CO2的埋存与提高采收率——埋存与采收率的共同优化

地质埋存CO2是减少其在大气中的排放量的有效方法,文章中运用油藏组分数值模拟模型确定一个优化采收率和CO2埋存的注采工艺.在一个人造的三维非均质油藏模型进行流动模拟.油藏描述是随机的,这样可以得到比较真实的油藏.利用组分模型进行流体描述,模拟结果显示,传统的油藏工程方法,例如CO2和水的连续注入,即水气交替注入技术不利于最大化地埋存CO2.关闭高产气井和当压力增加时打开停产井的井控技术是共同优化最成功的方法,适用于混相和非混相注气.井控技术比较可靠,因为采用比较真实的油藏模型的所有物理模拟都证实,它既能最大化地产油又能最大化地埋存CO2.     

胜利油田老油区CO2提高原油采收率及其地质埋存潜力评估

胜利油田经过近40年的开采,大部分油藏已进入开发中后期,注CO_2提高原油采收率(CO_2 EOR)及地质埋存技术应用前景广阔.以胜利油田老油区3个采油厂共183个油藏作为评估对象,依次从区域地质、CO_2埋存油藏筛选、CO_2EOR油藏筛选、增产油量及埋存潜力计算4个方面进行CO_2EOR及埋存潜力评估.评估结果表明,胜利油田老油区距离CO_2主要排放源近,具备CO_2埋存的地理和地质条件,共有41个油藏适合埋存,其中18个适合EOR,23个可作为废弃油藏直接埋存,期望总增产油量为999.72×10~4t,CO_2总埋存量为9 553.92×10~4t,整体可提高采收率5.76%.油藏的地质储量越大,CO_2埋存量和增产油量越大,越适合大规模的埋存工程.地质储量大的CO_2EOR油藏是将来CO_2埋存的首选场地.可用于埋存的(即将)废弃油藏数量多且地质储量大,在不久的将来很有可能成为CO_2埋存的主力油藏.图6表6参27     

世界石油工业CO2埋存现状与展望

由于温室气体大量排放而引起的全球气候变暖问题日趋严峻,为减少CO2排放,必须采取积极有效的措施.地质埋存CO2是避免气候变化的有效途径,CO2地质埋存主要的场所包括枯竭的油气藏、深部的盐水储层、不能开采的煤层等.CO2地质埋存在世界范围应用广泛,美国具有成熟的地质埋存技术.本文结合世界地质埋存存在的问题,提出应用发展对策,提高CO2埋存成功率,改善开发效果.这必将为全球资源的高水平、高效益开发和可持续发展提供理论及实践依据.     

CO2的埋存与提高天然气采收率的相行为

CO₂捕集与埋存可实现大气中CO₂的有效降低,但成本高昂,而处于特定温度压力范围的气藏可保证超临界CO₂的稳定埋存,是其理想的埋存靶场。研究认为：气藏中所储存的具有开发潜力的天然气会挤占超临界CO₂的地层空间,影响其稳定埋存;选择适合的超临界CO₂稳定埋存深度,在埋存的同时利用CO₂驱替开采天然气,有利于CO₂埋存并降低成本;在向气藏注入CO₂提高天然气采收率的过程中,CO₂驱替地层天然气的过程是“混相驱替”。根据PY干气藏温度、压力条件,在CO₂与天然气混合体系PVT相态特性实验测试基础上,运用状态方程模拟方法,分析了3种不同流体带特别是超临界CO₂天然气过渡带的偏差系数、地下体积比、密度、黏度的变化,明确了利用气藏实施超临界CO₂稳定埋存与注CO₂提高天然气采收率相互配套的必要性和可行性,并据此给出PY气藏在实施注入CO₂提高天然气采收率技术时,超临界CO₂可行的注入深度和采气压力范围。     

油田CO2 EOR及地质埋存潜力评估方法

地质埋存是减少CO2排放、防止全球变暖的有效途径之一.实践证明,将CO2注入油藏提高采收率(EOR)是一种技术和经济都可行的地质埋存方法.在调研的基础上,分析总结了油田CO2埋存潜力评估工作内容及评价方法:油田CO2埋存潜力工作应当包括地质评估、埋存筛选、EOR筛选及潜力评估四方面的内容.目前埋存潜力评估方法没有统一的存储能力准则,但计算方法都以物质平衡为基础.油田CO2埋存潜力评估工作,应结合国内油田的开发状况、油品特点,制定新的CO2 EOR和埋存油藏筛选标准以及埋存潜力评估方法.完善不同EOR操作方式下的CO2埋存潜力评估方法,以适应不同情况、不同等级的评估要求.应用国内外专家提出的标准和方法对胜利油田老油区的CO2 EOR和埋存潜力进行了评估.     

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.     

评估在CO2 EOR和地下水效应影响下原油采收率和CO2埋存能力

降低空气中排放的CO2量及其浓度的一个重要方法就是把这些CO2捕集并储存起来,地质埋存是一个主要组成部分.在所有可能方法中,最可能被优先采用的是在注CO2提高采收率的过程中回收埋存CO2.本文主要介绍了油藏CO2埋存量的预测计算方法、适合注CO2的油藏识别、地下水效应的影响,以及这种方法在加拿大西部沉积盆地中的应用.     

油藏二氧化碳驱油提高采收率及埋存技术

我国对二氧化碳驱油技术进行了大量的探索和研究,通过将国际上石油企业二氧化碳驱油的技术手段与我国的实际油藏特征相结合,深入研究和探讨当前我国二氧化碳驱油技术的发展现状,并介绍了二氧化碳驱油及埋存技术,并讨论了提升二氧化碳驱油采收效率的技术措施.     

二氧化碳埋存与提高采收率的关系

二氧化碳排放引发的环境问题引起国际社会的广泛关注.埋存主要选择的是枯竭的油气藏、深部的盐水储层、不能开采的煤层和深海埋存等方式.二氧化碳既可提高采收率又能实现埋存是石油企业追求的目标.二氧化碳驱油分为混相驱和非混相驱.二氧化碳注入方式分为水与气交替和重力稳定注入的方法.欧盟混相驱最大提高采收率为9%,最小提高采收率为4%.北海油田使用2.475t二氧化碳可提高1t原油产量.重力稳定非混相驱油最大提高采收率为18%,最小为10%.通过对二氧化碳提高采收率与埋存的研究,必将为环境保护和油气资源的高效开发和可持续发展提供理论及实践依据.     

欧盟油气储层二氧化碳埋存评价技术研究

由于温室气体大量排放而引起的全球气候变暖问题日趋严峻,二氧化碳减排问题备受世界瞩目,必须采取积极有效措施.应用CO2提高采收率是埋存CO2的重要途径,CO2提高采收率项目分为混相驱油和非混相驱油,CO2的埋存量决定于储层的性质和提高的采收率数值.通过对欧盟二氧化碳埋存计算方法的研究,实现CO2埋存和提高原油产量最大化,改善开发效果,这必将为全球生态保护,石油资源的高水平、高效益开发和可持续发展提供理论及实践依据.     

神华10万t/a CO2盐水层封存研究

煤炭的低碳清洁高效转化利用是神华集团的主要发展战略之一,神华集团已在CO2减排方面开展了多方位的研究工作.目前拟在鄂尔多斯实施10万t/a CO2捕集和封存(CCS)示范项目.通过对已有地质资料的初步分析和预测,认为煤炭直接液化厂附近有较合适的盐水层可用于CO2封存.预测目标区地下1000～2500m间可能有6套储-盖组合,考虑地质和经济等因素分析,其中的石干峰组储-盖组合条件较好,其次为二马营-和尚沟组储-盖组合和刘家沟组储-盖组合.     

注CO2提高采收率工程中的腐蚀机理及防护措施

利用CO2驱提高采收率是一项极有前途的3次采油方法。上世纪60年代中期,大庆油田和胜利油田相继开展了CO2驱的室内实验和小规模的矿场试验。随着小型CO2气藏的发现,CO2驱的单井吞吐措施作业项目越来越多,而且取得了明显的效果,采收率可以提高15％-25％。制约该项技术发展的一个突出问题就是注入CO2会引起油田设备的腐蚀性增加。通过分析CO2的驱油机理,剖析了CO2驱油中的腐蚀因素及腐蚀机理,并提出了注CO2驱油中控制腐蚀的几种方法。
     

CO2 HUFF-AND-PUFF EOR TECHNIQUE FOR LOW-PERMEABILITY OIL RESERVOIR

为了提高CO2吞吐采油技术在低渗透油藏中的应用效果,从影响CO2吞吐的主要采油机理出发,室内筛选了适合大庆外围葡南油田特低渗透扶余油层的周期注入量、周期注入次数、注入时机、注入压力等影响吞吐效果的主要工程参数,结合现场试验确定了适合CO2吞吐的最佳焖井浸泡时间,指出各油田注入CO2后的浸泡时间应根据浸泡后期油压的变化情况进行调整.优化的吞吐方案设计有效指导了大庆外围低渗透油藏现场开发,3口试验井初期平均单井日增油1.1t,累计增油479 t,为进一步提高低渗透油藏水驱后采收率提供了重要依据.     

中国陆上油田提高采收率潜力评价及发展战略研究

中国陆上油田采用常规方法开发,约有三分之二的储量留在地下。由于迅速发展的国民经济对石油能源的需求不断增长,提高已开发油田的采收率在今后一段时间仍是一项不可忽视的发展方向。原中国石油天然气总公司于1987年和1996年开始对中国陆上13个和17个油田系统地进行了二次提高采收率潜力评价和发展战略研究。该项研究以第一次提高采收率潜力评价为基础,充分吸收了我国已实施的矿场试验项目的经验和教训,从技术和经济两个方面对我国提高采收率的发展远景以及近期内可实现的、技术和经济都可行的潜力进行了再认识。评价结果表明:由于我国主要油田非均质程度高,提高采收率的潜力很大。在现有技术条件下,从参加评价的101.36×10⁸t地质储量中可增加可采储量11.58×10⁸t,平均提高采收率11%以上。如果按目前全国陆上油田平均采收率33%计算,相当于新发现约35×10⁸t的地质储量。同时也指出,由于技术,特别是经济条件的限制,近期内可在油田开发中推广应用的技术主要是聚合物驱方法;复合驱需要进一步完善技术,降低成本,才可能在油田中大规模应用。本文在此评价的基础上,提出了我国陆上油田提高采收率近期的规划设想和发展战略。     

WC54井区CO2单井吞吐强化采油室内实验及数值模拟研究

鉴于WC54井区油藏单元目前处于低产、无法形成注采井组补充能量的开采状态，开展单井注CO2吞吐强化采油工艺措施，这是最为可行的增产提高采收率方法之一。为此，文章针对WC54井区油藏的地质开发特征，在对油井目前地层流体进行相态分析基础上，通过CO2-油藏流体膨胀实验，确定CO2吞吐的驱替机理，再通过CO2吞吐长岩心驱替实验，确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性，并与WC211井的试验结果进行了比较，分析了原油物性和注气时期对试验结果的影响。然后利用数值模拟对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数，进行了敏感性分析，为WC54井区油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计，提供了系统的室内综合评价结果。     

中高渗注水开发油田后期提高采收率技术研究

渗透率较好的注水油田到开发中后期，注采平面矛盾日趋突出，含水严重，但油藏采出程度却很低。通过室内实验研究结果表明：对中高渗高注水开发油田在开发后期进行弱凝胶调剖，可以改善吸水剖面并提高采收率，但提高采收率幅度有限。在调剖后，注入表面活性剂体系、聚表二元体系，均能在弱凝胶调剖的基础上再提高采收率达十个百分点。两体系相比之下，表面活性剂体系，能更明显地提高非均质性突出的注水油田的采收率。     

发展我国聚烯烃技术的一些建议

介绍近期国外和国内聚烯烃技术的进展情况,列举了国内与国外先进技术的差距,分析了造成这些差距的原因,并对我国今后发展聚烯烃技术提出了一些建议和注意事项。     

驱油用AM-VP-AMPS共聚物的合成及性能研究

以丙烯酰胺 ( AM)、N 乙烯基 2吡咯烷酮 ( VP)和 2丙烯酰胺基 2甲基丙磺酸 ( AMPS)为单体 ,以水为溶剂 ,合成了一系列不同分子量的 AM VP AMPS共聚物。研究了单体浓度、引发剂用量、反应温度、聚合体系 p H值、反应时间对其转化率和共聚物特性粘数的影响 ,AMPS、VP含量与共聚物溶液表观粘度、抗盐性能之间的关系以及共聚物溶液的耐温抗盐性能。     

我国高含H2S/CO2气藏安全高效钻采的关键问题

我国高含H₂S/CO₂气藏天然气探明地质储量已经超过5000×10⁸m³，由于国内在高含H₂S/CO₂天然气藏钻探与开采方面缺乏系统的理论和成熟的工程技术，经常遇到系统失稳、压力失控、硫堵塞、工具失效及测试失败等棘手问题，不仅造成了巨大的直接经济损失，而且还严重制约了这类天然气藏的勘探开发与产能建设。为此，系统阐述了高含H₂S/CO₂气藏安全高效钻采的若干关键问题，包括：高含H₂S/CO₂气藏流体相态特征与渗流规律、元素硫积机理与防治、天然气水合物形成与防治、基于超临界流体相态与压力传递规律的井控及预报、高含H₂S/CO₂气藏安全开发模式等，以期为这类气藏的安全、高效生产提供帮助。