热CO2驱提高原油采收率技术

热CO2驱采油新技术,将热力采油和溶剂萃取技术相结合,其中混相与黏度降低是关注的焦点.实施过程中,首先要加热CO2,使其温度高于油藏温度,热CO2注入地层后,使原油黏度降低,同时CO2与部分原油混合提高了原油的流动能力,从而达到提高采收率的目的.文中对土耳其Bati Raman稠油油田的常规CO2驱和热CO2驱进行了比较,理论计算结果表明,热CO2驱可提高原油采收率.     

热CO2驱提高原油采收率技术

热CO2驱采油新技术,将热力采油和溶剂萃取技术相结合,其中混相与黏度降低是关注的焦点.实施过程中,首先要加热CO2,使其温度高于油藏温度,热CO2注入地层后,使原油黏度降低,同时CO2与部分原油混合提高了原油的流动能力,从而达到提高采收率的目的.文中对土耳其Bati Raman稠油油田的常规CO2驱和热CO2驱进行了比较,理论计算结果表明,热CO2驱可提高原油采收率.     

CO2驱油提高采收率技术

针对目前世界上大部分油田采用注水开发面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题,国外近年来大力开展了二氧化碳驱油提高采收率（EOR）技术的研发和应用。这项技术不仅能满足油田开发的需求,还可以解决二氧化碳的封存问题,保护大气环境。该技术不仅适用于常规油藏，尤其对低渗、特低渗透油藏，可以明显提高原油采收率。     

中原油田CO2驱提高采收率技术及现场实践

系统总结了中原油田近十年来研究和实践形成的CO2驱提高采收率技术系列,包括CO2驱油机理、适宜性筛选评价技术、油藏工程技术和配套注采工程技术;评价分析了濮城沙一段下亚段油藏、胡96块等试验区的实施效果,总结不同类型油藏实施CO2驱的得失。研究结果表明,对于特高含水油藏,CO2溶于油斑和油膜,可驱动水驱残余油;对于深层低渗透油藏,CO2与原油界面张力小,毛管阻力小,可以驱替半径为0.01μm以上孔喉中原油。现场实践证实,CO2驱在防腐、剖面监测、分层注入及流度控制等方面已经形成了较成熟的技术,在深层低渗透油藏、特高含水油藏的应用中均取得了较好效果。同时,CO2驱具有不受温度、矿化度影响的优势,在高温高盐油藏具有巨大推广价值,为其他类型油藏注气提高采收率技术和实践提供借鉴。     

美国CO2驱成为油田提高采收率的主导技术

美国是应用CO2驱油研究试验最早、最广泛的国家,已成为油田提高采收率的主导技术之一。截至2008年,全世界CO2驱油项目达到124个,年耗CO2量2500×10^4t,每天产油27．4×10^4bbl,其中美国实施C02驱油项目108个,     

超临界CO2驱提高致密油藏采收率实验研究

针对玛湖地区致密油藏衰竭式开发后期采油速度快速递减的问题,提出利用超临界CO₂驱替开发致密油藏的研究思路,通过开展超临界CO₂萃取致密油实验、最小混相压力实验及长岩心驱替实验,探究了超临界CO₂驱替提高致密油采收率的作用机理、开发特征及影响因素,优选了注气速度、CO₂转注时机等重要操作参数。实验结果表明:CO₂萃取轻质组分能力随萃取次数的增加而减弱;注气速度对最终采收率影响较大,最优注气速度为0.10 cm³/min;原油与超临界CO₂最小混相压力为34.18 MPa;当前油藏压力条件为最佳CO₂转注时机。该研究成果对致密油藏高效开发具有一定指导意义。     

水驱后油藏CO2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。     

CO2提高采收率技术新进展

减少温室气体排放已成为世界各国共同关注的热点之一。国内外大量研究和应用成果表明，CO2提高采收率技术不仅可以通过向油层中注入CO2提高油气采收率，而且可以同时实现CO2的长期埋存，因此有可能成为在经济开发与环境保护上实现双赢的有效方法。     

CO_2驱吸气剖面测井技术优选

为评价CO2驱开发效果,需了解各层的吸气量,通过对现有的吸气剖面测井技术开展适应性评价,优选出合适的吸气剖面测井技术。五参数吸气剖面测井技术只能定性确定主要吸气层;脉冲中子氧活化测井技术适应于所有管柱类型,可以定量解释各层的吸入量,但低流速条件下影响测试精度;集流伞涡轮流量测井技术只适应于喇叭口位于注入层以上的笼统注入井,通过集流效应提高流体流动速度,可以提高低流速条件下末端吸气能力弱的注入层的解释精度。对比4口注入井的脉冲中子氧活化和集流伞涡轮流量测井吸气剖面解释结果,集流伞涡轮流量测井结果较脉冲中子氧活化测井结果解释吸气厚度比例提高了15.2%。集流伞涡轮流量测井测试吸气剖面结果可靠准确,在喇叭口位于注入层以上的笼统注入井吸气剖面测试中可以推广应用。     

注入伴生CO2以提高北部湾油田采收率

分析北部湾油田的地质情况后认为注入CO₂气体可提高原油采收率。通过筛选论证,将东方1-1气田在海南岛陆上终端分离出的CO₂注入北部湾的C油田,CO₂日分离量1 000 t 时,正好能满足油田驱油需要的注入量,可实现20年的稳定注入。虽然180 km 的管线费用较大,但是驱油提高的采收率产生的效益更大,不仅能覆盖前期所有的投入,还能有不少获利,如果计算碳税或者碳交易的一些收入,CO₂驱油的前景更加光明,具有很好的经济、环保及社会效益。     

英国大陆架油田注CO_2的优化

注CO2是北美陆上油田提高原油采收率(IOR)的成功技术.虽然还没有确定为海上IOR技术,但是注CO2是减缓北海设计采油量下降和提高环境效益的一种手段.可以在IOR和CO2埋存效率之间进行权衡.如果根据每桶增油所注的气体计算注CO2是有效的,对于IOR将需要注较少的CO2.因此,对于IOR和CO2埋存,出现了优化注CO2的问题,潜在的关键控制是最佳水气交替注入(WAG)比.在本文中,考虑了典型英国大陆架(UKCS)油田注CO2的优化,这些油田具有相当不同的油藏性质.预计在油藏压力下,CO2通常与原油混相.因此,进行了适合于典型UKCS油田的补充优化研究.这包括用简单一般模型和油田模型进行3D模拟.这两种模型都包括典型的高连通性通道和实际产气限制.研究结果证实,对于含有高连通性通道的UKCS油田,WAG的采收率往往比在不注水的情况下注CO2的采收率高.仅对于理想的均质模型,在不注水的情况下注CO2获得了较高的采收率.对于WAG和在不注水的情况下注CO2,一般模型给出了相似的埋存,但是当没有优化完井策略时,证明WAG要好得多.即使WAG对于IOR是较佳的,但对于非均质油田模型,在不注水的情况下注CO2对于CO2埋存较好.这表明,IOR和CO2埋存的优化将取决于油田,包括合适的完井策略和WAG比的选择.     

特低渗透油藏注CO_2驱油注入方式研究

针对特低渗透油藏水相难以有效注入、水气交替难以有效实施的问题,提出采用周期注气来改善特低渗透油藏注CO2驱油效果。首先通过与其他注入方式的对比,分析周期注气的优缺点,指出其比较适合特低渗透油藏。然后采用数值模拟的方法,研究周期注气改善驱油效果的机理,分析认为周期注气能够有效改善流度比,扩大CO2的波及体积,降低粘性指进的影响。最后将周期注气应用到特低渗透油藏芳48和树101区块的方案编制中,数值模拟结果表明,与连续注气相比,周期注气可以有效提高CO2的换油率,减缓油井气窜,最终提高采收率;并且在现场生产过程中,周期注气可以明显降低油井油气比上升速度,改善油藏开发效果。     

Prediction of Oil Recovery Factor in CO2 Injection Process

In this study, prediction of recovery factor (RF) for CO₂ injection into oil reservoirs based on artificial neural networks (ANNs) and mathematical models were investigated. To design the optimum ANN model, number of neurons, hidden layers, and training function were studied. Finally, efficiency of the models was evaluated using new data. As a result of this work, it can be concluded that it is possible to predict RF in CO₂ injection process by ANN and mathematical model. However, values that obtained from ANN were in the best agreement with the actual values than regression model. The proposed artificial neural network predicted RF during CO₂ injection with error about 0.396%.     

CO2驱注入剖面测井方法及应用

基于现有注入剖面测井技术,结合CO2驱井特点,改进测井工艺、优化技术选择、建立解释方法.利用研究形成的CO2驱注入剖面测井方法,即五参数吸气剖面测井技术和脉冲中子氧活化测井技术,现场测井应用38井次,从所测资料统计分析,五参数吸气剖面测井技术井温曲线指示明显,结合温度拐点的情况,可定性分析吸气层;脉冲中子氧活化测井技术可以定量给出各层的吸入量,但低流量时成峰较为发散,其峰位特征不完全符合正态分布,由于受仪器源距的限制有轻微拖尾现象,氧活化测井仪的测量下限为10m3/d.     

CO2混相驱：对流体物性的敏感性研究

敏感性研究往往能评价不定参数对储层特性的影响,本文强调流体物性数值模拟研究的影响,主要目的是确定在CO2混相驱中影响采收率的主要流体物性。使用修正黑油模拟器,改变原油和注入气密度、黏度、地层体积系数,评价对注入动态的影响。影响可用正态均方根离差和微分变换指数量化。从模拟结果看,模型对流体地层体积系数最敏感,其次是流体密度,对流体黏度最不敏感。为使影响降到最低,模拟前应适当辨别和分析以上流体物性数据。     

CO2驱油与封存的地面注入工艺技术

延长油田靖边乔家洼油区开展了CO2驱油与封存先导试验,初步建成单井CO2注入能力为10~20 t/d的地面注入系统。该系统主要由低温储罐、屏蔽泵、注入泵、水浴式汽化器及阀门仪表组成,储罐为系统连续供液,屏蔽泵为注入泵预增压,水浴式汽化器为储罐增压。运行初期发现储罐充液速度慢,注入泵进口压力低、预冷周期长、易气阻。通过工艺改造和操作优化,该系统逐步实现了正常注入,为低渗油藏中小规模CO2注入工艺积累了经验。     

稠油油藏注CO2适应性研究

为了得到方便实用的稠油油藏注CO2选井标准,以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例,运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2吞吐/驱替进行了适应性研究,得出了CO2吞吐/驱替的适应性参数。可以看出,CO2吞吐和CO2驱替对油藏参数和施工工艺参数的要求有很大不同。研究表明,原油黏度和含油饱和度是影响CO2换油效果最敏感的油藏参数;而周期注入量(CO2吞吐)和注入速度(CO2驱替)是影响CO2换油效果最敏感的施工工艺参数。所得的结果对选择合适的稠油油藏实施恰当的注CO2工艺有一定的指导意义。     

注CO2提高采收率技术现状

介绍了注二氧化碳提高采收率的机理、室内研究进展以及国内外开展现场试验的情况。在现场应用中二氧化碳吞吐、混相驱和非混相驱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。指出了注CO2技术目前面临的腐蚀、气源、气窜及高投资等问题。表1参34。