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。

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)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。

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。

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。

低渗透油藏CO_(2)驱开发规律及采收率预测研究

低渗透油藏储层物性差,注水开发注入困难、注采见效差。CO_(2)注入能力强,CO_(2)驱可实现提高采收率和CO_(2)地质封存双赢,是石油行业践行绿色低碳发展的重要途经。针对储层物性、油藏压力水平等对CO_(2)驱油效果影响规律不明晰的问题,采用不同渗透率岩心,在不同压力下开展了CO_(2)驱实验研究,分析了不同条件下CO_(2)驱开发规律,建立了CO_(2)驱采收率预测模型,为低渗透油藏CO_(2)驱高效开发提供基础指导。

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。

低渗油田CO_(2)驱化学分析及提高采收率研究

CO_(2)驱替是一种提高低渗透油藏开发效率的方法,通过向低渗储层注入CO_(2),可以显著增加原油的采收率,具有重要的研究价值。采用长岩心驱替实验的方法,研究了在气藏中注入CO_(2)进行增产的不同因素对CO_(2)驱气效率的影响规律。结果显示:驱替速度对CO_(2)驱替效率有显著影响,速度越低,CO_(2)突破越早,CH_(4)最终采收率越低;岩心渗透率也对CO_(2)驱替效率有重要影响,渗透率越小,在注入相同孔隙体积的CO_(2)后,CO_(2)突破时间越短,CH_(4)最终采收率越低;重力分异效应导致高位注入低位采出时,CO_(2)突破更快,CH_(4)采收率更低;束缚水的存在能够延缓CO_(2)突破时间,提高CH4采收率。此举为低渗油藏注CO_(2)的高效开发过程提供了一定的理论基础和数据支持。

CO_(2)/表面活性剂复合驱油提高采收率研究

随着油田中大量轻烃采出,CO_(2)与地层原油的极性差异变大,萃取原油效果变差,并且由于黏性指进和过早突破的问题,开发效果越来越不理想。基于此,初选6种目前常用的驱油表面活性剂,进行溶解度、降黏实验以及耐盐、耐温实验,对表面活性剂进行筛选和评价。通过细管驱替实验测定地层压力下纯CO_(2)驱和复合驱的驱油效率,评价复合驱提高采收率的可行性。实验结果表明:表面活性剂AES能大大降低原油黏度,有效改善其流动性,并能溶于超临界CO_(2),具有良好的两亲性,同时化学稳定性也符合生产要求,可作为驱油剂使用;在不高于混相压力下,以0.08 PV的表面活性剂段塞注入地层,在各个压力点下,复合驱的驱油效率都比纯CO_(2)驱要高,证明了复合驱提高采收率的可行性,原油MMP降低了5 MPa,使得油田的CO_(2)近混相驱甚至混相驱具备可能性。

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。

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。

低渗油藏CO_(2)驱提高采收率模拟技术研究

主要论述了在低渗油藏中使用CO_(2)驱进行开采的开发方案。首先,依据目标油藏建立了基本油藏模型,并用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。然后对比不同开发方式,最终选择CO_(2)驱作为该油藏的开发方式。之后对井网井距进行优化研究,选择五点法、350~450 m的井距对本区块进行开发,通过对压力水平优化研究,得出30 MPa为最优压力值;针对注气井注气能力及产能进行预测研究,通过对油藏模型的计算,计算出单井最大注气量为93.1~127.5 t/d、单井最大日产油量为27.32 t/d。最后针对开发指标进行预测,发现15年后采出程度高达29.00%。低渗油藏运用CO_(2)驱进行开采可以显著提高采收率,该研究成果对该类低渗油藏的开发具有极好的借鉴意义。

超低渗致密油田气驱提高采收率化学机理研究

针对超低渗致密油藏开发难题,通过实验和数值模拟方法,系统探讨了气驱提高采收率的机理。研究结果表明,CO_(2)和N_(2)在岩心样本上的吸附量随压力增加而增加,在25℃、15 MPa的条件下,CO_(2)和N_(2)的吸附量分别达到1.5 mmol·g^(-1)和0.45 mmol·g^(-1),CO_(2)的吸附能力显著高于N_(2)。岩心流动实验显示,在2.5 MPa·m^(-1)的压力梯度下,CO_(2)的流速达到3.0 m·d^(-1),而N_(2)仅为1.2 m·d^(-1),证明了CO_(2)在致密介质中具有更高的传输效率。驱替效率分析揭示,在15 MPa、25℃条件下,CO_(2)的驱替采收率可达71.4%,而N_(2)为45.1%。技术经济评价显示,尽管高压CO_(2)注入成本较高,但其带来的增产油量收益最为显著,显示了其在经济效益上的优势。该研究为超低渗致密油藏的气驱提高采收率提供了重要的理论依据和实践指导,有助于提高开发效率和经济效益。

CO_(2)微气泡溶解动力学及提高采收率机理研究

CO_(2)微气泡是一种具有潜力的提高采收率与碳埋存方法,本文在自主设计的CO_(2)微气泡发泡装置的基础上,表征了高温高压条件下微气泡形态,进一步研究了微气泡的溶解特征,研究结果表明:10 MPa下制备出的微气泡直径10~70μm,平均直径34.43μm;15 MPa下制备的微气泡直径更小,平均直径25.03μm;地层水高矿化度条件下,平均气泡直径277.17μm,且气泡稳定性降低.微气泡的溶解实验结果表明CO_(2)微气泡的溶解速率较高,但是未溶解的CO_(2)仍以气泡的形式在地层中运移,微气泡注入地层后将形成“碳化水+微气泡”的运移模式.采用可视化微流控平台,首次研究了高温高压条件下无化学剂辅助CO_(2)微气泡的提高采收率机理:(1)提高微观洗油效率;(2)通过体积膨胀、溶解携带作用将油滴带出盲端,采出盲端中的剩余油;(3)打破油滴的毛管压力平衡状态,采出柱状残余油;(4)在流动中产生“贾敏效应”,封堵大孔隙、提高波及效率.本文研究可为CO_(2)微气泡提高油藏采收率与碳封存提供指导.

胜利油田CO_(2)高压混相驱油与封存理论技术及矿场实践

针对胜利油田开展CO_(2)驱油与封存面临的原油轻烃含量低混相难、储层非均质性强波及效率低、易气窜全过程调控难等问题,通过室内实验、技术攻关和矿场实践,形成CO_(2)高压混相驱油与封存理论及关键技术。研究发现,提高地层压力至1.2倍最小混相压力之上,可以提高原油中的中重质组分混相能力,增大小孔隙中的原油动用程度,均衡驱替前缘,扩大波及体积。通过超前压驱补能实现快速高压混相,采用梯级气水交替、注采耦合、多级化学调堵等技术全过程动态调控渗流阻力,实现采收率与封存率的协同最优。研究成果应用于高89-樊142 CCUS(二氧化碳捕集、利用与封存)示范区,区块日产油由254.6 t提高至358.2 t,预计实施15年可提高采出程度11.6个百分点,为CCUS规模化应用提供理论和技术支撑。

三塘湖盆地MZ区块致密油藏CO_(2)吞吐提高采收率

三塘湖盆地MZ区块致密油藏具有中—高孔隙度、特低渗透率和高含油饱和度的特征。开发初期采用水平井体积压裂获得高产,但自然递减率大,后期通过注水吞吐使得储量得到有效动用,但经过多年开发后注水吞吐效果逐轮变差,目前采出程度仅5.6%。为进一步提高采收率,开展了5口水平井CO_(2)吞吐试验。结果表明:CO_(2)在致密油提高采收率中主要发挥溶胀、增能、降黏、萃取轻质组分、提高流体流动能力等作用;在注入、焖井及生产全过程,CO_(2)作用机理会发生变化,从而造成原油性质的变化;CO_(2)在提高原油采收率的同时还具有较高的埋存率,兼具经济效益和社会效益,在致密油藏开发中具有较好的适应性和推广应用前景。

苏北盆地江苏油田CO_(2)驱油技术进展及应用

CCUS(碳捕集、利用与封存)技术对绿色低碳转型、实现“双碳”目标意义重大,而CO_(2)驱油埋存是其重要内容。苏北盆地江苏油田针对复杂断块油藏提高采收率的技术瓶颈开展CO_(2)驱油技术攻关及多种类型矿场试验,形成了以重力稳定驱、驱吐协同等为特点的复杂断块油藏CO_(2)驱油的4种差异化模式,成功开展了花26断块“仿水平井”重力稳定驱等技术先导试验,建成了10×10^(4) t的复杂断块油藏CCUS示范工程。江苏油田累计注入液碳量30.34×10^(4) t,累计增油量9.83×10^(4) t,实现了较好的增产效果及经济效益。技术研究及试验可为其他复杂断块油藏的CO_(2)驱开发提供参考借鉴。