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。

CO_(2)驱油封存泄漏风险管理系统及应用研究

CO_(2)驱油封存技术在提高原油采收率的同时能实现大规模CO_(2)封存。然而,驱油封存过程伴随着多种CO_(2)泄漏风险。针对以往CO_(2)泄漏风险管理系统的缺乏,特别是缺少基于在线监测的管理系统,难以支撑动态的风险管理,研究基于CO_(2)驱油封存泄漏风险管理体系的构建,开发了集成多环境实时风险识别和评估、多空间风险预测、多层级风险预警和全过程风险控制的动态CO_(2)泄漏风险管理系统,并应用于鄂尔多斯盆地延长石油CO_(2)驱油封存示范项目。案例应用研究表明,所开发的CO_(2)泄漏风险管理系统可以全空间动态识别CO_(2)驱油封存过程的各种泄漏风险,有效支撑泄漏风险的动态管理,为CO_(2)驱油封存项目提供全面及时的安全保障。

致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存注采参数敏感性分析——以鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油藏典型储集层为例

致密油藏CO_(2)吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO_(2)的双重效果。目前,对致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存研究中,鲜有学者将CO_(2)封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例,利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数,以换油率、CO_(2)滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标,采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计,结合极差分析方法,分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明:当注重CO_(2)驱油时,建议注气时间为30~60 d,注气速度为0.001 0~0.003 0 PV/d,吞吐时机小于0.5年;当注重CO_(2)封存时,建议生产时间为30~230 d,注气速度为0.0075~0.010 0 PV/d,注气时间为145~180 d;当CO_(2)驱油和封存协同优化时,建议注气时间为30~65 d,吞吐时机为6个月前,焖井时间为10~20 d。

高含水油藏CO_(2)驱油与封存联合优化研究

为实现高含水油藏CO_(2)驱采收率最高、CO_(2)封存量最大的多重目的,考虑CO_(2)注入成本、驱油及封存收益等指标,建立基于经济净现值(NPV)的高含水油藏CO_(2)驱油与封存联合优化目标函数,结合油藏数值模拟方法,运用随机扰动近似梯度算法(SPSA)对优化目标函数进行迭代求解。以胜利油田某高含水油藏为例,根据不同时刻油藏含水率不同的特点,设置不同转注CO_(2)时机,分别开展注水和注CO_(2)方案优化,对比2种注入方式下生产动态及NPV差异,分析注CO_(2)时机对累积产油量及CO_(2)封存量的影响,并确定最优转注CO_(2)时机;此外,设置不同CO_(2)注入价格、封存补贴方案,分析其对经济效益的影响。研究结果显示,为使高含水油藏CO_(2)驱项目盈利,转注时含水率应低于0.97;当CO_(2)注入价格为1.2元/m^(3),封存补贴为0.114元/m3时,高含水油藏转注CO_(2)时机越早,收益越高。

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。

夹层型页岩油储层CO_(2)驱替特征——以鄂尔多斯盆地长7页岩为例

针对鄂尔多斯盆地长7夹层型页岩油储层动用困难的问题,利用一维、二维核磁共振技术评价方法,从微观角度对页岩油注CO_(2)驱替特征进行研究。结果表明:随着驱替流量的增加,驱油效率增大,中孔与大孔驱油效率贡献也增大,绝对驱油贡献率均在60%以上;增大驱替流量可以显著提高基质渗透率较小的岩样驱油效率;岩样赋存状态以游离油为主,饱和原油后体积分数为40.51%~62.40%,驱替过程中游离油相对驱替体积分数在50%以上;随着驱替流量的增大,游离油/吸附油相对驱替体积分数减小;干样渗透率越大,渗透率随驱替流量的增长速率也越大。研究成果为页岩油有效开发提供理论依据。

古龙页岩油高温高压注CO_(2)驱动用效果

为了明确古龙页岩油高温高压注CO_(2)驱动用效果,首先根据页岩压汞和氮气吸附实验结果,给出页岩T2值与孔喉半径转换系数,根据饱和页岩的T2谱特征,将页岩孔隙分为小孔、中大孔和页理缝;然后通过计算页岩油采出程度,考察吞吐周期、闷井时间、裂缝对吞吐驱油效果的影响,并且分析吞吐后岩心孔隙结构的改变程度;最后对比页岩油CO_(2)吞吐和CO_(2)驱替的驱油效果,并给出最优的驱油方式。结果表明:吞吐动用幅度最大的是中大孔和页理缝中的页岩油,小孔中的页岩油采出程度最低,增加闷井时间,页岩油采出程度仅提高0.81百分点,压裂可以使小孔中的页岩油采出程度提高11.33百分点,使小孔中的页岩油得到有效动用;吞吐比驱替可以使页岩油采出程度提高30.98百分点,并且可以动用干岩样中的页岩油,效果优于驱替;驱吞结合驱油方式比只进行吞吐可以使页岩油采出程度提高12.88百分点以上,并且可以大幅度提高小孔中页岩油的采出程度;吞吐后岩心孔隙结构发生明显变化,页岩砂砾含量不同是导致页岩吞吐前后孔隙结构变化差异大的重要原因。研究成果可为古龙页岩油矿场实践提供重要的基础参数。

高含水油藏CO_(2)驱油与地质封存机理研究现状及待解决的关键问题

为实现中国碳达峰、碳中和的长远目标,将化石能源燃烧生成的CO_(2)捕集后注入到高含水油藏,不仅可提高原油采收率,而且能在油层中实现CO_(2)地质封存,有利于实现油气增产和降低碳排放的双重目标。针对高含水油藏的特点,从CO_(2)驱油和地质封存机理、赋存方式、埋存量计算方法以及CO_(2)运移、泄漏风险预测与评价等方面进行了全面回顾。基于高含水油藏CO_(2)驱油与地质封存的中外研究现状,结合与之密切相关的科学领域及其矿场面临的难题,提出了CO_(2)与储层岩石和流体反应、驱油机理和封存方式、赋存量、封存效率、泄漏与风险防控等亟需深入研究的10个关键问题,为CO_(2)驱油与地质封存研究方向及产业化技术储备提供参考。CO_(2)驱油与地质封存问题的解决,对服务于“碳减排”和“碳增汇”,实现中国的碳达峰、碳中和战略目标具有重要意义。

低渗透平面非均质油藏注采井布井方式对CO_(2)驱开发效果的影响

中国陆相沉积低渗透油藏在平面上因受到不同沉积微相分布的影响,储层有效厚度、渗透率平面非均质性较强,实施CO_(2)驱的效果受注采井平面相对位置的影响较大。为探索合理的布井方式,改善开发效果,采用数值模拟方法,以大庆榆树林油田某注CO_(2)试验区的典型地质油藏参数和注采参数为依据建立理论模型,得到了不同平面非均质性、不同注采井布井方式下的CO_(2)驱开发规律。结果表明:CO_(2)驱注采井布井方式为“高渗注低渗采”和“厚注薄采”时的整体开发效果优于“低渗注高渗采”和“薄注厚采”;储层平面非均质性越强,不同布井方式下的开发效果差异越明显。研究成果可为低渗透平面非均质油藏CO_(2)驱注采井位的优化设计与调整提供重要参考。

致密油藏CO_(2)驱和水驱分子动力学模拟及微观机理

为了厘清CO_(2)驱和水驱两种驱替介质的微观驱油机理,基于分子动力学模拟方法,分别建立CO_(2)驱油模型和水驱油模型,研究不同驱替条件下亲水纳米孔隙内原油密度随驱替时间的变化规律,分析了驱油过程中烃类分子在纳米孔隙内的运移过程。研究结果表明:两种不同注入介质的驱油效率都随着注入速度的增大而增大;在CO_(2)驱油过程中,当注入速度较小时,CO_(2)膨胀发挥主要作用,随着注入速度增大,驱替逐渐发挥主导作用;在亲水纳米孔隙中,当注入水的速度较低时,渗吸发挥主要作用,此时小孔隙中的原油驱替速度比大孔隙快,随着注入速度增大,驱替逐渐发挥主导作用,大孔隙中的原油被快速驱替。

低渗透油藏注CO_(2)混相驱及CO_(2)埋存评价

注CO_(2)开发低渗透油藏不仅能增加原油采收率,还能将CO_(2)埋存在地下,实现双赢。为了明确X低渗透油藏注CO_(2)混相驱油机理、CO_(2)在地层中的运移规律以及埋存机理,利用实验和数值模拟相结合的方法,从注CO_(2)混相特征、注CO_(2)参数优化和CO_(2)埋存评价3方面对X低渗透油藏进行研究。结果表明:地层原油注CO_(2)最小混相压力为26.03 MPa,CO_(2)有降低原油黏度和密度的作用;通过参数优化确定的推荐注采方案与衰竭开采相比,累计增油量为96.21×10^(4)t,主力开发层系X4⁃2、X4⁃3提高采收率分别为9.37百分点、6.02百分点;CO_(2)注入地层后,随着时间的推移,在平面上不断向四周扩散,在纵向上受重力分异的作用向上运移;评价区块注CO_(2)驱推荐方案预计CO_(2)埋存量为68.08×10^(4)t,其中构造埋存量、束缚埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量分别为42.20×10^(4)、17.79×10^(4)、6.24×10^(4)和1.85×10^(4)t。研究成果为低渗透油藏注CO_(2)驱及CO_(2)埋存提供了实验和理论的借鉴意义。

基于分子动力学方法的致密砂岩储层CO_(2)驱油研究进展

随着致密砂岩储层CO_(2)-EOR项目的不断增加,亟需对CO_(2)与致密砂岩储层流体在孔隙介质中的相互作用机理进行研究,但室内实验难以观察到CO_(2)与流体在孔隙通道中的动态过程,而分子动力学模拟则可以弥补传统实验和数值方法的不足。为此,围绕该方法在CO_(2)-EOR研究中的2大重点——界面行为与受限空间运移行为,对包括萃取、溶胀、降黏、降低界面张力、最小混相压力、润湿性等6个方面界面行为的相关研究成果进行了系统梳理,结合前人对CO_(2)与致密砂岩储层流体在受限空间中运移行为的研究成果,提出了分子动力学在致密砂岩储层CO_(2)-EOR研究中的关键科学问题。研究结果表明:①分子动力学能够很好地将CO_(2)萃取原油中—轻烃组分的过程进行可视化,建议根据原油实际组分构成分析CO_(2)的萃取能力,从而弄清CO_(2)萃取原油中各组分的优先顺序及效率;②有关CO_(2)分子对原油溶胀降黏作用的研究,大多数成果中的原油组分体系较为单一,建议根据实际储层的原油组分,系统探讨高温高压条件下CO_(2)的溶胀降黏作用;③对于CO_(2)与油水两相之间界面张力的研究更多是在体相中进行展开,而在纳米受限空间界面行为的研究还有待完善;④有关地层水在孔隙壁面的润湿性研究,对不同因素之间的协同效应影响润湿性的机理尚不明确。结论认为,随着量子力学研究的不断深入以及计算性能的日益强大,该方法可以在更大尺度上进行复杂体系的计算,以其为基础的油藏、页岩油气藏CO_(2)-EOR机理等研究将会取得较大的突破。

考虑水相中CH_(4)与CO_(2)竞争溶解的CO_(2)驱油数值模拟

为明确CO_(2)和CH_(4)在水相中的相互作用及其竞争溶解对油藏CO_(2)驱油过程的影响,建立了考虑CO_(2)和CH_(4)竞争溶解的CO_(2)驱数值模拟模型,该模型修正了不同CO_(2)浓度下CH_(4)的溶解度,并改进了表征CH_(4)溶解能力的平衡常数。模拟结果表明:在CO_(2)和CH_(4)竞争溶解作用下,气体组分的分布发生了显著变化,影响气油比和含水率的波动,进而对油藏生产动态产生影响。在竞争溶解作用下,气相中CH_(4)质量分数增加,进一步证实了CH_(4)与CO_(2)之间相互作用的复杂性。该模型可以真实反映CO_(2)驱油过程中的气体相互作用。

二甲醚辅助CO_(2)驱提高页岩油采收率可行性实验——以四川盆地长宁地区奥陶系五峰组为例

为实现CO_(2)驱替过程中CO_(2)性能最大化,进一步提高CO_(2)驱替页岩油的采收率。提出了采用二甲醚(DME)辅助CO_(2)驱油方法,基于核磁共振(NMR)技术,通过开展助溶剂辅助CO_(2)驱替岩心实验,对比了丙烷、正己烷和DME辅助CO_(2)的驱油效果,明确了DME作用下CO_(2)对不同孔径孔隙原油的动用特征。结果表明:相比纯CO_(2),摩尔分数为20%的DME−CO_(2)混合溶剂能够将CO_(2)-原油的界面张力降低45百分点,混相压力降低33百分点,原油黏度降低80百分点,可动用孔隙孔径下限由7.7 nm降至3.2 nm,页岩油采收率提高35.9百分点;并可显著提高CO_(2)动用小孔隙(0.9 nm<r<101.0 nm)和大孔隙(101.0 nm≤r<7088.0 nm)的能力,动用程度分别提高了3.3倍和1.9倍;CO_(2)混合溶剂中DME最佳摩尔分数为20%,最大不超过30%。研究成果为探索页岩油藏新的开发方式和新策略提供了参考和借鉴。

重力辅助CO_(2)驱在姬塬油田H436区的实践

针对姬塬油田侏罗系油藏边底水发育、递减快、采收率低等开发矛盾问题,运用CO_(2)气体重力分异及气顶的膨胀原理,开展重力辅助CO_(2)驱油机理研究、影响因素分析、注采工程方案设计、矿场试验工作。研究表明,要保障重力辅助CO_(2)驱效果,要求油藏是具备一定地层倾角、油层厚度大、隔夹层不发育的背斜构造的轻质油藏,同时要有稳定的气源;要采用高部位均匀注气,低部位逐级开井,平面上混相驱油,采出端控液生产;注采井井筒需要配套气密封及防腐措施,地面要配套紧急截断装置,防止气窜风险。H436区油藏矿场试验表明,重力辅助CO_(2)驱油能够使濒临废弃的侏罗系低渗透油藏“起死回生”,单井日增油达1.57 t,含水率下降35.7%,降水增油效果显著。研究成果为长庆油田探索侏罗系低渗透油藏提高采收率提供了技术方向,同时为国家“双碳”目标储备技术。

CO_(2)驱油用增稠剂体系研究现状及展望

CO_(2)驱油技术(CO_(2)-EOR)能够在提高原油采收率的同时,将部分CO_(2)封存于地质体中,是一项“双赢”的技术。但由于原油与CO_(2)之间黏度相差较大以及油藏的非均质性,CO_(2)驱油过程极易发生气窜,气窜后CO_(2)驱油产量明显降低,在CO_(2)中加入增稠剂提高CO_(2)黏度是解决气窜问题最直接有效的方法。综述了目前国内外用于增稠CO_(2)的聚合物,即含氟类、硅氧烷类、碳氢类以及含氧烃类聚合物,对现有聚合物CO_(2)增稠剂的研究效果和其优缺点进行了对比分析。分析认为,在增稠CO_(2)提高CO_(2)驱油效率的研究和现场应用中,首选碳氢类和含氧烃类聚合物CO_(2)增稠剂,并总结得出有效的聚合物增稠剂应具备亲CO_(2)疏水基团和增稠基团、无规聚合、平均分子量为6000~15000的分子结构。目前尚未有兼具有效、经济和环保的CO_(2)增稠剂产品,因此设计和合成价格更便宜、无氟、无毒、环保、高可溶性的CO_(2)增稠剂是未来的研究方向。

低渗透-致密油藏CO_(2)驱油与封存协同评价方法

针对目前CO_(2)驱油与封存(CCUS-EOR)油藏工程理论缺少对CO_(2)驱油与封存协同评价指标及协同评价方法相关研究的问题,从CO_(2)驱油与封存双目标协同设计的角度出发,明确CO_(2)驱油与封存油藏工程方案设计原则,构建CO_(2)驱油与封存油藏工程评价指标体系。分析驱油与封存双目标评价指标间的内在联系,构建CO_(2)驱油指数和CO_(2)埋存指数。在此基础上,构建CO_(2)驱油与封存油藏工程协同评价指标:CO_(2)驱油与封存协同指数,建立CO_(2)驱油与封存协同评价模型,形成CO_(2)驱油与封存协同评价方法。低渗透-致密油藏试验井区的应用实例表明,该协同评价方法有助于明确CO_(2)驱油与封存油藏工程方案中关键注采参数的技术政策界限,所推荐方案能够同时实现驱油效果好和埋存量大的双重目标。

Y油田CO_(2)驱水气交替规律

CO_(2)驱可以有效解决特低渗透油层注入难、采出难的问题,但同时也存在部分油井气油比上升速度快、气窜控制困难的问题。目前水气交替注入方式是应用最广、成本最低的一种治理气窜[1]的方法。通过对油层岩心设定固定回压下,水气交替注入(WAG)与连续注CO_(2)气方式的驱替试验,研究在相同注入压差下,水气交替方式驱替效率明显高于连续注气方式,且在注入压差较低的情况下,水气交替注入的效果更好;通过填砂管试验,研究了水气交替过程中压力上升规律,在交替注入过程中,随着注入量的增加压差不断升高,其中注水压差迅速上升,注气压差上升速度较低。并通过理论研究指导现场CO_(2)驱工业化试验区水气交替实施,使试验区一直处于低气油比开发阶段。

延长低渗透油藏CO_(2)驱油参数优化数值模拟研究

CO_(2)驱油在特低渗油藏中具有较好的应用效果,是提高采收率的重要方法。以延长油田H区块为研究对象,分析目前注水开发存在的问题,根据动静态参数将井组分成2类,应用数值模拟方法,分别对2类井组CO_(2)驱油的开发方式、注气时机、注气速度、井底流压及气水交替周期进行了优化。结果表明,以气水比1∶1且气水交替的方式在油井含水40%~60%时注气效果最佳。第1类注气井组的最优注气速度为10~15 t/d,井底流压1 MPa,气水交替周期60天;第2类注气井组最优注气速度为5~10 t/d,井底流压2 MPa,气水交替周期30天。该研究结果对H区块低渗油藏现场注CO_(2)驱油设计具有重要的指导作用。

CO_(2)驱油技术的机理与展望

CO_(2)驱油技术是指把CO_(2)注入地层,利用CO_(2)自身特性驱替原油到采油井的工艺。文章分析了CO_(2)驱油机理,总结了CO_(2)注入方式的优缺点、提高采收率的基本原理、设备防腐的措施、降低最小混相压力的方法,指出了CO_(2)驱油技术面临的设备腐蚀严重、难以混相等问题及今后发展的方向。