型升级。新技术、新工艺、新材料的研发赋予了绿色低碳提高原油采收率技术新的内涵。理论研究与矿场实践表明:CO_(2)驱油、CO_(2)压裂增产、空气(减氧空气或N_(2))驱油、生物质基驱油、微生物基驱油技术碳减排效应明显,为提高原油采收率领域碳中和提供了新路径。未来将继续优化绿色提高原油采收率技术路径,构建新一代绿色低碳提高采收率工程技术体系,开展全流程全生命周期碳减排潜力研究,探索绿色低碳提高采收率技术定量表征方法。

基于CO_(2)提高采收率的海上CCUS完整性挑战与对策

利用CO_(2)提高海上油气田的采收率,既能提高油气资源利用率,又有利于区域CO_(2)的捕捉封存,但海上油气井长期安全性是CCUS的关键因素,理论和技术亟待完善。在分析、总结国内外海上油气田CCUS井筒完整性关键技术的基础上,分析了制约浅海油田CCUS井筒完整性的技术挑战,研究了碳封存井固井、碳封存套管外腐蚀研究及预防、碳封存水岩反应井筒堵塞及井筒环境监测诊断等方面的技术,并从国家“双碳”目标、EOR/EGR技术需求及国内外新进技术经验等方面展望了我国浅海油气田CCUS的开发前景。虽然我国已初步具备开展海上CCUS的能力,仍需要在高韧性防CO_(2)腐蚀水泥浆体系、低成本防腐选材、井筒高效除垢解堵工艺、CO_(2)泄漏监测技术和地下圈闭三维应力场研究等方面加强技术攻关,以提高我国的CCUS应用水平。