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。

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。

底水砂岩气藏注CO_(2)驱气提高采收率机理及埋存效果

注CO_(2)已被广泛应用于提高油气藏采收率,但有关底水砂岩气藏注CO_(2)驱及CO_(2)埋存协同开发的研究较少,气态CO_(2)和超临界态CO_(2)驱替天然气的机理和差异尚不明确。为了改善底水砂岩气藏水侵情况和明确气态与超临界态CO_(2)驱提高采收率及CO_(2)埋存机理,以X底水砂岩气藏为例,开展了注CO_(2)驱适宜度评价,提出了X气藏CO_(2)驱最优开发方案,并对比了气态和超临界态CO_(2)驱提采机理和效果,最后对注CO_(2)驱最优方案开展了生产及埋存预测。研究结果表明:①X气藏适合进行注CO_(2)驱,注CO_(2)提高采收率的最优方案即注采井网为低注高采、关井时机为采出气CO_(2)浓度达10%~20%、转注时机为地层压力7.5 MPa、压力恢复水平为地层压力7.5 MPa、注气速度为3.5×10^(4) m^(3)/d、注入量为0.25 HCPV,最优方案相对于衰竭式开发预计提高气藏采收率13.83%。②超临界CO_(2)驱抑制底水锥进效果和提高采收率效果优于气态CO_(2)驱。③注CO_(2)驱最优开发方案下,该气藏的CO_(2)总埋存量为4.7×10^(6) t,其中超临界埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量占比分别为86.05%、11.33%和2.62%。结论认为,底水砂岩气藏在发生气井水淹后采用超临界CO_(2)驱可以有效改善储层水侵情况,提高了气藏采收率,该认识为底水砂岩气藏的高效开发提供了理论支撑。

CO_(2)驱气提高采收率机理及发展方向

向枯竭气藏内注入CO_(2),能够同时实现提高采收率与CO_(2)地质封存,在“双碳”背景下具有广阔应用前景。目前,CO_(2)-EGR(CO_(2)驱气提高采收率)总体上尚处于理论研究阶段,针对其机理不明晰的问题,综述了不同气藏CO_(2)-EGR机理。对于常规气藏,其作用机理包括压力恢复及驱替作用、重力分异作用、黏度差异辅助驱替作用、溶蚀改造储层作用;对于凝析气藏能够保压开采,还具有降低黏度作用、溶解膨胀作用、萃取解堵作用;对于页岩气藏、煤层气藏、致密气藏,更具备优势吸附置换作用;对于有水气藏,注CO_(2)则能够有效抑制水侵的发生。各提高采收率机理对不同类型气藏的贡献程度也不尽相同。CO_(2)-EGR已在理论层面证明了其可行性,为进一步实现其现场应用,还需在混合气体相态特征、扩散与气体混合机制、提高采收率潜力评价、提高采收率机理表征等方面攻克难关。研究表明:在枯竭气藏中注入CO_(2),可以恢复地层压力补充地层能量,由于物性差异形成较稳定驱替过程,在多种机理共同作用下实现提高采收率,是一种极具潜力的增产方法。

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。

注CO_(2)提高页岩气采收率研究进展

注CO_(2)技术被视为提高采收率的有效方法,但对于自生自储的页岩气藏,该技术还未实现商业化应用。本文阐述了注CO_(2)提高页岩气采收率的机理,重点分析了注CO_(2)提高页岩气采收率的可行性,最后,结合现场试验,得出注CO_(2)提高页岩气采收率是可行的方法。

注CO2提高页岩气采收率技术研究进展

页岩气作为一种重要的非常规天然气资源,开发页岩气对缓解中国天然气资源紧缺状况、改变能源结构、保障国家能源安全供应具有重要战略意义,文章深入探讨了影响CH4解吸的因素,综述了注入CO2提高页岩气采收率方法的可行性。阐述了注入CO2提高页岩气采收率的方法的不足,讨论了CO2地质封存的泄露风险及环境风险检测,对未来注入CO2提高页岩气采收率的研究方向进行了展望。As an important unconventional natural gas resource, the development of shale gas is of great strategic significance to alleviate the shortage of natural gas resources in China, change the energy structure, and guarantee the secure supply of national energy. This paper discusses in depth the factors affecting the desorption of CH4, and reviews the feasibility of the method of injecting CO2 to improve the recovery rate of shale gas. It also describes the shortcomings of the method of injecting CO2 to improve shale gas recovery, discusses the leakage risk and environmental risk detection of CO2 geological storage, and looks forward to the future research direction of injecting CO2 to improve shale gas recovery.

致密低渗透气藏注CO_2提高采收率潜力评价

CO_2驱替天然气气藏是将CO_2以超临界相态形式驱替天然气,在实现提高天然气气藏采收率的同时也达到将CO_2地质封存的目的。注CO_2提高气藏采收率仍处于探索阶段,目前CO_2驱气提高采收率程度不清楚、适合开展CO_2驱气提高采收率的地质条件不明确、CO_2驱替的合理工作制度也不明确。为此,首先开展长岩心驱替实验,以明确低渗透储层是否能通过注入CO_2提高采收率及提高采收率的程度,实验结果表明,当出口端CO_2含量为10%时,CO_2可提高气藏采收率12%;其次建立超临界CO_2驱替天然气多组分渗流数学模型,通过实验数据验证模型的准确性;然后应用该数学模型,开展超临界CO_2驱替天然气影响因素分析,明确选区条件;最后,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例,优选出DK13井区作为CO_2驱替天然气评价区,并开展注CO_2提高采收率潜力的评价研究。数值模拟计算结果表明:当DK13井区生产井CO_2含量为10%(防腐成本较低)时,CO_2可提高气藏采收率介于8.0%~9.5%,同时可实现31.1%HCPV的CO_2封存量。结论认为,此举既提高了气藏采收率,又能实现对CO_2的地下有效封存,可实现社会效益与经济效益的双赢。

柴达木盆地涩北气田水淹后注CO_(2)驱提高采收率实验分析

青海涩北疏松砂岩气藏埋藏浅、储层疏松、渗透率高、孔隙度大、边水发育,开发初期产量高,见水时间早,气水同产严重,降低了气井产能和气藏采收率。为了提高水淹气藏采收率,根据气藏转变开发方式提高采收率思路,设计了气井见水后注入CO_(2)提高采收率实验流程与方法,开展了水淹气藏注CO_(2)驱提高采收率物理模拟实验,优选了目标区、预测了注CO_(2)生产动态。研究结果表明:①水淹气藏生产过程中注CO_(2)可以有效提高气藏能量,增加渗流能力,驱替、置换采出更多的CH4气体,相比于注气前的生产动态,在相同采出程度下气藏平均压力明显提高;②能够降低水侵速度2.4~6.5倍,有效减小水侵对气井产能的影响,解放储层中大量的水封气;③当CO_(2)在岩样出口突破时,相较见水时采收率可以提高30%左右,随着出口产气中CO_(2)体积占比增加,气驱采收率增值会更高,但增加幅度变缓;④采气速度、CO_(2)注入能量、水体倍数、原始含水饱和度对采收率都有一定影响;⑤气藏工程等效计算目标气藏在不同注采比下,1年期单井注CO_(2)前缘均匀推进距离161~340 m。结论认为,气藏水淹后注CO_(2)可有效提高天然气采收率,实验结果支持了水驱气藏转变开发方式注CO_(2)提高采收率技术的可行性,为水淹气藏的高效开发提供了新的技术路线。

CO_2驱提高气藏采收率及埋存实验

温室气体CO_2在枯竭气藏中埋存和提高气藏采收率是目前世界研究热点。为了揭示气藏中CO_2埋存与提高气藏采收率之间的关系和影响因素,开展了高温高压条件下CO_2驱替CH_4的长岩心实验。通过8 MPa、80℃下长岩,心驱替实验研究了驱替速度、地层倾角、储层渗透率和束缚水存在对CH_4采收率、CO_2突破时间及埋存的影响。实验结果表明:CO_2驱替CH_4过程采收率在86.92%~98.63%,CO_2突破时间在0.702 PV^0.879 PV,CO_2突破时CH_4采收率在71.73%~87.56%。有束缚水存在时储层中CO_2饱和度约为55%,溶解在水中部分占1.9%PV。驱替速度越小,CO_2突破越快,最终CH_4采收率越小;高注低采45°比低注高采10°、45°时CO_2突破要分别早0.1 PV、0.17 PV,采收率低约3.3%;束缚水存在使CO_2突破滞后0.11 PV,最终CH_4采收率增加约3%;渗透率越低时,相同注入PV时CO_2突破时间越早,最终CH_4采收率越低。研究结果说明,气藏中注CO_2可提高气藏采收率及实施CO_2埋存,CO_2超临界性质、重力作用、低速下扩散以及CO_2在地层水中溶解不容忽视。

CO_(2)驱气机理与提高采收率评价模型

中国天然气探明储量巨大,但实现天然气长期规模稳产,面临复杂气藏提高采收率等系列挑战,尤以页岩气、煤层气和致密气等非常规资源为甚。碳中和背景下,驱气类CCUS(碳捕集、利用与封存)技术具有广阔应用前景。将CO_(2)驱提高天然气藏采收率的主要机理总结为优势吸附置换、连续对流排驱、补充气藏能量3种类型,并认为吸附态、游离态和溶解态这3种天然气的赋存状态划分适用于所有类型气藏,推导获得了CO_(2)驱提高气藏采收率效果预测方法。应用该方法进行测算认为,CO_(2)驱有望提高页岩气采收率20个百分点以上。为突破大幅度提高天然气采收率技术,建议针对具有较好碳封存条件的气藏开展CO_(2)驱提高天然气采收率潜力评价,优选目标气藏进行经济可行性评估,并开展多种类型的CO_(2)驱提高气藏采收率重大开发试验,检验烟气组分协同驱替效果和扩大CO_(2)波及体积技术。

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。

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。

边底水气藏注CO_2提高采收率技术

开发中后期,边底水气藏地层条件相对较为复杂,压力降低和圈闭变化引起下部地层水填补了气体的采出,在衰竭开采情况下采收率会相当低。通过向储层中注入CO_2可以控制边底水的均匀推进,解决CO_2气体埋存的同时还可以提高气藏采收率。结合2个国外气田的CO_2回注实例,重点阐述了典型储层条件下CO_2和CH_4的流体特征、超临界CO_2驱替天然气的室内实验和数值模拟研究现状。数据表明,CO_2注入井在储层下倾、采气井在上倾方向布井,羽流会沿气水界面向采气井轻微锥向流动,CH_4采气量明显提高,并可能减少由于水侵所带来的剩余气损失;向气藏中回注CO_2应尽可能早,这样有利于保持地层压力和气体流动,减小下部地层水侵入储层,延长开采时间;底水气藏最佳注入时机应该在气藏开采3年和4年后。该研究成果对高效开发边底水气藏具有一定指导作用。

塔河强底水砂岩油藏注CO_(2)+N_(2)混合气提高采收率室内试验研究

塔河油田A区三叠系下油组油藏是典型的断块强底水砂岩油藏,具有底水能量强、高温高盐、水淹后治理难度大的特点,继续注水开发或化学驱开采效果不佳。针对这一问题,结合塔河强底水砂岩油藏的实际情况,开展了室内注CO_(2)+N_(2)混合气驱替抑制水锥以及混相作用的三维物理模型试验研究:先底水驱替至产液含水率为88%,再考察不同注气方式、不同注气速度、不同注采部位注CO_(2)+N_(2)混合气的增产效果及对采出程度的影响。研究结果表明,采用注CO_(2)+N_(2)混合气驱替原油可以有效提高原油的采收率,当产液含水率达到88%时,原油的采收率为32.8%;段塞体积比1∶1水气交替注入提高采收率为14.38%,比连续气驱提高采收率(13.37%)高1.01个百分点;注气速度为1、2、4mL/min的提高采收率依次为11.65%、15.28%、13.40%;顶部注气底部采油的提高采收率为15.54%,比底部注气顶部采油提高采收率(13.4%)高2.14个百分点。该研究为CO_(2)+N_(2)混合气驱替在油气开采中的实施和应用提供了可靠的试验依据。

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。

页岩油藏CO_(2)提高采收率技术现状及展望

我国陆相页岩油面临单井产量低、递减快、最终采收率低的开发瓶颈,需超前布局CO_(2)提高采收率技术。在系统解析北美页岩油CO_(2)提高采收率技术发展历程的基础上,结合我国陆相页岩油资源现实,详细讨论了该技术在国内页岩油开发的适用性与发展前景。分析表明,我国各页岩油区块原油黏度、地层压力、矿物组成等储层特征迥异,效益开发面临的瓶颈各不相同,CO_(2)提高采收率的主要作用机理差异显著。因此,需针对性建立各区块CO_(2)提高采收率技术应用指标,制定合理的技术适应性评价标准,加大力度攻关现场应用各环节的关键技术,并积极争取明确的国家财政支持。综合考虑技术发展前景与资源现实,建议在新疆准噶尔盆地吉木萨尔页岩油区块建立CO_(2)提高采收率技术先导示范区,建立完整的产业技术与政策支撑体系,推动CO_(2)提高采收率技术发展,保障我国能源安全,助力国家碳中和战略目标实现。

超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验研究

针对页岩储层压裂后一次衰竭开发原油采收率低的问题,基于页岩储层的低孔、超低渗透特征,提出了超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验方法。通过自主设计的室内岩心实验评价超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体吞吐页岩油的效果,并对实验过程中注入介质、焖井时间、注入压力、吞吐轮次对提高采收率的影响规律进行研究,同时通过核磁共振技术明确超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体对不同孔隙类型中原油的动用程度。结果表明:超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体吞吐可以有效提高页岩油采收率;对于物性较差的页岩岩心,焖井时间对提高采收率有较大影响;注入压力与超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体的扩散速度和渗流能力密切相关,混相条件下提高采收率效果显著;增加吞吐轮次大孔隙中的原油动用效果较好,但无法通过增加吞吐轮次动用更多微小孔隙中的原油。