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。

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。

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。

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。

油气藏注CO_(2)提高采收率技术研究进展

对不同CO_(2)驱替类型、注入方式、注CO_(2)驱提高采收率技术机理进行了归纳,指出现有CO_(2)驱亟待解决的问题主要包括气源、气窜、腐蚀、固相沉积以及最小混相压力过高等,并提出了相应解决措施。基于技术和经济方面,认为CO_(2)驱油与埋存的经济性评价技术、CO_(2)驱油与埋存安全性评价技术、CO_(2)混相调节技术、CO_(2)腐蚀与防护技术、CO_(2)流度控制技术及注CO_(2)驱用化学辅助添加剂的研发等是未来的研究重点。

双碳愿景下中国石化不同油藏类型CO_(2)驱提高采收率技术发展与应用

CO_(2)驱油技术具有提高原油采收率和CO_(2)封存的双重目的,具有较大的发展前景,特别是碳减排的需要给予了技术规模应用较大的发展空间。中国石化CO_(2)驱的发展历程可以分为单井吞吐、先导试验和全面推广应用3个阶段,经过50多年的发展,CO_(2)驱油机理及配套技术已经较为成熟。结合中国石化油藏特点以及混相驱、近混相驱、非混相驱3种CO_(2)驱动类型,建立了CO_(2)驱油藏筛选标准。明确了低渗透油藏、致密油藏、中高渗透油藏这3类油藏的CO_(2)驱油机理。以苏北盆地草舍油田阜三段油藏、花26断块阜三段油藏、洲城油田垛一段油藏以及渤海湾盆地正理庄高89-1块油藏为例,总结了中国石化典型区块的实际开发效果,表明CO_(2)驱是提高原油采收率的重要方式。针对低渗油藏和中高渗透油藏CO_(2)驱规模应用面临的技术瓶颈,提出进一步加强驱油机理和提高注气效果的研究,推进碳捕集利用与封存(CCUS)技术的发展,对于实现“碳达峰”“碳中和”和保障国家能源安全具有重要的意义。

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。

水驱废弃油藏CO_2驱提高采收率技术研究

中原油田经过30多年高速水驱开发,已进入总体递减阶段,但油藏高温、高地层水矿化度特点限制了化学驱的应用。为改善特高含水开发后期油藏开发效果,中原油田在濮城油田沙一下水驱废弃油藏开辟了先导试验区。以CO2驱提高水驱废弃油藏采收率为目的,研究形成的特高含水期油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱驱油机理认识、注采参数优化方法,以及配套防腐、防窜工艺技术,已应用于2个试验井组,采出程度提高了6.5%。预计濮城沙一下整体实施后,原油采收率提高9.9%,年增产原油超过2×104t,为探索水驱废弃油藏及特高含水油藏提高采收率提供了一项新技术。

致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术

建立渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型,进行致密油多场耦合模拟,揭示致密油长期注水后压力场、渗流场和应力场的变化规律,在此基础上提出了致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。研究表明:致密油长期注水开发后,压力扩散范围小,难以建立有效驱替系统,地应力的变化幅度呈现差异性,水平最小主应力变化幅度大于水平最大主应力,注水井地应力变化幅度大于生产井,注水井周围地应力转向幅度较大。多场重构驱渗结合提高采收率技术通过注水井转采和大规模压裂技术,重构人工体积缝网系统;通过压前补能、压中增能、焖井蓄能、驱渗结合的全生命周期能量补充方法,有效解决了大规模压裂后注入介质易窜流、能量难补充的问题;通过多井联动强化渗吸效应,重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系,由避缝向利用裂缝转变,提高微观波及效率和驱油效率。鄂尔多斯盆地华庆油田元284区块现场应用实践表明,该技术提高采收率12个百分点,可实现致密油规模效益开发。

CO_2驱油提高采收率项目的经济评价方法

针对CO2驱油技术与常规采油技术的区别,在分析项目技术特点的基础上,对CO2驱油项目投资、成本和产出等参数及其预测方法进行了深入研究,并建立了经济评价模型。实例检验结果表明,该方法具有操作性强、结果准确、可有效降低投资风险、保障项目投资有效性等优点。

低渗透油藏注CO_2气驱提高原油采收率适应性的研究(英文)

在室内条件下,通过岩心驱替实验对CO2驱提高低渗透油藏的采收率进行了研究,对比分析了CO2、N2、压缩空气等不同驱介质的驱油效率;在国内外文献调研的基础上系统阐述了注CO2增油机理;通过数值模拟对CO2气驱、N2、压缩空气、水等不同驱替介质的采收率进行了对比,并对部分参数进行了优化.研究结果表明,在低渗透油藏中CO2气体增油效果最明显,压缩空气次之,最后为N2驱.通过对CO2参数优化,得到了模拟区块实施CO2驱的最佳渗透率和剩余油饱和度.研究结果对我国油藏注气的开发具有一定的指导意义.

复杂断块油藏高含水期化学剂强化CO_2复合驱提高采收率技术

苏北盆地洲城油田垛一段油藏含油面积小、储层分散、储量丰度低,目前处于注水开发的中后期,剩余油的量化表征及有效挖潜技术优选成为油田深度开发阶段核心工作。以高含水开发阶段复杂断块油藏剩余油挖潜及提高原油最终采收率为目标,开发了化学剂强化CO_2复合驱提高采收率技术体系(Chemicals&Carbon-dioxide,2C复合驱)。室内实验及数值模拟研究表明,水驱后注入洗油剂较大幅度降低流体界面张力,显著提高波及范围内残余油驱油效率,通过段塞式注入的CO_2的超覆作用,携带洗油剂对正韵律含油砂体高部位有效波及,改善垂向剩余油驱替效果。2C复合驱油体系通过耦合化学剂原油降黏及CO_2超覆作用扩大波及双重优势,实现高含水期驱油效率及纵向波及系数的同时提高,显著提高了原油最终采收率。

CO_2驱提高原油采收率研究进展

作为一项提高原油采收率的技术,CO2驱自20世纪50年代,就在现场得到了应用,目前,此项技术在美国、加拿大等国的应用已较成熟。我国对该技术的研究相对较晚,受到了高度重视,随着人们对温室效应与环境关系的理解,将CO2注入地层提高原油采收率,可以预测,此项技术在我国石油开采业中将会具有更广泛的发展前景。文章在调研国内外大量文献资料的基础上,阐明了CO2提高原油采收率的机理,CO2驱提高采收率的研究现状及进展,最后,分析了我国注CO2提高采收率的应用前景,并给出了相应的建议。

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。

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。

油田CO_(2)驱提高采收率技术及现场实践分析——评《化学驱提高石油采收率》

CO_(2)驱油技术在50年代出现并发展至今,作为油田内部主要采收方式,CO_(2)驱油技术逐渐替代了原有的热力采油方式。CO_(2)驱油技术由于发展较早、技术完善、气源成本低,使油田内部对CO_(2)驱油技术的使用范围不断扩大。我国对CO_(2)驱油技术的使用时间较晚,自90年代后才引进了CO_(2)驱油技术,并进行实验。《化学驱提高石油采收率》通过论述化学驱提高石油采收率的原理、方法与应用、技术和矿场应用原则,为相关工作的开展提供参考。

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。

致密油藏定向井CO_(2)驱提高采收率技术研究与应用

为探索深层致密油藏有效补充能量技术,以M区块为研究对象,开展CO_(2)驱提高采收率技术研究。M区块由于储层孔喉细小,连通性差,单相启动压力高,导致大部分油井因无能量补充已失效或处于低产阶段。基于理论研究、室内实验等方法开展定向井CO_(2)驱技术,通过压裂方式将CO_(2)快速注入,在地层压力下与原油混相,降低原油黏度,减小原油渗流阻力,同时CO_(2)与原油混相后,原油体积膨胀,可以补充油藏能量,最终达到提高驱替效率的目的。现场实施情况表明,该项技术可以实现致密油藏有效驱替,可有效提高采收率7.9%,研究成果对同类油藏改善开发效果具有指导意义。

低渗油藏CO_2驱提高采收率与埋存中的有效设计(英文)

由于具有较低的粘度和注入能力,CO2驱在低渗油田开发中相比衰竭和注水开发有明显的优势,而其开发效果受地质条件、油藏能量、流体特征及工艺技术等多种因素影响.常规的油藏数值模拟方法只能进行单次单因素分析,且不能分析不同因素之间的交互作用,难以满足上述低渗油藏CO2驱中的多因素多水平的研究需要.作者将实验设计方法引入上述CO2驱优化设计的数值模拟研究中,利用该方法可以利用少量具有代表性的CO2方案,最大量地获取需要的敏感性分析信息,从而有效提高数值模拟方法的效率.采用上述方法分析了低渗油藏CO2驱中的关键因素以及它们之间的交互作用,确定了适合低渗油藏条件的CO2驱注采方式、注采井型及其优化组合.研究表明,利用大斜度井连续注CO2,结合生产井生产气油比和油藏平均压力实施开关井控制方法可以增加注入能力、缩短开发周期,并能够同时获得油藏采收率和温室气体埋存的联合优化效果;研究同时发现存在相渗滞后作用的情况下油藏CO2埋存潜力较大.