液态二氧化碳实验区注入状况实析

芳48试验区自2007年扩大试验区进行CO2驱油试验以来,进行了微地震气驱前缘监测、气体示踪监测、CO2的注气剖面五参数测井等动态监测项目,基本满足注气剖面动态监测的要求,但是都无法精确评价吸气效果.2009在芳48试验区顺利完成一口注液态CO2驱油井氧活化测井项目施工任务后,在取得阶段认识的基础上连续完成注液态CO2吸气剖面测井施工,具备了规模生产能力,初步完成芳48实验区的吸气剖面动态监测工作.     

CO2地下埋存及驱油效果影响因素(为庆祝《新疆石油地质》创刊30周年而作)

国内外大量研究和应用成果表明,向油层中注入CO2可以大幅度地提高原油采收率,而且可以实现CO2的长期地质埋存.通过开展国外CO2埋存及提高原油采收率现状调研,了解国外利用油藏进行CO2埋存及提高采收率的最新动向,用数值模拟方法系统研究了储集层、流体性质及开采方式等因素对CO2驱油与埋存的影响.基于典型试验区油藏参数的数值计算结果,对影响CO2驱油与储存系数的因素进行综合分析,确定了影响CO2埋存与提高石油采收率的评价指标参数,并对各影响因素进行了评价.     

一种CO2驱油井产能预测方法及其应用（） 引用格式:吴晓东，尚庆华，刘长宇，等.一种CO2驱油井产能预测方法及其应用［J］.石油钻采工艺，2012，34（1）:72-74. 摘要: 中图分类号:TE328

油井产能预测是油田开发和人工举升设计的重要基础和依据。为了建立CO2驱油井产能预测方法和模型,在考虑地层压力、泄油半径、渗透率、相渗曲线、原油组成、CO2含量及表皮因子等因素对其影响的基础上,进行了正交试验方案设计和油藏数值模拟计算,借鉴Vogel建立溶解气驱油井产能方程的方法,通过对数值模拟计算结果的综合无因次化,建立了CO2驱油井产能预测模型。应用该模型对吉林油田CO2试验区的2口井进行实例计算,11个数据点的平均相对误差为4.27%,最大相对误差为9.07%,说明该方法和模型的预测精度较高,在CO2驱油田开发方案编制和油井举升设计中具有一定的应用可行性。     

冀东油田浅层非均质油藏CO_2驱数值模拟与方案设计

冀东油田高浅北区Ng6(馆陶组6层)油藏属于天然边底水驱普通稠油油藏,为了改善开发效果,决定在主体部位开展CO2驱油试验。建立了符合油藏特点的三维地质模型,应用数值模拟技术,对3种不同CO2注气方式—连续气驱、气水交替驱、气+泡沫交替驱进行了评价筛选,并进行注气参数的筛选优化。由于Ng6油藏非均质性比较严重,为防止注气过程中过早地发生气窜,在注气前,进行了前期调剖段塞进行。计算结果表明:试验区对CO2驱具有较好适应性,以CO2+泡沫交替注入(气泡沫体积比)为最佳允驱替方式,CO2的最佳用量为0.055HCPV,预测试验区的综合含水达到99.2%时的采收率比边底水驱提高2.29个百分点。     

黑59区块二氧化碳驱地面工程技术

黑59区块CO2驱开发试验初步建立了CO2驱地面工程相关基础理论和方法,设计完成了CO2循环注入试验方案并得以实施.现场建成全国首例从集气→液化→注入→采出→分离的CO2驱配套系统,工程运行良好.现场动态反映和各项监测资料显示,实现了混相驱替.黑59 CO2驱先导试验区开井20口,单井产能4.3 t,比注气前提高1t,比水驱预测的2.8 t提高了2.5 t,提高了53％.该区块日净增产油能力33 t,年增油产量0.93×104t.预测气驱采收率为35.7％,比水驱提高12.7％.     

高89区块CO2驱地面生产系统腐蚀分析与控制

2007年,胜利油田在纯梁采油厂高89区块开展了低渗透油藏CO2驱先导试验。对应目前CO2驱先导试验区,地面生产系统腐蚀严重部位是高890集输干线、后续的联合站和污水站处理系统。由于CO2驱采出液的混入,导致高含水输送介质中CO2含量大幅增加,目前含量在100 mg/L以上,造成高890集输干线、油站储罐出口管线和污水站沉降罐出水管线多次腐蚀穿孔。为此提出了缓蚀剂、耐腐蚀材料和防腐涂层联防的腐蚀控制措施,可将系统的均匀腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下,确保纯梁高89区块CO2驱先导试验区高含CO2地面生产系统正常运行,延长集输管线和后续处理站点的使用寿命,节省地面工程改造投资。     

黄3区CO2驱技术研究与现场试验

黄3长8油藏储层非均质性强,已进入中含水开发期,面临着有效驱替系统难以建立、压力保持水平低、注采矛盾突出、水驱提高采收率空间有限等问题。为研究CO2驱在长8油藏的适应性,利用室内试验研究黄3区注CO2后原油的相态特征以及CO2驱油微观机理,并针对试验区油藏裂缝发育、地层水矿化度高、气液比高的特点,开展注采井管柱完整性、防腐防垢、气窜治理、不同气液比条件下采油技术研究,初步形成黄3区CO2驱油注采工艺配套技术。为长庆低渗透油藏CO2驱油与埋存注采工艺配套技术奠定了基础。     

CO2驱油与封存安全监测体系的构建及实践 ——以黄土塬地区特低渗透油藏为例

黄土塬地区地表条件复杂,特低渗透油藏CO2驱井网密度大、注入压力高、易气窜以及为减缓气窜以水气交替开发为主的特点造成CO2泄漏点源多、强度高,以致该区域CO2监测点位布局和监测精度要求高,现有安全监测体系难以适应。通过对黄土塬地区特低渗透油藏CO2泄漏风险进行识别,分析CO2在地质体的空间运移特征,构建了涵盖盖层、井筒、深层和浅层地下水、地表土壤、地表水和大气的立体化多指标CO2安全监测体系,并在此基础上,开展了矿场CO2安全监测实践,进一步建立了CO2封存安全评价体系。安全监测和评价结果表明,CO2注入后各指标未出现异常,试验区未发生CO2地质泄漏,CO2封存安全等级为Ⅰ级。     

CO_2驱替实验压力变化特性

在CO2驱油试验区的开发初期,地层压力并没有明显上升,为了查明其原因,开展一维填砂模型和二维砂岩模型物理模拟实验研究。一维填砂模型CO2驱替实验显示:在相同压力下,随着CO2溶解量的增加,蒸馏水、盐水和原油3种流体的密度均上升后趋于稳定。结合液体升压过程中的体积缩小量计算及蒸馏水溶解实验,确认CO2在油相和水相中因溶解而导致液相体积缩小效应是填砂模型中压力降低的主要原因。在二维砂岩模型CO2驱替实验过程中也存在压力降低现象,对产出液体积倍数与驱替体积倍数关系曲线分析后提出:CO2在渗流时能进入油、水所不能进入的微小孔隙从而导致注入压力降低,相对而言CO2在液相中的溶解效应可以忽略。孔隙度计算及不同生产控制方式下碳酸盐岩岩心的CO2驱替实验验证了分析结果。图4表2参15     

FCC装置的新作用：碳捕集和焦炭气化

各炼油企业都致力于研究降低FCC装置CO2排放的方案。 CO2主要来自焦炭和CO的燃烧，所以如果能够减少催化剂上焦炭的燃烧（炼油厂不存在碳的损失），CO2排放将减少。     

CO2吞吐技术在断块油藏的应用

CO2吞吐技术室内研究表明：将液态CO2注入油层,在地层温度下,CO2快速汽化混溶于原油,可降低原油粘度85．9％,从而增强原油流动能力;同时地下原油体积膨胀27．9％,使储集层孔隙压力升高,在局部形成饱和地带,使部分残余油被驱动,提高了油相渗透率,可使驱油效率提高7．5％,从而提高油藏的最终采收率。该技术对低渗、封闭未注水的复杂断块油藏比较适用。截至目前,已在孤岛采油厂实施11口油井,累积增油15410t,取得了较好的矿场试验效果,展示出CO2吞吐技术在断块油藏应用的光明前景。     

商13-22单元CO_2驱室内实验研究

通过对胜利油田商 1 3 2 2单元进行的CO2 驱室内实验研究 ,确定了商 1 3 2 2单元的最小混相压力、原油与CO2体系的基本物性、CO2 对原油的膨胀降粘效果以及现场进行驱替时的合理注入方式。提出了胜利油田CO2 驱室内研究的一般思路 ,对胜利油田利用CO2 驱提高低渗透油田采收率具有一定的指导意义。     

利用CO2气驱开采复杂断块油藏“阁楼油”

复杂断块油藏进入高含水后期，位于构造高部位的“阁楼油”难以经济而有效地开发。苏北盆地拥有丰富的天然CO2气源，采用槽船运输、井口增压和高压升温等技术，在溱潼凹陷储家楼油田开展CO2气驱试验。通过数值模拟优选出CO2气驱方案，并于2000年10月开始矿场试验，已注入CO2气132．06万m^3，占油藏孔隙体积的1.59％，已增产原油2545t．综合含水率降低6％，每立方米CO2气换油0．001927t，提高油藏采收率1.07％，效果显著。试验取得了一批宝贵的资料，对CO2气驱的开采过程及生产动态特点有了新的认识。试验结果表明，选择油藏低部位井注入CO2气驱替水驱剩余油，能在油藏高部位形成新的油气富集带，机理清楚，工艺相对简单，见效快，是一种值得推广的复杂断块油藏三次采油方式。图3表3参12     

CO_2混相驱油藏高气油比生产特征分析及认识

草舍油田采用CO2混相驱油,部分油井产气量大,气油比较高。根据CO2溶解性及其影响因素,结合高气油比井生产特征,分析井筒中流体密度的分布和CO2气体对泵效的影响,以优化常规泵开采生产参数,降低气锁,提高泵效。分析研究和现场实例表明,在不采用脱气装置下,采用大泵径、大泵挂生产参数,可保持地层高能量,降低气锁,提高产液量。但采用常规管式泵开采高气油比油藏,泵效不超过30%,泵效难以有效提高。建议采用油气分离技术开采高气油比油藏。     

非离子低分子表面活性剂优选及驱油效率研究

目前国内外对低渗透油藏开发的主要趋势为注气开发,又以CO2混相驱居多。我国低渗油藏以陆上沉积为主,储量大且非均质性严重,油质较重黏度高一般不易达到CO2混相。为了降低驱油混相压力,在尽量少增加成本的情况下提高驱油效率,找到了一类不溶于水但溶于超临界CO2及原油中的非离子低分子表面活性剂,通过研制复配及溶解性与降黏评价实验,找到了2种表活剂CAE、CAF。以细管实验为载体,采用高温高压配样器配置地层油进行驱油效率评价,筛选确定了一种表活剂CAE。进行溶解式驱替及段塞式驱替以确定表活剂CAE的最佳注入方式;进行不同浓度的驱替实验确定表活剂CAE的最佳注入浓度。研究表明:段塞式驱替为该活性剂的最佳注入方式,最佳浓度为0.2%;表活剂CAE在最佳驱替方式下与纯CO2相比可以提高驱油效率约13.13百分点。该研究为国内低渗透油藏相对有效地降低混相压力、提高驱油效率找到了途径,是我国低渗油藏注气开发研究中值得探索和尝试的方法之一。     

草舍油田CO2驱高气油比井举升新技术

在草舍油田注CO2驱油过程中,由于CO2通过大通道窜至生产井,造成气油比上升,导致常规管式泵泵效低,为此进行了CO2驱高气油比井举升技术研究。研制了防气射流泵和强制拉杆防气泵等关键工具,组合了具有二级防气功能的CO2驱高气油比井举升管柱,并采取了防止CO2腐蚀的技术措施,形成了CO2驱高气油比井举升新技术。该技术在草舍油田3口井进行了现场试验,结果表明,3口试验井平均泵效提高了10.5百分点,平均单井日增油2.0 t。这表明,CO2驱高气油比井举升新技术能够解决草舍油田CO2驱高气油比井泵效低的问题,达到提到泵效和产油量的目的,为提高草舍油田CO2驱整体开发水平提供了一种新的技术手段。      

东濮凹陷CO2气源岩及地球化学特征

东濮凹陷在下古生界奥陶系风化壳与下第三系Es¹₃地层发现了高含CO₂气层(显示)。通过气源对比分析证实,该凹陷文留构造文33块、文269块Es¹₃中的有机气体是来源于下第三系碎屑岩地层生成的油型气,其CO₂则是石炭系-二叠系的煤在二次生烃中伴生的CO₂与下古生界奥陶系灰岩高温分解生成的无机CO₂混合而成。对东濮凹陷这2类CO₂气源岩进行高温模拟实验发现,石炭系-二叠系的煤生气能力是奥陶系灰岩的9倍,煤生成的气体70％~80%为甲烷,少量为CO₂;而灰岩所生气中95%以上为CO₂气;单位质量的煤与灰岩生成的气体中CO2体积相当,煤是东濮凹陷最重要的气源岩。     

东濮凹陷CO2气源岩及地球化学特征

东濮凹陷在下古生界奥陶系风化壳与下第三系Es¹₃地层发现了高含CO₂气层(显示)。通过气源对比分析证实,该凹陷文留构造文33块、文269块Es¹₃中的有机气体是来源于下第三系碎屑岩地层生成的油型气,其CO₂则是石炭系—二叠系的煤在二次生烃中伴生的CO₂与下古生界奥陶系灰岩高温分解生成的无机CO₂混合而成。对东濮凹陷这2类CO₂气源岩进行高温模拟实验发现,石炭系—二叠系的煤生气能力是奥陶系灰岩的9倍,煤生成的气体70％~80%为甲烷,少量为CO₂；而灰岩所生气中95%以上为CO₂气；单位质量的煤与灰岩生成的气体中CO2体积相当,煤是东濮凹陷最重要的气源岩。     

壬基酚聚氧丙烯醚硫酸盐-Na2CO3-桩西原油体系的油-水动态界面张力

 合成了壬基酚聚氧丙烯醚硫酸盐(NPPS)表面活性剂。以NaCl质量分数0.5%的盐水为模拟地层水， 分别配制了NPPS、Na₂CO₃及Na₂CO₃-NPPS复配物与桩西原油的混合体系，测定了体系的油-水动态界面张力。结果表明，单独使用Na₂CO₃或NPPS都无法使盐水-桩西原油体系的油-水界面张力降到0.01mN/m以下。采用NPPS与Na₂CO₃复配，协同效应明显，当体系中Na₂CO₃的质量分数大于0.35 %时，仅需质量分数0.0025 %的NPPS，体系油-水界面张力即可以降至10 ^-4 mN/m以下。     

CO2启动盲端孔隙残余油的微观特征

低渗透油藏中存在大量的盲端孔隙,其中赋存的原油通常难以被水驱启动,成为水驱残余油的一种表现形式。建立玻璃刻蚀微观盲端孔隙模型,饱和油后开展室内实验模拟水驱、CO2非混相驱和CO2混相驱等开发过程,利用微观可视系统观测盲端孔隙中残余油在各种驱替方式下的启动特征。实验结果显示,水驱仅可以进入盲端孔隙较浅的区域,难以启动残余油;CO2非混相驱可深入盲端孔隙,部分残余油被启动,并沿内壁流出,进入主通道;CO2混相驱则可以驱替盲端孔隙深部的残余油,且随着CO2注入孔隙体积倍数的增大,基本可以将盲端孔隙中的原油驱替干净。分析认为,水驱仅依靠压力变化及流体弹性启动极少量的盲端孔隙残余油,而超临界CO2则可以不停地与残余油发生组分交换,通过流体间的传质作用进入盲端孔隙,从而启动大量残余油。因此,超临界CO2不仅对常规驱替介质波及的可流动孔隙具有较高的驱油效率,还可以启动盲端孔隙中的残余油,降低残余油饱和度,提高采收率。