油藏CO_2地质埋存潜力的计算方法

油藏具有良好的封闭条件和巨大的储存空间,可以作为地质埋存CO2的理想场所。CO2地质埋存的潜力可以从自由气埋存、溶解埋存和矿化埋存3个方面进行计算。自由气埋存量可用基于类比法的有效埋存量计算方法进行计算,溶解埋存量采用相关溶解度公式进行计算,矿化埋存量通过X衍射实验进行评价。利用文中提出的计算方法对某油田CO2的地质埋存潜力进行了初步评估。结果表明:该油田CO2埋存的潜力约为33.569×108t,相当于2003年全国CO2排放总量的94%。该计算方法也可为中国CO2的减排提供部分依据。     

低渗透油藏二氧化碳驱油及埋存可行性研究——以新疆油田八区克上组油藏为例

针对新疆油田低渗透油藏储层物性差、注水开发效果差等开发难点,结合二氧化碳埋存发展趋势,探讨了二氧化碳驱油提高采收率及埋存的可行性.以新疆油田八区克上组油藏为例进行油藏数值模拟,在对典型油藏开发历史和动态资料深入分析的基础上,通过油藏流体拟合、细管实验数值模拟及水驱历史拟合,建立基础预测模型,并对开发方式、注气参数及生产工艺进行了优化.结果表明:模拟预测油藏最小混相压力为18.6 MPa;二氧化碳能够有效波及到常规水驱无法波及到的区域,采用水气交替的注入方式埋存系数为0.146,比连续水驱提高采收率12.42％,比二氧化碳连续驱提高3.33％;总注气量对水气交替开发效果影响最为显著;采用关层气油比控制能够更有效地扩大二氧化碳波及体积,进一步提高二氧化碳埋存量和采收率,比采用关井气油比控制的埋存系数提高2.7％,提高采收率3.07％.     

基于侵入水影响的二氧化碳埋存量计算方法

现有二氧化碳埋存量的预测模型未能考虑地下水入侵的影响。在基本假设条件下,推导出地下水侵入量简化计算模型;结合现有理论埋存量的预测模型,对其进行改进,提出考虑地下水入侵的二氧化碳埋存量计算模型。为便于分析研究地下水侵入的影响,引入埋存当量的概念。采用CMG油藏数值模拟软件模拟Wasson Fluid油藏注入纯二氧化碳驱替剂的油田开发过程,结果表明地下水侵入对二氧化碳埋存的影响不可忽视,对改进模型的精确性进行验证,表明改进的埋存模型较已有模型具有更好的预测精度。     

二氧化碳在油藏中埋存量计算研究

二氧化碳减排已经成为了全世界共同关注的焦点,运用二氧化碳的捕集和封存技术来缓解温室效应具有重要意义。本文主要分析了国内外已经实施的关于二氧化碳捕集和封存的技术项目;通过对文献中出现的关于二氧化碳埋存量计算的经验公式、国内外计算方法的总结,建立以物质平衡法为基础的埋存量计算公式以确定油藏的埋存量;建立一维组分模型,模拟出了影响二氧化碳埋存量的因素,并总结出随着压力的增加,埋存量逐渐增加及随着含水饱和度的增加,埋存量逐渐降低的规律。     

砂岩油藏中成功二氧化碳泡沫驱的表面活性剂标准

实验室的结果证明可用降低乙醇乙氧基磺酸盐中乙氧基的链长以及加上未乙氧基化和乙氧基化的侧链的方法来优化所期望的性能 ,可使泡沫的性能得到改善 ,并使表面活性剂在砂岩上的吸附降至最低。结果还表明实验室的吸附测量只有在下列条件下才能外推到油藏条件 :仿造油藏的厌氧条件 ;从在油藏岩心中发现的钻井泥浆中区分自生矿物     

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...     

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     

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。     

二氧化碳驱高含水油藏原油产量及含水率计算新方法

二氧化碳驱技术是国内外油田提高采收率的重要技术,针对高-特高含水油藏开展二氧化碳驱后,生产井含水率及原油产量难以准确测量的问题,本文提出利用现场使用的分离器和气体流量计准确计量出产液量和产气量,由于产出气中天然气是地层原油的溶解天然气,对于特定的油藏其溶解气油比是一定值,因此,利用气样采样装置和气相色谱仪对产出气现场采样分析,得出天然气产气量,进而能够准确计算出原油产量和含水率。本方法操作简便易行,结果准确可靠,在无需增加分析设备的情况下,即可实现二氧化碳驱的高含水油藏的原油产量监测,满足生产和安全要求。     

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。     

无机成因二氧化碳气藏研究进展

高纯度的CO2气藏不仅具有重要的资源意义,同时也有很重要的地质意义,因此,近年来对CO2的勘探研究越来越重视。目前对CO2的分布和成因研究程度最高,其主要分布在火山活动频繁的环太平洋及中亚等部分地区;CO2的成因可以分为无机成因和有机成因两大类,无机成因的CO2主要为地幔脱气作用、岩石化学反应及碳酸盐岩受热分解形成的;地幔脱气形成的CO2,其运移成藏过程与深大断裂、地球内部的压力释放和岩浆活动密切相关;值得关注的是近年来对深部处于超临界状态的CO2研究表明,超临界CO2的活动对油气的运移和聚集意义重大,但对超临界CO2如何萃取和分离有机质的机理尚需进一步的研究。     

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在地层水中溶解对驱油过程的影响

利用CO₂-烃-地层水相平衡热力学模型模拟计算了CO₂在地层水中的溶解规律。建立了考虑CO₂在地层水中溶解的一维长岩心数值模拟模型,模拟计算了注CO₂驱替过程中原油采出程度、气油比、油气水饱和度剖面、CO₂在地层油和地层水中摩尔分数剖面的变化规律。研究表明：CO₂在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加,随着温度的升高而降低;当温度达到100℃以上或压力达到20 MPa以上时,压力和温度对CO₂在水中溶解量影响变小。注气初期,考虑CO₂溶解时采出程度比不考虑溶解时低,注气突破时间更迟,油墙向生产井端推进速度更慢。含水饱和度越高,影响程度越大。当含水饱和度为0.67、注入1.0倍烃孔隙体积CO₂时,考虑CO₂溶解采出程度比不考虑CO₂溶解低约6%。CO₂在地层水中溶解可导致CO₂的损失,使得CO₂驱油见效时间滞后。     

非均质多孔介质内超临界二氧化碳驱替盐水过程的孔隙网络模拟

针对CO2在非均匀多孔介质内的储存过程,建立二维动态孔隙网络模型,对含盐水的介质中超临界CO2驱替盐水的过程进行模拟计算。提出用非均匀性来衡量二维动态孔隙网络模型中喉道的分布特性,通过建立3种非均匀性不同的二维动态孔隙网络模型,分析非均匀性对CO2封存的影响。模拟计算结果表明,非均匀性越大的二维动态孔隙网络模型,驱替过程中超临界CO2的前进端越不稳定,且最后突破时的超临界CO2饱和度越低;通过分析稳定驱替下不同时刻的CO2分布,揭示非均匀性的影响机理;非均匀性越大,陷住的含盐水孔隙更多是导致突破时超临界CO2饱和度越低的主要原因。     

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     

低渗透油藏CO2混相驱提高采收率试验

大多数低渗透油藏注水开发效果差,为了验证CO2混相驱在此类油藏的适用性,掌握其提高采收率的程度,以大庆榆树林油田为依托,进行了原油的细管试验与微观试验、天然岩心的驱油试验以及油藏的数值模拟研究,确定了CO2与榆树林油田原油的最小混相压力,试验与数值模拟测试了不同驱替方式在天然岩心上的采收率,二者非常吻合。试验表明:CO2混相驱可以应用于榆树林油田;天然岩心试验无水混相驱可以提高采收率19个百分点以上,水气交替可以提高采收率10~19个百分点;注入1个气体的合适段塞可以减少水对混相的影响,更大程度提高采收率。该研究表明CO2混相驱可提高低渗透油藏开发效果。     

稠油油藏自生CO2吞吐技术室内研究

CO2驱是提高油藏采收率的有效方法,制约其应用的主要因素有气源、腐蚀、安全以及环境保护等问题.自生CO2技术在一定程度上克服了对环境的负面影响和其它制约因素.实验结果表明,自生CO2技术适应性强,具有较好的驱油效果,采收率可提高10%左右.     

台兴油田阜三段油藏CO_2驱油最低混相压力确定实验研究

利用细管实验装置,考虑了多次接触混相物理化学过程的阶段性和机理的复杂性,进行注二氧化碳驱替实验,得到了台兴油田兴1井油藏流体在二氧化碳驱油过程中的压力、采收率和相态变化的重要参数,确定了台兴油田阜三段油藏的最低混相压力为22.11MPa。     

文184断块二氧化碳混相驱及油藏数值模拟研究

依据１８４断块油藏条件和原油物性特点,认为采用ＣＯ２混相驱是提高该区采收率的一种有效方法。通过对全区注水处理的历史拟合,设计了两种不同注入方式－－单段塞注气和水气交替注入。油藏数值模拟结果表明,ＣＯ２与１８４断块地层流体在目前压力下可以混相,水气交替注入方式比单段塞柱气方式提高采收率幅度要高。