底水砂岩气藏注CO2驱气提高采收率机理及埋存效果

注CO₂已被广泛应用于提高油气藏采收率,但有关底水砂岩气藏注CO₂驱及CO₂埋存协同开发的研究较少,气态CO₂和超临界态CO₂驱替天然气的机理和差异尚不明确。为了改善底水砂岩气藏水侵情况和明确气态与超临界态CO₂驱提高采收率及CO₂埋存机理,以X底水砂岩气藏为例,开展了注CO₂驱适宜度评价,提出了X气藏CO₂驱最优开发方案,并对比了气态和超临界态CO₂驱提采机理和效果,最后对注CO₂驱最优方案开展了生产及埋存预测。研究结果表明：(1) X气藏适合进行注CO₂驱,注CO₂提高采收率的最优方案即注采井网为低注高采、关井时机为采出气CO₂浓度达10%～20%、转注时机为地层压力7.5 MPa、压力恢复水平为地层压力7.5 MPa、注气速度为3.5×10⁴ m^...     

中国石油二氧化碳捕集、驱油与埋存技术进展及展望

全面梳理中国二氧化碳捕集、驱油与埋存(CCUS-EOR)攻关探索、矿场试验、工业化应用3个阶段发展历程，系统阐述近年来在CO₂驱油机理和矿场实践等方面取得的突破性认识和相应的CCUS-EOR工程配套技术成果，指出未来发展前景。经过近60年的探索攻关，创新发展了适合中国陆相沉积油藏的CO₂驱油与埋存理论，提出C7—C15也是影响CO₂与原油混相的重要组分的新认识，在矿场试验中验证了CO₂快速恢复地层能量、大幅提高区块产能和采收率等机理。创建了陆相沉积油藏CCUS-EOR油藏工程设计技术，形成了以保持混相提高驱油效率、均匀驱替提高波及效率为重点的油藏工程参数设计及井网井距优化设计技术，初步形成了CO₂捕集、注采工艺、全系统防腐、埋存监测等全流程配套技术。为实现CO₂的高效利用和永久埋存，需将油水过渡带油藏统筹考虑，由单油藏升级到构造整体控制区域的规模化CO₂驱油与埋存，在构造高部位实施注CO₂稳定重力驱，利用CO     

中国CCUS-EOR技术研究进展及发展前景

碳捕集、利用与封存技术(CCUS)是减少碳排放的有效手段之一，是实现中国双碳目标的重要技术保障。CO₂驱油(CCUS-EOR)是其中最主要的CO₂利用方式。梳理了CCUS-EOR整个流程，系统阐述了捕集技术、输送方式和驱油封存过程的发展现状及发展前景。针对捕集过程，着重分析了不同CO₂捕集技术的优缺点、成本及其发展趋势，指出了中国在大规模碳捕集成本和捕集工艺方面存在的问题；针对输送过程，着重分析了超临界管道输送面临的挑战如管道建设、管输工艺和管输设备等方面；针对CO₂驱油过程，着重分析了中国在CCUS-EOR技术上的技术水平、应用规模及生产效果方面存在的问题；针对CO₂封存过程，侧重对埋存的安全性进行分析，列举了可能的CO₂泄漏监测方法。中国的双碳政策指引、主要产油盆地周边源汇匹配、储量丰富的低渗透油藏都为CCUS-EOR的发展奠定了良好的基础，但在大规模低浓度捕集技术、长距离超临界管道输送技术、规模化驱油埋存、智能化监测技术等方面与国外较为成熟的工业化C...     

CCUS全尺寸腐蚀模拟试验技术与应用

CO₂腐蚀是制约CO₂驱油与埋存试验的关键问题，其中温度、压力、CO₂相气液多相流是影响腐蚀的主要因素。根据CO₂驱现场实际，综合考虑影响CO₂驱腐蚀的各个因素，以及室内高温高压釜与矿场实际流体的流速、流态有明显差异性，为真实模拟地面注水、集输及注采井筒CO₂腐蚀环境，准确研究和评价CO₂腐蚀规律，研发形成国内首套CCUS全尺寸腐蚀模拟中试试验装置，实现了水平和垂直管流速环境下CO₂腐蚀规律、材料腐蚀行为、缓蚀剂应用效果等综合腐蚀的试验评价。通过CO₂中试模拟试验数据与软件预测、室内实验、矿场腐蚀监测等数据对比分析发现，CO₂中试模拟试验数据与矿场腐蚀监测数据更为接近，可模拟CO₂驱注采集输系统腐蚀工况，实现垂直管流与水平管流动态腐蚀模拟。试验筛选出了经济可行的材质及药剂体系，确定适合现场使用的防腐药剂浓度和加药周期，有效指导了CO₂     

CO2驱油与埋存技术新进展

碳达峰和碳中和发展战略以及社会经济发展对石油等能源需求量的持续增长,为CO₂驱油与埋存技术带来了巨大的发展机遇,也提出了前所未有的挑战。从目前中外CO₂驱油与埋存研究现状入手,通过CO₂驱油与埋存机理和影响因素分析,提出了CO₂驱油与埋存存在的问题和发展方向。结合实践将CO₂驱油与埋存研究内容总结为目标优选、相关机理实验研究、方法技术攻关、经济性评价、安全性评价和现场实践等6方面。CO₂驱油与埋存存在的问题主要包括：CO₂驱油与埋存应用的油藏类型还非常有限,CO₂气田分布特征及其与CO₂驱油与埋存目标油藏之间的时空匹配关系研究还未引起足够重视,CO₂驱油与埋存机理等研究还存在诸多问题,CO₂驱油与埋存方案设计有待优化,CO₂驱油与埋存经济有效性评价体系尚未建立,CO₂埋存安全性跟踪评价还存在一系列问题。对...     

一种基于组分闪蒸运算的CO2驱动态埋存潜力计算方法

CO₂驱油与埋存具有经济效应和环保作用,计算CO₂埋存潜力对油藏开发方案设计和安全封存意义重大。已有的潜力计算方法主要针对CO₂的静态埋存潜力进行粗略估算,不能考虑油田的生产实际。为此,提出了一种基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法, 方法基于组分闪蒸运算,考虑了油田的生产实际和CO₂驱的埋存机理,可以计算溶解CO₂、束缚CO₂、自由CO₂和总的CO₂埋存潜力。研究表明:随着埋存时间的增加,会有自由CO₂转变成束缚CO₂和溶解CO₂;经历过水驱开发的油藏,地层水含量高,不能忽略CO₂在地层水中的溶解。基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法可以计算不同种类油藏不同开发方式的动态埋存潜力,方法简单实用且符合生产实际。     

重力分异和非均质性对天然气藏CO2埋存的影响——以中国南方ＸＣ气藏为例

在含CO₂的天然气藏中实施CO₂长期稳定埋存并提高天然气采收率,实现CO₂的规模化综合利用,具有重大的现实意义。为此,以一个真实的含CO₂浅层废弃气藏为埋存靶场,运用数值模拟方法,设计了纵向非均质气藏剖面模型,用于研究气藏储层在正韵律、反韵律以及复合韵律条件下气体运移对超临界CO₂稳定埋存的影响,并重点研究了重力分异和地层非均质性条件下的流体运移规律。结果表明：不同韵律剖面模型在注超临界CO₂埋存及开采剩余天然气过程中,作为反韵律的目标气藏注超临界CO₂埋存过程在生产井突破最晚,吸入的超临界CO₂量最大,天然气累计采出量最多,其超临界CO₂埋存潜力相对最大;重力分异可引起超临界CO₂与天然气之间产生非平衡态相的分离,天然气向气藏高部位运移,CO₂最终趋向于形成“超临界CO₂垫气”,可以很稳定地沉积在气藏下部形成“垫气”埋存。该成果为实现CO₂减排、降低CO₂捕集与埋存技术（ＣＣＳ）成本提供了技术支撑。     

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。     

低渗透油藏注CO2混相驱及CO2埋存评价

注CO₂开发低渗透油藏不仅能增加原油采收率，还能将CO₂埋存在地下，实现双赢。为了明确X低渗透油藏注CO₂混相驱油机理、CO₂在地层中的运移规律以及埋存机理，利用实验和数值模拟相结合的方法，从注CO₂混相特征、注CO₂参数优化和CO₂埋存评价3方面对X低渗透油藏进行研究。结果表明：地层原油注CO₂最小混相压力为26.03 MPa,CO₂有降低原油黏度和密度的作用；通过参数优化确定的推荐注采方案与衰竭开采相比，累计增油量为96.21×10⁴ t，主力开发层系X4-2、X4-3提高采收率分别为9.37百分点、6.02百分点；CO₂注入地层后，随着时间的推移，在平面上不断向四周扩散，在纵向上受重力分异的作用向上运移；评价区块注CO₂驱推荐方案预计CO₂埋存量为68.08×10⁴ t，其中构...     

页岩油井缝网改造后CO2吞吐与埋存特征及其主控因素

为了明确裂缝性页岩储层注CO₂吞吐后的埋存效果，探究注CO₂吞吐实现CO₂有效埋存的可行性，通过建立含复杂缝网的页岩油井CO₂吞吐与埋存数值模型，对比不同生产与裂缝参数下的吞吐与埋存特征，并引入灰色关联分析方法确定了影响CO₂吞吐与埋存效果的主控因素。结果表明：CO₂吞吐不仅可以提高页岩油的采收率，而且可以实现部分CO₂的有效埋存，埋存系数可达0.40；注CO₂吞吐开发页岩油藏时，吞吐和埋存效果随着吞吐轮次、注入速度、闷井时间和周期注入量等生产参数的增大而增强，其中吞吐轮次对吞吐效果影响最大，可使累计产油量增加22.12%，注入速度对埋存效果影响最大，可使埋存系数达到0.40;CO₂吞吐时间越晚，累计产油量越少，但埋存系数越大，累计产油量每年减少3.47%，埋存系数每年增加39.48%；页岩储层裂缝条数、长度的增加有利于提高采收率、实现更多的CO₂埋藏，累计产油量最大可...     

基于层次分析法的CO2驱注采工程安全风险评价

注采工程安全风险管理是CO₂驱油技术现场实施的关键环节。为保障CO₂驱现场注采施工安全和提高注采工程安全风险管理水平,梳理了注采过程中存在的安全风险,同时应用层次分析法对注采工程安全风险进行量化评价,建立了CO₂驱注采工程安全风险层次结构模型。通过构造判断矩阵、一致性检验和权重计算,得出了注采工程安全风险影响因素的排序。CO₂驱注采工程安全风险可分为注采施工风险、CO₂腐蚀风险、安全管理风险、环境保护及人身安全风险等类别。CO₂驱注采安全风险量化评价结果表明,CO₂腐蚀是CO₂驱注采工程安全面临的最大风险,施工人员的安全意识也是影响注采工程安全的重要因素。注采工程安全风险的量化分析与评价为CO₂驱油安全风险决策和管理提供可靠依据,能够有效降低CO₂驱注采安全风险和指导注采安全施工。     

天然气藏 CO2驱及地质埋存技术研究进展

目前,随着 CO₂ 排放量的增加,全球温室效应日趋显著, CO₂ 的处理问题显得愈加重要。 中国现阶段的 CO₂ 埋存点均为油藏或盐水层,将干气藏 CO₂ 驱与其埋存相结合的研究甚少,现场试验更是没有。为此,调研了大量国外的相关研究,综述了目前已有的衰竭干气藏 CO₂ 驱及地质埋存示范工程,并结合已发表的气藏 CO₂ 驱室内实验与数值模拟研究成果,分析了影响 CO₂ 驱提高气藏采收率(EGR）的各个因素, CO₂ 驱的优缺点及发展方向,以及今后在低渗致密气藏 CO₂ 驱方面应做的工作。 结果表明： CO₂ 埋存于干气藏中安全可靠、存储量大、成本低,同时可采出部分剩余天然气;束缚水可减弱储层非均质性对干气藏 CO₂ 驱的影响;在中高渗气藏中,与气态 CO₂ 驱相比,液态或超临界态 CO₂ 驱效果更好;进行气CO₂ 驱开注时气藏压力越小,注入压力和注入速度越大,其提高采收率效果越好。     

CO2驱开发后期防气窜综合治理方法研究

室内实验得到的 CO₂混相驱油效率往往可达 90% 以上,但现场却难以达到室内实验的驱油效果。 限制采收率提高的主要原因是 CO₂的黏性指进、重力超覆和油层的非均质性等因素对注入 CO₂波及效率 的影响。 针对注 CO₂驱开发后期油藏气窜现象逐渐加重、开发矛盾不断加剧等问题,从开发层系、注采结 构、注入方式以及注入剖面 4 个方面开展了改善 CO₂驱开发效果的研究,并提出了细分层系、高部位注气、 水气交替注入、聚合物调剖及 CO ₂+ 泡沫驱防气窜等技术对策。 现场实施结果显示,油藏整体气油比从 2733.1 m³/m³下降到 63.84 m³/m³,日产油从注气前的 30.72 t 上升到注气后的 81.68 t。 该项防气窜综合治 理技术及经验可为类似油藏注气驱开发方案设计和后期防气窜提供借鉴。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO2吞吐提高采收率机理

页岩油藏的成功开发在缓解我国能源紧缺的问题上发挥了重要作用,但衰竭式开发采收率较低,传统提高采收率的措施难以有效增产,因此明确页岩油藏注CO₂提高采收率的机理,对于探索页岩油的开发技术具有重要意义。为此,以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏为例,开展了一系列注CO₂实验并结合流体注入能力和油气组分传质评价实验,揭示了注CO₂吞吐提高采收率的机理,并明确了注CO₂吞吐的埋存形式、埋存效率与其生产动态之间的耦合关系。研究结果表明：(1) CO₂的注入能力是水的7.77倍、N₂的1.18倍;增加注入压力,促进CO₂与原油之间的相互作用,能有效提高CO₂的注入能力。(2) CO₂对原油物性的改善能力显著强于N₂,在CO₂—原油组分传质的协同作用下,注CO₂吞吐的采收率比N₂高6.84%。(3)原油膨胀和黏度降低是注C...     

稠油热采伴生气脱硫脱碳回收工艺研究及应用

对伴生气组分分析，通过运用先进成熟的脱硫及CCUS技术，降低稠油热采伴生气处理成本，解决非甲烷总烃超标问题，实现绿色低碳发展。调整地面脱硫系统布局，将分散干法脱硫点优化为集中湿法脱硫处理站，伴生气通过络合铁工艺脱硫后，进入分子筛脱重烃，采用变压吸附(PSA)脱碳后得到富甲烷气进天然气管网，富CO₂气增压后回注地层驱油。最终停运28个脱硫点，干法脱硫装置作为备用设施，解决了由于频繁更换脱硫剂导致脱硫成本过高的问题，处理后的伴生气全部回收利用。降低伴生气脱硫处理成本，脱碳后回收燃料气350×10⁴m³/a，对伴生气中CO₂捕集提纯，埋存协同驱油提高采收率，减少CO₂排放，取得良好的经济效益。     

低渗透油藏CO2驱注采参数优化研究与应用——以胜利油田A区块为例

随着“双碳”政策的大力推行,围绕着碳捕集、碳利用和碳埋存的相关产业飞速发展,长远来看CO₂驱具有较广阔的应用前景。低渗透/超低渗透油藏储层具有复杂的孔隙空间结构,常规水驱开发均面临注水困难和采收率低的问题,而CO₂驱具有多种驱油机理,能较好地解决水驱开发困难的问题。针对胜利油田A区块的低孔低渗透油藏条件,基于原油组分信息和恒组成膨胀实验数据进行了PVT拟合并建立了具有7个拟组分的组分模型,得出初次混相压力为30.1 MPa,多次接触混相压力为26.6 MPa。首次提出了以气窜为限制条件的CO₂驱注气速度计算经验公式。基于均质组分模型针对A区块进行了CO₂驱油藏工程参数优化,确定了以五点法井网、井距为250 m、注气速度为20.0 t/d、生产压力为26.0 MPa的最佳注采参数;同时,以衰竭式开发、水驱、CO₂吞吐、连续注CO₂、气水交替(WAG)等不同开发方式进行了注采参数优化,将优化后不同开发方式的结果进行了对比分析,结果表明连续注气具有一定优势;最后...     

CO2注入方式对芳48油藏开发效果的影响

大庆油田芳48断块为特低渗透油藏,对该油藏进行了水驱、CO₂驱、CO₂吞吐、CO₂转水驱、水驱转CO₂驱等开采方式室内物理模拟研究。实验结果表明,该区块水驱见水早、含水率上升快、注水能力低。在上述5种气驱方式中,CO₂吞吐后气驱的累积采收率最高,然后依次为水驱转CO₂驱、气驱、CO₂驱转水驱,CO₂吞吐的累积采收率最低。从累积气油比来看,CO₂吞吐累积气油比最高,其次为CO₂驱,而水驱转气驱、气驱转水驱、吞吐转气驱的累积气油比较低。从气体注入能力来看,气驱的注入能力最高,而水驱转气驱、气驱转水驱的注入能力比较低。考虑开采效果和气体注入能力,芳48特低渗透油藏开采应优先选择CO₂吞吐后气驱,其次为水驱转CO₂驱。     

CCUS-EOR开发同步埋存阶段长度的确定方法

CCUS-EOR开发周期分为同步埋存和深度埋存两大阶段，确定同步埋存阶段长度是CCUS-EOR开发方案设计的一项重要内容。根据CO₂驱产油量变化情况，可将同步埋存阶段进一步划分为上产期、稳产期和递减期。上产期的时间长度由见气见效时的累积注入量与年注气速度计算，稳产期的时间长度即稳产年限借助气驱“油墙”集中采出时间测算，递减期内的阶段采出程度变化情况则利用典型产量递减规律研究，气驱产量递减率和稳产期采油速度需根据气驱增产倍数概念确定，从而建立了CO₂驱阶段采出程度评价数学模型，提出将阶段采出程度逼近最终采收率的时刻作为同步埋存阶段与深度埋存阶段的转换点并引入阶段转换判据；同步埋存阶段长度扣除上产期和稳产年限即为递减期的时间长度。     

裂缝对低渗透油藏CO2驱油影响的可视化实验研究

为了研究裂缝对低渗透油藏CO₂驱油过程及驱油效果的影响,通过对天然岩心切割打磨和刻缝,制成带缝的岩心薄片,结合高清显微镜和高清录像系统,采用高温高压驱替系统开展了微观可视化实验研究。不同注入压力下的CO₂驱油实验结果表明：CO₂将优先驱替裂缝中的原油并以裂缝为主线进行渗流和扩散运移。随着压力的不断升高,CO₂的相态及与原油的作用发生变化,驱油效率得到一定的提高,但受裂缝的影响提高的幅度很有限。具体表现为混相驱最终驱油效率比超临界驱提高4%,超临界驱最终驱油效率比非超临界驱提高2%。吞吐实验结果表明,相比连续驱替,吞吐可以更加充分发挥CO₂与原油间的作用,有效地扩大波及范围和提升驱油效率,相同混相条件下驱油效率可以提高6%。实验结果表明,裂缝对CO₂驱油过程和驱油效果将产生重要影响。对于裂缝发育的低渗透油藏,吞吐效果明显优于驱替效果,因此探索有利的注采方式对改善开发效果具有重要的现实意义。     

低渗致密气藏注超临界CO2驱替机理

为了提高低渗致密气藏采收率,探索研究将CO₂注入气藏中,实验与数模相结合论证超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。首先,通过超临界CO₂-天然气相态实验研究CO₂与天然气混合规律。平衡相行为实验定量测定了储层条件CO₂与天然气的物性参数,结果表明CO₂与天然气的物性差异有利于CO₂驱替天然气提高采收率以及封存。超临界CO₂-天然气扩散实验论证了CO₂与天然气混合过程中驱替前沿的混合程度,结果表明CO₂在天然气中的扩散度不高,可形成较窄的互溶混相带,实现CO₂有效驱替。在分析了CO₂与天然气混合特征的基础上,开展致密储层CO₂驱替天然气长岩心驱替实验。实验结果表明,CO₂提高天然气采收率12%,超临界CO₂驱可有效提高致密气采收率。最后,以相态及驱替实验为基础,应用数值模拟方法,建立了长岩心模型,单注单采倾角机理模型及背斜模型,系统证实了超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。通过分析认为,CO₂与天然气驱替前沿部分混溶,一方面保持了气藏压力,另一方面超临界CO₂沉降在气藏圈闭下部形成“垫气”提高了天然气采收率。从实验及数值模拟两方面系统论证超临界CO₂的驱替机理,为探索注CO₂提高天然气采收率选区评价奠定了基础。