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。

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。

长庆油田CO_(2)驱注采工艺现状及技术攻关方向

CO_(2)驱因具有原油体积膨胀、降黏、降低界面张力以及萃取置换等作用及良好的油藏适用性,目前已成为国内外油田三次采油主要技术之一。从2017年长庆油田在姬塬黄3区块开展了CO_(2)驱先导试验,针对注采过程中混相、流度控制、井筒防腐等关键技术问题,开展了注采井管柱完整性、防腐防垢、气窜治理、高气液比举升等技术研究与关键材料设备研发应用,初步形成了适合长庆低渗透油藏CO_(2)驱注采工艺配套技术。文章全面总结了长庆CO_(2)驱注采工艺技术研究现状,分析了CO_(2)驱工业化应用面临的技术挑战,提出CO_(2)驱注采工艺技术下一步研究攻关方向。

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。

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。

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。

注CO_(2)对地层油高压物性影响规律实验研究

注CO_(2)地层油的高压物性是分析CO_(2)驱油与埋存机理、优化其技术方案的基础。针对DQ油田M区块,采用脱水原油和天然气样品配制的模拟地层油开展实验,探索注CO_(2)对地层油高压物性的影响规律。结果表明,注CO_(2)使地层油的饱和压力和溶解气油比升高、体积系数和膨胀率增大、密度和黏度降低;CO_(2)注入越多,地层油高压物性的有利于变化程度越大。从地层油物性变化程度和经济角度,M区块进行注CO_(2)开采原油时,注CO_(2)占比以1.00~1.40为宜,相应注气压力为17~20 MPa。

海上低渗油田CO_(2)气水交替驱可行性实验研究

海上L油田属于特低渗透断块油藏,常规水驱开发难度大、注入压力高且储层能量亏空。为有效提高油田开发效果,以海上L油田特低渗透断块油藏为研究对象,开展靶区CO_(2)驱油机制、CO_(2)气水交替驱注入参数优化和CO_(2)气水交替驱效果评价研究,为目标油田CO_(2)驱可行性提供依据。结果表明,气水交替驱较水驱可提高采收率6.48%,CO_(2)气水交替驱最佳气液比为1∶1,最佳注气速度为1.0 mL/min,交替段塞大小为0.3 PV。该研究对海上L特低渗油田开发具有重要的指导意义。

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。

注CO_(2)重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏的适用性

海拉尔油田高倾角油藏石油探明地质储量规模大,地层倾角超过10°以上的储量占总探明地质储量的68.6%。受构造高差的影响,常规注水开发难以实现构造顶底部位油井均衡驱替,边底部油井含水率上升快,构造高部位油井受效差,整体开发效果不理想。针对海拉尔油田高倾角断块油藏水驱开发效果差的问题,以注CO_(2)重力驱油实验为基础,以油藏数值模拟为手段,开展注CO_(2)重力驱油机理、影响因素及适用性研究。结果表明:当以原始地层压力10.57 MPa注入1.2 PV的CO_(2)时,CO_(2)驱油效率可达55.9%,能大幅度提高高倾角断块油藏的采收率;地层倾角、储层渗透率、注气速度是影响注CO_(2)重力驱效果的主要因素;海拉尔油田有4411.35×10^(4) t石油探明地质储量适合开展注CO_(2)重力驱开发,注CO_(2)重力驱技术在海拉尔油田具有广阔的应用前景。

CO_(2)快速吞吐提高页岩油采收率现场试验

页岩油注CO_(2)吞吐提高采收率技术处于探索阶段,目前面临着CO_(2)与页岩储层及流体相互作用机制不明确、数值模拟技术不成熟、缺乏规模注采及低成本回收工艺等技术难题。为探索页岩油注CO_(2)提高采收率主控机理,以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油为对象开展了超临界CO_(2)水岩反应实验,分析了高温高压条件下页岩矿物溶蚀作用及其对孔隙度和渗透率的影响,并通过注CO_(2)恒质膨胀实验、最小混相压力测试评价了地层超压条件下注CO_(2)后原油高压物性变化特征,并在此基础上开展考虑多因素数值模拟研究优化了设计注入参数,最终通过矿场试验验证了技术可行性。研究结果表明:(1) CO_(2)水岩反应以碳酸质矿物溶蚀占主导,长英质矿物部分溶解,生成中大孔隙;(2)在地层原油中注入适量的CO_(2),显著萃取了原油中间烃组分,原油黏度从5.151 mPa·s下降到1.250 mPa·s,且CO_(2)首先萃取轻烃组分,随生产时间增加萃取组分逐渐变为重烃;(3)基于人工压裂与天然缝网混合介质组分数模模型,优化设计单井吞吐注气量1.7×10~4 t,注气速度500~600 t/d,焖井时间50 d;(4)低压侧加热的页岩油CO_(2)吞吐地面工艺,可依据CO_(2)注入地面工艺多参数数据模型,实现精准控温,避免注入管线冻堵及井下油管和套管材料低温脆断问题;(5)产出气CO_(2)浓度高于80%时,采用气相回收直注工艺,实现产出气回收成本降至104元/t。结论认为,CO_(2)快速吞吐有效提高了页岩油采收率,形成的机理认识和技术系列可为页岩油注CO_(2)吞吐开发提供参考和借鉴。

特低渗非均质油藏CO_2驱注气速度对采出程度的影响

特低渗非均质油气藏具有低孔、低渗、低饱和度和低产等特征,利用常规水驱开发难度大,采收率低,而CO2驱油能显著提高特低渗非均质油藏的采出程度。根据特低渗非均质油藏的地质和储层特征,利用双层非均质岩心模拟油藏非均质性,设计完成了5种不同注气速度下(1、2、4、8、10 m L/min)的驱替实验,系统分析了CO2驱油速度对原油采收率的影响。结果表明,CO2驱提高采收率幅度最大段在CO2窜流之前,随着注气速度的变大,推进速度变快,突破时间逐渐前移;合理的驱替速度使得CO2气体与岩心孔隙中水及原油的接触时间变长,采收率提高,从而提高特低渗非均质油藏开发的经济效益。

苏北油田CO_(2)驱油同心双管分层注气技术

为了解决苏北油田CO_(2)驱油常规笼统注气工艺在实际应用中存在的吸气剖面不均匀、高渗层气窜严重和低渗层动用程度低等问题,在分析常规分层注气工艺特点的基础上,通过设计双级锚定式管柱、优选防腐蚀材质和质量流量计、改进分注器等井下工具,形成了CO_(2)驱油同心双管分层注气技术。根据现场实际情况,研究解决了管柱失稳、封隔器失效等问题,实现了准确分层注气。该技术在草舍油田C1井进行了现场试验,利用地面装置调节分层注入量,各项指标均满足分层配注要求,取得了良好的现场应用效果。试验结果表明,该技术具有操作简单、可靠性高和调配精度高等优点,可有效实现精细注气,为苏北油田CO_(2)驱油有效开发提供了新的技术手段。

苏北油田CO_(2)驱油注气井套管错断原因分析及治理

CO_(2)驱油是苏北油田大规模应用的一种提高采收率的开发技术,目前已经取得较大进展。CO_(2)驱油注气井的油层套管是保证正常生产的重要因素,但在实际生产中,注气井多次发生油层套管错断事故,严重影响生产。通过对失效管材开展检测及分析,初步确定导致套管错断的主要原因为CO_(2)腐蚀、低温损伤和间歇式注气。从注气管柱、注入方式和环空保护液三方面开展治理试验,发生套管错断的概率明显降低。

致密油藏CO_(2)驱油提高采收率实验研究

M致密气藏是我国典型的致密气藏,储层非均质性强、物性复杂等因素限制了气藏的开采,气藏开采难度大。通过室内物理模拟实验评价注CO_(2)提高气藏采收率的可行性。在模拟M气藏的地层温度85℃、地层压力25 MPa下进行了天然气衰竭后注CO_(2)驱替长岩心实验,分别研究了注入时机和注入速度对气藏注CO_(2)提高采收率的影响。结果表明:致密气藏注CO_(2)可以获得良好的流动率和稳定的驱替前缘。同时,由于重力分异的作用,最终可以提高致密气藏的采收率。气藏在废弃压力下注CO_(2),虽然提高采收率幅度不是最高,但由于气藏大部分天然气早已采出,因此其最终采出程度反而最高;气藏衰竭后CO_(2)注入速度对提高天然气采出程度影响不大。M气藏注CO_(2)提高天然气采收率是可行的,早期衰竭开发到废弃压力后再从低处注气,是一种合理的开发方法。

基于模糊层次分析法的注CO_2混相驱油藏综合评价方法

油藏注二氧化碳驱是提高采收率的一种重要方法之一。在二氧化碳驱提高采收率中 ,对油藏进行适用性筛选评价可提高注二氧化碳的成功率和经济效益。对注二氧化碳驱替机理进行了研究 ,综合分析选择了多个油藏参数作为筛选油藏的综合评价参数 ,并给出了这些参数量化方法。引入了模糊数学中最新发展的模糊层次分析法(FAHP) ,成功建立了综合评价方法。实例证明了该方法的科学性和系统性 。

低渗油藏注CO_2/N_2组合段塞改善驱油效率实验

针对江苏高集低渗低饱和低能量油藏,开展了先注CO2前置段塞再后续N2段塞顶替的驱油机理研究。通过高集油藏地层原油加注CO2/N2气体互溶性膨胀相态机理、多次接触抽提-凝析过程相态机理以及交替注CO2/N2组合段塞细管驱替最小混相压力测试、长岩芯驱替效率等实验和模拟研究,对CO2/N2组合段塞注气驱油机理及效果进行了分析评价。结果显示,先注CO2前置段塞再后续注N2顶替的驱替方式能更有效地发挥CO2增溶膨胀、近混相和N2弹性膨胀驱油的优势,其驱油效率能达到甚至超过单纯注CO2的驱油效率。这种驱替方式不仅有利于改善注非烃气体的驱替效率,还可减轻令人担忧的采油井气窜后所带来的采油管柱和设备的腐蚀问题。此外将这一方式推广到注CO2前置段塞再后续注烟道气的驱替过程,还可在提高油藏采收率的同时实现工业温室气体地下环保埋存。

苏北油田二氧化碳驱油注气工艺应用实践及评价

CO_(2)驱油注气管柱是CO_(2)进入地层的通道,是保证CO_(2)驱油能够成功完成的重要因素之一,苏北油田在充分借鉴调研的基础上,设计、研制了四种CO_(2)驱油注气管柱。对苏北油田使用的4种CO_(2)驱油注气管柱及配套工艺进行了适应性分析,从气密封性、可靠性和经济性等方面进行了对比研究,并对其应用效果进行评价。分析认为,现有的CO_(2)驱油注气工艺可以满足苏北油田大规模注气需求,并取得了一定的增产效果。但在实际矿场试验中发现现有CO_(2)驱油注气工艺还存在一些局限和不足之处,为此提出了对目前CO_(2)驱油注气管柱进行改进完善、扩大应用气密封检测技术、深化CO_(2)驱油注气井油套管脆断机理研究和加强CO_(2)驱油分层注气技术攻关等下步研究建议。

我国CO2驱油注采工艺技术现状及下步研究方向

基于CO2驱注采井完井管柱技术难点,系统阐述了国内CO2驱注采井完井管柱的研究历程和发展现状,总结出CO2驱注采井完井管柱的技术关键是注入井完井管柱的密封性能和采油井完井管柱的防腐防气性能。国内油田CO2驱先导试验表明,封隔器的不断优化、油管的气密性检测等技术有助于提高注入井的密封性;CO2缓蚀剂配方和加注工艺、气举控套、井下油气分离等工艺有助于提高采油井的泵效。同时,针对矿场注采井面临的技术难题,指出了CO2驱注采工艺的下步研究方向。

黑59区块回注气驱CO_2浓度优选

国内部分油田进入了三次采油期.采用CO2驱油提高采收率,具有低碳环保、经济高效等优势,已经得到了推广应用.回注气驱油技术作为CO2驱替技术的一个延伸,其组分的确定对矿场提高采收率具有十分重要的意义.本文针对松辽盆地的油藏特征,进行了细管实验分析和数值模拟研究,分析了回注气组成对最小混相压力的影响以及不同CO2纯度下的驱油效率特征.同时,应用油藏工程方法,确定了回注气提高采收率的工程技术指标,为矿场回注气的高效开发提供技术参考.实验分析和数值模拟结果均表明,黑59区块回注气CO2浓度比例不低于93%时,驱油效果最佳.