Screening of Oil Pools on Alaskan North Slope and Phase Behavior Study of Viscous Oil and CO2 System in Conjunction with CO2 Sequestration

Abstract

Carbon dioxide gas, a greenhouse gas (GHG), is released in the atmosphere by combustion of solid waste, wood, and fossil fuels for energy generation. Due to conspicuous absence of CO₂ sequestration studies for Alaska, the study of CO₂ sequestration options on North Slope has a very important role to play. The screening of the oil reservoirs to evaluate the technical feasibility with respect to their CO₂-EOR potential was performed by calculating the rank of the oil reservoirs with parametric approach. CMG-WinProp® simulator was used to predict phase behavior for CO₂ injection in viscous oil by tuning the equation-of-state.     

不同油藏压力下CO2驱最小混相压力实验研究

CO2-原油体系的最小混相压力是影响CO2驱开发效果的关键因素。随油藏开发阶段的不断深入,当油藏压力低于原始饱和压力后,溶解在原油中的溶解气会部分脱出。油藏流体组分及其高压物性也会发生变化,影响CO2-原油体系的最小混相压力,利用原始地层流体样品测试得到的最小混相压力不再适用。为此,以中国西部某油田8个典型区块为例,进行细管实验测试和多组分数值模拟,对不同油藏压力下的最小混相压力进行系统研究。与其他油田相比,研究区各油藏油样的C1摩尔含量较高,为31.12%~51.69%,平均为43.25%;C2-C6摩尔含量较低,为8.0%~18.48%,平均仅为11.3%。细管实验和数值模拟结果表明,在原始地层压力下,CO2均与8个典型区块地层原油样品发生混相驱替,但不同区块CO2驱最小混相压力差异很大,其值为17.60~41.18 MPa。当油藏压力低于原始饱和压力后,CO2驱最小混相压力主要呈微小幅度下降的趋势。随脱气压力进一步降低,油相组分构成中,C1N2摩尔含量呈递减趋势、C7+和C24+组分呈递增趋势,而中间组分(C2和C3+)摩尔含量变化较小。在各级脱气压力下,脱出气体以C1为主,中间组分摩尔含量仅在最后一级脱气压力下急剧升高。CO2-原油混相带出现在注入CO2波及前缘靠近注入端的位置,混相带随着驱替的进行而逐渐变宽。     

原油组分对CO2最小混相压力的影响

为研究原油组分对CO2与原油最小混相压力的影响程度,在不同压力条件下开展两组细管驱油实验。结果表明,当原油中组分C5-C9和C10-C14含量降低,C15-C19、C20-C24和C25-C33含量增加时,CO2与原油最小混相压力升高至36 MPa,较第1组实验最小混相压力上升约5.88%。     

二氧化碳驱数学模型研究进展及发展方向

中国陆上高含水和低渗透油田的勘探开发现状为二氧化碳驱提高采收率技术的应用提供了广阔的空间,二氧化碳驱数值模拟正是此项技术的关键手段,对二氧化碳驱数学模型进行分析、分类描述并研究其发展前景十分必要.在广泛调研中外文献的基础上,通过分析各种模型如何考虑相和组分,将二氧化碳驱数学模型分为基于黑油模型的二氧化碳驱替模型、传输—扩散模型、近组分模型、全组分模型(闪蒸计算模型)以及新型组分模型等5大类并分别进行描述.通过对比5类模型的特点,揭示了其优缺点,得到的认识是:基于简化全组分模型的新型组分模型,既能够较为清楚地描述实际现象、较为周全地考虑实际条件,又符合实际精度的要求,同时满足计算简便、运算速度快的应用要求.最后,提出了有关二氧化碳驱数学模型在地质表征、相态计算、流体拟组分划分及实用方法应用等提高模型精度方面的发展方向.     

CO2气藏开发中几个关键问题的探讨--以高53块CO2气藏为例

优化CO2气藏的开发方案可获得最佳经济效益。以胜利油区高53块CO2气藏为例,分析了CO2的相态特性及其生产特征;利用数值模拟方法,探讨了该类气藏合理的开发方式。研究发现,在采气速度低的初期,地质及开发因素及开发效果的影响较小;水的产出可影响气井的产能;在开采中,应密切监视气井动态,以防水过早突破。该项研究结果为同类气藏的合理开发提供了依据。     

苏北盆地复杂小断块油藏注CO2提高采收率技术及应用

针对苏北盆地复杂小断块油藏"碎、小、低、薄、深"的地质特征以及"三低、三高"的开发特征,探索形成了CO2驱/吞吐室内物模实验、CO2驱/吞吐适宜度评价、CO2驱方案设计与适时优化调整、CO2驱混相判识和CO2驱开发效果评价等5项开发技术,以及采集、净化、集输、注入、采油、回收等6项配套工艺技术。在低油价形势下,围绕成本和效益2个关键因素,通过深入研究和技术进步,将注CO2提高采收率技术的应用范围从低渗透油藏逐步扩大到中高渗透油藏,从单一驱/吞吐向组合驱/吞吐发展,为苏北盆地稳产上产和效益开发提供了有力的技术支撑。     

低渗透油藏CO2驱气窜通道识别方法

低渗透油藏CO2驱开发过程中,面临的最大问题是容易发生气窜。针对目前尚无定量的气窜识别标准,以及现有的气窜通道体积计算方法实用性较差等问题,通过分析产出气中CO2含量的动态变化特征,将气窜类型划分为明显气窜和微弱气窜两大类,明确了见气时间确定方法,建立了气窜识别判断标准。在此基础上,利用物质守恒原理分别计算注入端和产出端的气窜通道体积,并借助气窜通道体积交会图实现对气窜通道体积的校正,从而消除单井产液比例系数或井网形状因子对气窜通道体积计算结果的影响。通过对实际气窜单井的分析和计算表明,该方法具有较强的操作性和实用性,一方面实现了对气窜类型和气窜程度的定性评价,另一方面实现了对气窜通道体积和气窜通道横截面积的定量计算,为后期合理设计封堵措施和堵剂用量提供理论依据。     

CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输,站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后,产气量剧增,在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析,并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析,结果表明:流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因,流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制,仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀,在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。     

CO2驱水气交替注采参数优化——以安塞油田王窑区块长6油藏为例

针对安塞油田王窑区块长6特低渗透油藏现阶段注水开发矛盾突出的问题,为进一步提高油藏采收率,评价CO2驱油效果,应用油藏数值模拟方法,优化了CO2驱水气交替注采参数。利用Eclipse的PVTi模块模拟了注气膨胀实验,研究了注CO2对原油相态的影响;采用正交试验设计方法,以提高采出程度和换油率为目标,对CO2驱水气交替过程中的气水比、注气速度、关井气油比和段塞注气量4个参数进行了优化研究,并用直观分析方法对试验结果进行分析。结果表明,当原油中溶解的CO2物质的量分数达到60%时,原油粘度降低幅度达80.51%,原油体积膨胀1.44倍;优化得到的最优气水比为1∶1,注气速度为13 000 m3/d,关井气油比为1 000 m3/m3,段塞注气量为0.005倍孔隙体积。     

低渗透油藏CO2混相驱注采耦合波及特征及气窜阶段定量划分方法

针对CO₂混相驱注采耦合波及特征认识不清,气窜阶段无法定量识别的问题,运用数值模拟方法,分析CO₂混相驱注采耦合波及特征,明确气窜程度表征指标和划分标准。结果表明:与CO₂连续气驱相比,注采耦合开发通过增压储能、放压释能过程,地下渗流场不断变化,扩大气驱波及面积,延迟气窜时间,提高油藏最终采出程度;新方法计算的气窜阶段划分结果与矿场监测数据吻合,可作为矿场气窜阶段识别的依据;储层孔隙度越大,注采耦合开发无气采油阶段变长,气窜发育阶段推迟;生产井离注气井越近,气体突破时间越早,反九点法井网、排状井网、五点法井网进入完全气窜时间分别为3 148、4 120、5 610 d。研究成果可为低渗透油藏CO₂混相驱注采耦合开发提高采收率提供理论指导。     

N80钢在CO2、H2S及其混合介质环境中的腐蚀行为研究

针对N80钢油套管在CO2/H2S共存环境中的腐蚀问题,利用失重法与电化学测试方法作对比分析,并利用扫描电子显微镜以及X射线衍射仪对浸泡腐蚀试验后的N80钢试样进行研究。结果显示,浸泡腐蚀试验结果与电化学测试结果一致,在单独CO2环境中,N80钢的自腐蚀电流与平均腐蚀速率最大,腐蚀最严重;在单独H2S环境中,N80钢试样腐蚀速率最小,自腐蚀电流最小;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3 时,主要以H2S腐蚀为主,但在表面发生局部产物膜剥落,此时的腐蚀速率高于纯H2S条件下的腐蚀速率。研究表明,在单独CO2环境中,腐蚀以阴极反应过程控制为主;在单独H2S环境中,腐蚀以阳极反应过程控制为主;在PCO2/PH2S=1∶ 0.3时,腐蚀以阴极反应过程控制为主。     

油管钢在高温高压H_2S/CO_2环境中的二次腐蚀行为研究

利用美国CORTEST公司高温高压反应釜模拟高含S油气田H2S/CO2腐蚀环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了油管钢在高温高压H2S/CO2环境中的二次腐蚀行为。结果表明,普通N80油管钢单一CO2腐蚀速率较高,为1.89 mm/a;先CO2腐蚀后H2S腐蚀,腐蚀速率减小为1.38 mm/a,材料的腐蚀类型表现出严重的局部腐蚀,先生成的Fe CO3膜转变为Fe S膜,转变过程中腐蚀产物膜的晶格发生畸变,导致腐蚀产物膜分层、疏松且容易脱落;先H2S腐蚀后再CO2腐蚀,腐蚀速率明显减小至0.27 mm/a,腐蚀产物膜未发生转变,通过腐蚀产物膜电化学测试分析,Fe CO3膜对基体的保护性差,而Fe S膜对基体的保护性相对较好。     

致密油藏超临界二氧化碳吞吐开发特征实验研究

针对鄂尔多斯盆地致密油藏采油速度快速递减、油藏压力无法保持的问题,探索采用超临界CO2吞吐开发方式开展超临界CO2吞吐长岩心实验研究,探讨了超临界CO2吞吐方式提高致密油采收率的作用机理、开发特征、影响因素等,探究了注气速度、注气相态、N2辅助保压、衰竭压力等重要操作参数对提高致密油采收率的影响.研究表明:超临界CO2...     

边水断块油藏水平井组CO2协同吞吐注入量优化实验研究

针对边水断块油藏单口水平井CO2吞吐过程中气体波及体积小、有效期短等问题,采用室内物理模拟实验方法,研究并优化了水平井组CO2协同吞吐注入量,分析边水断块油藏CO2吞吐控水增油效果。采用自行设计的三维水平井组开发物理模型,进行水平井组CO2吞吐实验,分析不同注入量的吞吐闷井压力变化以及开井的生产动态,并结合CO2气体本身物理性质以及其与原油的高温高压物性分析结果,明确了注入量对边水断块油藏水平井组CO2吞吐的影响机理,优化了实验条件下的注入量。实验结果表明:当CO2注入量由0.07 PV增至0.14 PV时,井组综合含水率降幅由0.72%扩大至5.93%,增油量由31.4 mL增至148.7 mL,增加注入量对水平井组CO2吞吐的控水增油效果促进明显;当CO2注入量增至0.14 PV时,采出程度增幅虽达22.36%,标况下累积产气量却高达8 050 mL,气体利用率降低。CO2控水增油的主要机理为:一定压力条件下,CO2的压缩系数降低,注入过程中能量损失小,促进气体进入地层,增加了气体波及范围;原油中CO2组分增加,原油流动性增强;增加注气量,提高注入气的波及效率。