离岸二氧化碳驱油的国际进展及我国近海潜力初步分析

二氧化碳驱油(CO₂-EOR)是一项通过向油层注入二氧化碳而提高石油采收率的技术,它能同时实现CO₂的利用和封存,因此是CCUS的重要技术。近年来,随着离岸CO₂封存需求的日益增大,CO₂-EOR的应用正迅速从陆上扩展到海上。介绍了CO₂-EOR的概念和适用条件,综述了国际上离岸CO₂-EOR项目和技术,特别是“下一代”CO₂-EOR技术的最新进展。通过与国外实例的对比和对盆地石油地质条件的分析,初步探讨了我国近海含油气盆地的CO₂-EOR的潜力,认为渤海湾盆地(海域)和珠江口盆地分别具有非混相和混相CO₂-EOR的潜力,有可能获得数亿吨石油的增产和实现数亿吨CO₂的地下永久封存,需要尽快地开展进一步的研究和评估。     

三轴应力下CO2置换开采天然气水合物实验研究

为模拟海域真实环境,在三轴应力、氯化钠体系以及水合物储层富水状态的条件下,开展针对氯化钠体系、储层初始饱和度以及置换压应力对液态CO₂置换开采海域天然气水合物的实验。研究表明：在三轴应力以及孔隙度约46.70%的条件下,氯化钠体系对CH₄置换效率影响较小,但对CO₂水合物合成表现出抑制作用;储层初始饱和度与CH₄置换效率之间是负相关关系且高的储层含水率更有利于CO₂封存;CH₄置换效率随着置换压应力的增长有一定幅度的提高,置换压应力的增大为CO₂水合物合成提供了高的驱动力,进而提高了CO₂封存效率。     

化学驱采收率与三元复合驱体系黏度匹配关系研究

三元复合驱体系黏度是影响驱油效果的重要因素,为了研究其对化学驱采收率的影响,开展了不同黏度三元复合驱体系物理模拟驱油实验。驱油实验结果表明,在同一渗透率条件下,三元复合驱体系黏度过高或过低都不能达到最好的驱替效果,只有在某一体系黏度范围内,体系注入压力既保持了较高的升幅速度和升幅压力,又不会造成岩心堵塞,出现注入压力的突升突降,延长了三元复合驱体系在岩心中的作用时间,提高了三元复合驱体系波及体积能力和洗油效率,化学驱采收率才能达到最好效果,即化学驱采收率与三元复合驱体系黏度存在特定匹配关系。室内物理模拟驱油实验表明,岩心渗透率为0.5μm~2时,与该渗透率相匹配的体系黏度范围为20~30m Pa·s。大庆油田北二西矿场试验结果也说明,三元复合驱替体系在相匹配的黏度范围内,化学驱效果好,采收率达到29.02%。     

莫里青敏感性低渗透油藏压裂工艺技术

莫里青油田储层具有埋藏深、温度高、低孔低渗、水敏性强、岩石成熟度低的特征。为了提高压裂效果,主要从压裂过程中的储层保护和优化压裂设计两个方面进行研究。应用柴油和原油两套低伤害乳化压裂液体系、提高压裂液效率、合理的压后返排程序、优化射孔段、整体优化压裂设计等手段,获得理想的矿场施工效果,推动敏感性低渗透油藏压裂工艺技术的发展。     

苏北复杂小断块油田提高采收率技术应用研究

苏北油田为一复杂断块区,具有＂低＂、＂薄＂、＂窄＂、＂深＂、＂多＂的地质特点。共探明油藏20个,探明总储量达4200.39×104t,开发油藏17个共30个区块单元,动用储量2856.64×104t,可采储量630.42×104t。＂十一五＂以前,主要以试采为主,多数单元采用弹性水驱和试注水开发,由于构造破碎,储层横向变化大,注采连通性差,多数单元采收率小于15%。近年来,应用水驱、化学驱以及气驱等技术,重点开展提高储量动用程度和提高采收率攻关研究工作。其中,水驱以井网加密、油井转注、补开注采对应层等完善注采井网为重点;化学驱以开展化学调驱室内评价研究、矿场调剖试验为主;气驱以二氧化碳驱油提高采收率为主。从经济角度评价,受断块小及储量规模控制,水驱是现今提高复杂小断块油藏采收率的主要技术。而二氧化碳驱油技术及化学驱油技术,成本高、投资大,在绝大部分小断块中推广应用,不具备经济和技术优势。     

乳状液体系在油田中的应用综述

乳状液体系凭借其特殊的物理化学性能,在油田开发中得到广泛应用,形成了乳化钻井液、乳化酸、乳化压裂液、乳化稠油堵水剂、多重乳状液延缓交联、微乳液、乳化驱油等体系。其中,乳化钻井液体系具有井壁稳定性强、润滑性好和保护油层等优点。乳化酸适用于低渗透碳酸盐岩油气藏的深度酸化改造和强化增产作业,滤失量小,缓速性能好,能进入地层深部。乳化压裂液分为水包油型和油包水型两种,水包油型乳化压裂液具有比油包水型摩阻小、流变性便于调节、易返排等优点;油包水型乳化压裂液与油基冻胶压裂液相比,性价比高,适合于水敏性、低压、低渗储层的压裂改造,具有增黏能力强、黏度调节便利、高携砂、低滤失、低残渣等优点。乳化稠油堵水剂分为活性稠油堵水剂和水包稠油堵水剂,前者注入油井的堵剂为加有适量油包水乳化剂的高黏度稠油;后者是用水包油型乳化剂将稠油乳化在水中制成。乳状液可有效降低地层中的残余油含量,从而提高采收率。多重乳状液体系一般为W/O/W型,由于破乳时间较长,达到了延缓交联的目的;微乳液是指具有超低界面张力、热力学稳定的乳状液。三次采油中,在水中加入表面活性剂和部分高分子化合物,配成驱油溶液进行驱油,可显著提高原油采收率。     

涠洲油田低渗储层长岩心驱替实验研究

中海油在南海西部海域的涠西南凹陷发现低渗透油气田。目前,该油田开发面临的主要问题包括:特低渗(渗透率小于10×10-3μm2)油藏储量所占比例大,如何提高低渗透储层产能,如何有效动用储量,以及注水开发可能存在注入能力低等。由于地层原油黏度低,油质较轻,注气开发是提高低渗透油藏采收率的有效手段;此外,该油田开发过程中将产生大量伴生气,有足够的气源。因此,采用油田伴生气回注是值得探索的提高采收率的方法。为此,有必要通过长岩心驱替实验,对低渗透油气田的注入方式进行评价优选,为编制海上低渗透油田开发方案提供依据。选取涠洲某油田流沙港组低渗透储层,通过室内长岩心驱替实验研究,综合评价了衰竭、水驱、气驱、气/水交替驱替时的驱油效率和渗流特征,从而为注水、注气驱提高采收率开发方式的选择提供实验数据支持和参考。实验结果表明:衰竭式开采方式效果最差,注水比注气效果要好,注液化气前置段塞+外输气驱的方式,能够达到最好的驱替效果。     

罗家寨气田CO2地质封存数值模拟研究

基于罗家寨嘉陵江组建立三维地质模型,利用FLAC3D-TOUGHREACT模拟评估了CO₂注入地层后的地质压力、储层物性变化和CO₂运移规律等。结果表明,在CO₂注入的10年间,CO₂的注入提高了整个地层压力,高压场以注入井为中心呈现梯度递减向四周扩大。储层的孔渗性随着CO₂的注入逐渐增大,而盖层物性未发生明显变化。CO₂羽流主要在中间储层中运移,未突破上下盖层。此外,通过模拟研究发现嘉陵江组的CO₂总封存量为3.211×10⁷ kg。结果说明嘉陵江组所选层位可有效封存CO₂。     

天然气水合物储层水力压裂研究进展

天然气水合物是一种广泛分布于海底地层中重要的未来战略能源,但在开采过程中,由于水合物储层介质颗粒粒径较小,孔隙多被固态水合物占据,储层渗透率低,制约着天然气水合物开采的产业化进程。当今水力压裂技术已广泛应用于低渗透油气藏的增产作业中,本文总结了近年来国内外对天然气水合物储层应用水力压裂技术的研究现状,从压裂实验、数值模拟和压裂液等方面进行了讨论。结果表明,水力压裂可以创造人工裂缝,扩大水合物解离面积,提高储层渗透率和天然气产量,有利于商业开发。储层的脆性响应问题、开发新型压裂液以及压裂对水合物储层地质安全的影响,都是水合物储层水力压裂研究亟待解决的问题。     

缓膨颗粒性能及封堵裂缝储层二氧化碳气窜效果研究

针对裂缝型储层注气窜流问题,通过仪器检测和物理模拟方法,开展了缓膨颗粒微观形态、强度、粒径、溶胀性、抗剪切性、封窜效果和气驱采收率研究。结果表明：缓膨颗粒形状不规则、表面粗糙,骨架呈空间网状结构,存在一些分布均匀、致密的孔洞,使其具有较高的吸水、保水能力。随溶胀时间延长、矿化度降低,缓膨颗粒弹性模量降低;与中性环境相比,缓膨颗粒在酸性环境下弹性模量较大,膨胀7d的缓膨颗粒弹性模量可达到61kPa以上,具有较高的强度。随溶胀时间延长,缓膨颗粒粒径增大,溶胀速度逐渐变快,到第10d仍然没有达到完全吸水。浓度越大、矿化度越高,缓膨颗粒溶胀速度越慢,与中性环境相比,酸性环境下溶胀速度较慢。随溶胀时间延长,缓膨颗粒抗机械剪切性变差。随匹配系数减小,封堵CO₂气窜效果呈“先变好后变差”趋势,匹配系数1.08效果最好。与缓膨颗粒浓度和注入量相比,匹配系数对封堵CO₂气窜效果影响最大。与CO₂驱相比,“缓膨颗粒封堵+CO₂驱”方式采收率较高,说明缓膨颗粒对裂缝进行了有效封堵,改善CO₂驱气窜效...     

国外中高渗透率高含水油田开发技术新进展

中高渗透率高含水油田一般位于成熟油区,具有地质认识清楚、配套设施完善、勘探成功率高、最小经济门槛低等优势。近年来,针对中高渗透率高含水油田采出程度高、产量递减速度快、井况问题严重、吨油生产碳排放量大等难题,国际石油公司着力技术创新和成本控制,在油藏模拟、油气工程、改善水驱、提高采收率等方面持续发力,不断取得新进展。如俄罗斯RFD公司开发的tNavigator油藏模拟平台实现了千万至十亿节点的模拟。水平井多级水力压裂、新型鱼骨刺井、超短半径水平井等油气工程技术促进了老油田增产稳产。智能水驱技术因其特有的经济性、环境友好性及高效性,引起广泛关注。纳米智能驱油技术有望解决聚驱提高采收率技术难以解决的波及效率低、费用高、储层伤害等问题。这些技术对国内中高渗透率高含水油田的持续开发具有积极的借鉴作用。     

抗高温高黏弹性凝胶调剖体系研究与应用

柳160-1断块属于复杂断块油藏,随着长期注水开发,已形成优势渗流通道,驱替效率低,无效注水循环严重,多轮次调剖效果逐渐变差;纵向上多层合采合注,层间矛盾突出,剖面动用程度低。为了有效封堵优势渗流通道,深部液流转向,提高油藏波及面积,针对油藏开发及储层发育特点,有针对性地开展抗高温高黏弹性凝胶调剖体系封堵实验研究。室内实验结果表明,该体系具有较好的耐温抗盐性能和封堵性能。矿场试验表明,通过实施深部调剖,油藏各系开发指标显著提升,对高渗透层封堵效果好,可有效改善吸水剖面,动用程度提高2.3个百分点,多向见效比例提升1.3%,放大生产压差8.5MPa,提高波及系数0.06个百分点,单井初期日增油9.4t,综合含水率下降2.5个百分点,阶段累计增油2756t。该类深部调剖技术的成功应用对同类型油藏稳油控水具有重要意义。     

CO2驱油机理及应用现状

综述了注CO2提高采收率的机理、CO2驱油的开发方式以及国内外开展现场试验的情况。在现场应用CO2混相和非混相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。指出了我国注CO2提高采收率技术面临混相压力过高、腐蚀与结垢、气源、窜流严重、固相沉积等问题。     

下吸式固定床的生物质O2/CO2分段气化流程模拟

建立干桦木屑在下吸式固定床气化炉中的Aspen Plus气化模型,该模型预测煤气组成和煤气热值,与文献试验结果吻合良好。利用灵敏度分析模块模拟了氧碳比、CO₂/C对气化结果的影响,并提出O₂/CO₂分段气化流程,对比常规的CO₂气化特征,分析了CO₂/C对气化结果的影响。结果表明,纯氧气化时可获得高H₂和CO浓度的气化气,但其净CO₂排放量较高,氧碳比增加使碳转化率逐渐增加、冷煤气效率先增加后降低;CO₂作为气化剂时,随着CO₂/C的增加,净CO₂排放量逐渐减少,但碳转化率及冷煤气效率大幅降低;与常规CO₂气化相比,O₂/CO₂分段气化在保持低CO₂排放量的同时,可有效增加气化过程中的碳转化率及冷煤气效率。     

页岩气致密油气水平井分段压裂对环境的影响及发展趋势

页岩气和致密油气开发应用的水平井分段压裂技术,可沟通更多储层裂缝及微裂缝,提供更大的泄油面积和体积,从而大幅提高单井产量。当前分段压裂技术依托的压裂液主要为清水压裂液、氮气泡沫压裂液、交联压裂液等,其中使用最为广泛、对环境影响相对最小的是清水压裂液。清水压裂液中98%都是水,其余2%的成分是化学添加剂。清水压裂等水力压裂技术用水量大,对水源品质及水量要求极高,生态成本高。北美以清水压裂为基础的压裂液使用比例已经明显下降,常规压裂和混合压裂等低耗水压裂比例在上升。新压裂技术及压裂液类型将成为一个不可阻挡的发展趋势,纯气体压裂、液态气体压裂或超能气体压裂等更为清洁的压裂方式,势必成为研发应用的主要方向,包括LPG(液化石油气)压裂、纯氮气压裂、CO2压裂及超临界CO2压裂等。     

低伤害压裂液在川西侏罗系致密气藏后期开发中的应用

针对川西侏罗系致密气藏储层物性差、孔隙结构差、喉道微小、储层敏感性强和常规压裂液残渣形成滤饼及压裂液水相滤失量大和地层压力低而储层伤害大等难点,通过降低常规压裂液稠化剂浓度和调整其他添加剂等技术处理,形成了低浓度稠化剂低伤害水基压裂液体系,并将CO2泡沫压裂液和自主研发的自生热增压型“类泡沫压裂液”应用于川西侏罗系致密气藏后期开发中的加砂压裂改造。经对比实验研究证实,低浓度稠化剂水基压裂液能显著降低残渣形成滤饼后对储层的伤害,显著提高了支撑裂缝的导流能力,压后天然气增产效果明显,泡沫压裂液和自生热增压型“类泡沫压裂液”的滤失系数及伤害性远比常规压裂液小,增压助排作用明显．压裂返排率比常规压裂液高．采用“类泡沫压裂液”施工时,返排率最高达92％,平均为77．3％,比常规液氮拌注的平均返排率高38.3％。采用3种低伤害压裂液的施工井获得的天然气增产效果远比采用常规压裂液施工的井好,现场效果明显。     

新型一体化缔合压裂液性能分析与应用评价

在采用缔合压裂液进行致密油储层缝网压裂施工时,配制滑溜水仍然普遍采用减阻剂配方,需要在压裂施工现场分别配制滑溜水和携砂液,不仅增加了施工流程,而且导致压裂过程中要不断改变压裂液的液性,影响压裂施工的效率和效果。为此研发了新型一体化缔合压裂液体系,并对该压裂液体系的降阻、耐温、耐剪切、黏度、黏弹性、携砂等影响压裂效果的主要性能进行室内实验分析和现场应用评价。室内实验分析结果表明,新型一体化缔合压裂液体系通过调整稠化剂比例,可以实现减阻造缝、增黏携砂一体化,各项性能指标均符合行业标准。现场应用表明,各项压裂施工参数均达到了设计要求,且见油时间早,提高了大型缝网压裂施工的配液和施工组织运行时效。同时,与常规缔合压裂液相比每立方米可节省57.2元,有效降低了致密油储层缝网压裂施工成本。     

低渗断块油藏CO_2驱动态特征及驱油效率

中原低渗油藏储层物性差、油藏压力较高,通过水驱很难实现有效开发。针对小断块低渗油藏CO_2驱进行室内实验研究,分析不同压力条件下CO_2的驱油效果、混相压力、见气时间及注入压力上升规律,深化CO_2驱动态特征及驱油效率研究,为CO_2驱替类型的判断、分析气窜特点及注入压力的评价提供实验数据及理论支撑。研究结果表明:当实验压力为20MPa、25MPa、27MPa、32MPa及34MPa时,最终驱油效率分别为69.00%、79.38%、83.35%、92.91%、94.62%。在相同条件下,地层压力越高,CO_2驱气体突破时间越晚,见气时驱油效率越高,最终CO_2驱油效率越高。压力检测表明气体突破时的注入压力大于总注入量为1.2PV时的注入压力,同时大于达到最终注入量时的注入压力。通过监测现场气体注入压力的变化,可以为气体突破时间的判断提供参考,对预测现场CO_2驱见气时间、防止或延缓气窜的研究和深化井口注入压力认识具有重要的理论和实践指导意义。     

化子坪西区长6特低渗透油藏空气泡沫驱可行性评价

化子坪西区长6油藏为特低渗透油藏,储层物性及孔隙结构特征差,油相渗流能力下降快,油层吸水能力相对较低,水驱开发效果较差。空气泡沫驱油技术是将空气驱油和泡沫驱油有机结合起来,具有调剖和驱油双重功能,适合特低渗透油层驱替开发。室内岩心驱替实验表明,长6储层岩心进行空气泡沫驱后,比水驱最终采收率平均提高6.9个百分点。甘谷驿采油厂唐80井区为长6油藏同类油藏,其开发实践表明,井区8个试验井组全部进行空气泡沫驱后,视吸液指数下降了71%,注入能力低于水驱井组,但含水下降至18.8%,比水驱井组低29.6个百分点,初期平均单井月增油11t以上,具有明显的控水增油效果。从地质、渗流特征、驱替效果、井网等方面考虑,长6储层适合水驱后转空气泡沫驱,建议在长6油藏进行空气泡沫驱试验和推广,以提高最终采收率。     

下吸式固定床的生物质H2O/CO2气化数值模拟研究

利用Aspen Plus 软件建立干桦木屑在下吸式固定床气化炉中的气化模型,模拟值与文献实验值吻合良好。利用Aspen Plus的灵敏度分析模块模拟分别以水蒸气（H₂O）和二氧化碳（CO₂）为气化剂时气化剂/生物质碳比（GC值）对气化结果的影响,并结合H₂O、CO₂各自的特点研究其复合气化。结果表明,H₂O气化时可获得富氢煤气,但其净CO₂排放量较高;CO₂气化时碳转化率及冷煤气效率较低,但净CO₂排放量较低;H₂O、CO₂复合气化使碳转化率及冷煤气效率略有降低,但可有效减少气化系统中的净CO₂排放量。