CO2驱油机理及应用现状

综述了注CO2提高采收率的机理、CO2驱油的开发方式以及国内外开展现场试验的情况。在现场应用CO2混相和非混相都可有效提高采收率,合适的注CO2工艺需根据油藏条件选择。指出了我国注CO2提高采收率技术面临混相压力过高、腐蚀与结垢、气源、窜流严重、固相沉积等问题。     

世界二氧化碳埋存技术现状与展望

埋存CO2是避免气候变暖的主要方法之一,经过十几年的探索,CO2埋存技术取得了很大进步,欧美等世界典型埋存盆地和公司都取得了不错的CO2埋存成果。当前可行的埋存方式有三种:地下埋存、海洋埋存、森林和陆地生态埋存。地下埋存主要选择枯竭的油气藏、深部的盐水储集层、不能开采的煤层及深海埋存等方式。中国在CO2埋存方面具有广阔的前景。CO2埋存前景十分乐观,这一技术的推广和应用必将对全球CO2减排起到举足轻重的作用。     

世界气候变暖形势严峻 二氧化碳减排工作势在必行

温室气体大量排放而引起的全球气候变暖问题日趋严峻,由此导致的空气污染和温室效应正在严重地威胁着人类赖以生存的环境。为减缓气候变化,就要减少温室气体排放和增加温室气体的吸收,各个国家相继采取积极有效措施。地质埋存CO2是避免气候变化的有效途径,结合气候变暖存在问题,中国政府批准国家973项目——开展温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存研究,提出二氧化碳减排发展对策,必将为全球资源和环境的高水平、高效益开发和可持续发展提供理论及实践依据。     

世界地质储层二氧化碳理论埋存量评价技术研究

埋存CO2是避免气候变化的有效途径之一,地下埋存可供选择的主要方式包括枯竭油气藏埋存、深部盐水储层埋存、不能开采的煤层埋存以及深海埋存等。介绍了各种CO2埋存方式的埋存机理,分析了不同方式下CO2埋存量的各种计算方法。同时给出了IEA和IPCC评估的世界储层CO2埋存量,评估结果表明,深部盐水层可提供巨大的埋存潜力,在400～10000Gt之间;枯竭油气藏也具有很大的埋存潜力,可以埋存全部需埋存C02的40％。CO2地质储层埋存将对全球CO2减排起到举足轻重的作用。     

中原油田提高采收率优化技术

中原油田相继开展了CO2吞吐、N2驱、空气驱、合成聚合物驱、交联聚合物驱、微生物采油等项现场试验。鉴于中原油田地层温度高、地层水矿化度高,常规三次采油技术难以适应。对中原油田提高采收率的技术进行优化分析,对油田地质特点、开采特点和不同类型油藏采收率现状进行归纳,并对各技术潜力进行分析,得出结论:从储层条件和原油性质来看,适用中原油田的三次采油方法是CO2混相驱、天然气非混相驱,其次是化学驱。研究预测显示,通过水驱综合调整和气驱,可提高采收率11.1个百分点,达到40.5%,其中水驱综合调整增加可采储量3841×104t,提高采收率7.4个百分点,三次采油提高采收率3.7个百分点。总结出中原油田提高采收率的方向和思路:水驱提高采收率仍是油田当前开发的重点,重组开发层系、强化差层开采、提高油藏水驱采收率,大力发展堵水调剖等配套工艺技术、提高水驱控制程度,气驱仍是今后的主要发展方向。     

世界二氧化碳减排政策与储层地质埋存展望

阐述了因温室气体排放所引起的全球气候变暖和环境问题,介绍了国际社会的各种二氧化碳减排政策,提出了利用二氧化碳埋存提高石油采收率的技术,分析了二氧化碳埋存方式及世界二氧化碳埋存量的评估值。     

苏北复杂小断块油田提高采收率技术应用研究

苏北油田为一复杂断块区,具有＂低＂、＂薄＂、＂窄＂、＂深＂、＂多＂的地质特点。共探明油藏20个,探明总储量达4200.39×104t,开发油藏17个共30个区块单元,动用储量2856.64×104t,可采储量630.42×104t。＂十一五＂以前,主要以试采为主,多数单元采用弹性水驱和试注水开发,由于构造破碎,储层横向变化大,注采连通性差,多数单元采收率小于15%。近年来,应用水驱、化学驱以及气驱等技术,重点开展提高储量动用程度和提高采收率攻关研究工作。其中,水驱以井网加密、油井转注、补开注采对应层等完善注采井网为重点;化学驱以开展化学调驱室内评价研究、矿场调剖试验为主;气驱以二氧化碳驱油提高采收率为主。从经济角度评价,受断块小及储量规模控制,水驱是现今提高复杂小断块油藏采收率的主要技术。而二氧化碳驱油技术及化学驱油技术,成本高、投资大,在绝大部分小断块中推广应用,不具备经济和技术优势。     

超临界CO_2的携热优势及在地热开发中的应用潜力分析

利用超临界CO2作为工作介质,循环携带地热或驱替地下热水,是一种新颖的地热开发技术。文章在介绍超临界CO2携热优势的基础上,评价了不同类型地热储层注CO2开采地热的应用潜力。超临界CO2采热能力强,对岩石矿物溶解度小,还可与地质埋存技术相结合,适用于干热岩以及沉积岩地热资源的开发。干热岩开发主要考虑采用超临界CO2作为携热介质,沉积岩地热资源储量丰富、孔隙表面积大、地质条件安全,应是注CO2开采地热和地质埋存的首选。     

二氧化碳提高原油采收率技术进展

正二氧化碳提高原油采收率(CO2-EOR)技术已广泛应用于美国、加拿大、北海、安哥拉、特立尼达、土耳其等国家和地区。美国是目前利用CO2-EOR技术最多的国家,到2008年美国利用CO2-EOR技术的原油产量已近1243.9×104t/a,占世界的87.75%,项目数为105个,占世界的88.2%。美国新一代CO2-EOR技术具有大幅度提高CO2注入量等特点;或通过改进布井方案和驱油方式,增加打水平井等,提高波及程度;或改善流度比,控制CO2的黏性,提高驱替效率。应用新一代技术美国     

CO2在盐水层中的扩散和运移泄漏风险评价模型

温室效应和空气污染是21世纪人类面临的严重问题,而CO2埋存是解决温室效应的最有效方法。在CO2地下地质埋存中,盐水层埋存因其地质储量巨大受到了极大关注,同时也存在很多潜在的风险,因此建立CO2注入到盐水层后的扩散运移泄露风险评价模型将为人类安全埋存CO2提供理论支持。首先,考虑到CO2在联通水层中因浓度差泄漏,以菲克定律为理论基础,结合惠尔凯公式,建立了CO2扩散泄漏风险评价模型;其次,考虑到CO2在联通水层中因压力差泄漏,以达西定律为基础,利用气体平面径向稳定渗流公式和垂直管流相关公式等建立了CO2运移泄露风险评价模型;最后,考虑到CO2从盖层逃逸,以毛细管压力为基础建立了CO2通过盖层泄漏风险评价模型。结果表明,扩散系数越大,泄漏时间越短;扩散和运移泄漏时间相差很大,计算运移泄漏时可忽略扩散作用的影响;当埋存的CO2剩余压力小于盖层的突破毛细管压力时,气体以扩散方式泄漏,否则在压力差的作用下以渗流运移方式泄漏。     

提高采收率技术矿场应用进展与发展方向

通过对不同国家提高采收率技术(EOR)应用情况进行分析、统计,了解提高采收率技术的应用状况和发展趋势。2014年,世界EOR产量约为46.1×104m3/d,约占世界产油量的3.3%。稠油热采、气驱和化学驱技术是世界工业化应用的三大提高采收率技术。其中,稠油热采技术相对成熟,应用规模最大,其产量接近世界EOR产量的一半;气驱和化学驱技术发展较快,应用规模不断扩大,其产量约占世界EOR产量的四分之一。在高油价下,提高采收率技术得到更为广泛的关注,多个国家都重视新技术、新方法的研究与试验。美国、中国、加拿大、委内瑞拉和俄罗斯是提高采收率技术应用规模较大的5个国家,中国的化学驱和稠油热采技术及应用规模居世界前列,已成为提高采收率技术应用大国。适应苛刻油藏条件的驱油剂、驱油体系和流度控制技术,是制约提高采收率技术工业化应用的瓶颈;不同成熟技术的组合应用将是提高采收率技术的发展方向。     

火力发电厂CO_2捕捉技术

CO2等温室气体造成的温室效应对全球生态系统及社会经济产生显著影响。CO2捕捉和储存技术受到越来越多的重视。火力发电厂是重要的CO2排放源,适合采用CO2捕捉技术。介绍了3种火力发电厂CO2捕捉技术,分析比较了各自的优缺点及成本,讨论了影响CO2捕捉技术发展的因素。     

广东省发展碳捕集与封存技术的需求分析

碳捕集与封存（CCS）是一项新兴的、具有大规模减排潜力的技术,被认为是进行温室气体深度减排最重要的技术路径之一。本文选择我国的能源消费大省广东省为研究对象,在分析CCS发展现状的基础上,结合广东省的能源消费结构和CO2排放现状及趋势,分析了广东省发展CCS的必要性和可行性,并从CO2的捕集、运输、封存等环节,探讨了广东省CCS发展的技术需求和政策需求,以期为广东省CCS技术的发展提供科学支撑。     

地下含水层储能技术的应用条件及其关键科学问题

地下含水层储能已成为一项应用日益广泛的实用储能技术，可以很好的应用于大型空调项目。含水层储能系统能够跨季节利用夏季的热和冬季的冷，有效减少化石燃料的使用量进而减少对大气的污染。论述了含水层储能的基本概念、工作原理，分析了地下含水层储能技术的应用条件-水文地质条件、回灌水水质条件，进一步提出了利用地下含水层储能技术需要解决的关键问题，包括储能流体及热前沿的形状和位置、储能位置和含水层的选择、储能过程与环境的作用、储能系统的安全性、可靠性和经济性等。地下含水层储能技术具有节能和环保的重要意义，因而它具有广阔的应用前景。     

二氧化碳捕获与地质封存项目进展及启示

CCS技术已成为温室气体减排的关键技术之一,美国、加拿大、澳大利亚及一些欧洲国家都投入大量资金积极开展相应的发展计划。在未来10年内,CCS技术的研究将聚焦于降低成本、提高捕获率和评价不同封存方式的优劣等方面。从目前来看,各国CCS优先发展方向大致相似,捕获技术主要集中在发电厂CCS技术利用;封存技术主要集中于驱油、驱煤层气及深部咸水层封存方面。不过,具体的技术方向也有所差别。CCS技术将在中国实现未来减排目标中发挥重要作用,但目前研究工作尚处于起步阶段。除了一些共性的问题,我国CCS技术发展还有一些尚需克服的障碍。如缺乏顶层设计与管理,尚未制定发展路线图,缺乏战略性的引导,缺乏系统性的评估;同时CCS技术存在不确定性、成本昂贵。需要研究和制定一套政策和规章制度来保障商业规模的CCS示范与部署,进行体制机制与政策创新,研究和制定中国CCS路线图,做好发电厂和其他工业升级或配备CCS的准备,同时应加强国际合作。     

涠洲油田低渗储层长岩心驱替实验研究

中海油在南海西部海域的涠西南凹陷发现低渗透油气田。目前,该油田开发面临的主要问题包括:特低渗(渗透率小于10×10-3μm2)油藏储量所占比例大,如何提高低渗透储层产能,如何有效动用储量,以及注水开发可能存在注入能力低等。由于地层原油黏度低,油质较轻,注气开发是提高低渗透油藏采收率的有效手段;此外,该油田开发过程中将产生大量伴生气,有足够的气源。因此,采用油田伴生气回注是值得探索的提高采收率的方法。为此,有必要通过长岩心驱替实验,对低渗透油气田的注入方式进行评价优选,为编制海上低渗透油田开发方案提供依据。选取涠洲某油田流沙港组低渗透储层,通过室内长岩心驱替实验研究,综合评价了衰竭、水驱、气驱、气/水交替驱替时的驱油效率和渗流特征,从而为注水、注气驱提高采收率开发方式的选择提供实验数据支持和参考。实验结果表明:衰竭式开采方式效果最差,注水比注气效果要好,注液化气前置段塞+外输气驱的方式,能够达到最好的驱替效果。     

燃煤电站锅炉二氧化碳捕集封存技术经济性分析

阐述了我国燃煤电站采取二氧化碳捕集封存技术(CCS)的必要性,简述了各种二氧化碳捕集方案,并以350 Mw电站机组为例分析了采取各种方案的经济性,燃烧后捕集碳方法在碳交易费为138元/吨CO2时达到盈亏平衡点.纯氧燃烧在碳交易费为77元/吨CO2时达到盈亏平衡,燃烧后系统强化采油收益为0.06元/kwh,氧燃烧强化采油收益为0.10元/kwh.