油田CO2 EOR及地质埋存潜力评估方法

地质埋存是减少CO2排放、防止全球变暖的有效途径之一.实践证明,将CO2注入油藏提高采收率(EOR)是一种技术和经济都可行的地质埋存方法.在调研的基础上,分析总结了油田CO2埋存潜力评估工作内容及评价方法:油田CO2埋存潜力工作应当包括地质评估、埋存筛选、EOR筛选及潜力评估四方面的内容.目前埋存潜力评估方法没有统一的存储能力准则,但计算方法都以物质平衡为基础.油田CO2埋存潜力评估工作,应结合国内油田的开发状况、油品特点,制定新的CO2 EOR和埋存油藏筛选标准以及埋存潜力评估方法.完善不同EOR操作方式下的CO2埋存潜力评估方法,以适应不同情况、不同等级的评估要求.应用国内外专家提出的标准和方法对胜利油田老油区的CO2 EOR和埋存潜力进行了评估.     

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。     

CO2地质埋存技术与应用

全球CO2每年排放量约240×108t,地质埋存技术被认为是近期内温室气体减排的主力军。本文首先简要介绍了国际性气候变化会议发展历程,阐述了中国的CO2减排行动、地质埋存路线和地下封存潜力。其次,总结了国内外CO2在高含水老油田、低渗透油藏、天然气田、页岩、煤层、废弃气藏和凝析气藏、盐水层、废弃油藏、煤炭开采废弃矿井区等地质体的提高采收率与埋存"双赢"技术以及封存机理、研究方法、关键技术、示范项目及封存量等,描述了海洋封存、海底沉积物层内封存、CO2水合物方式存储、CO2置换强化开采天然气水合物、CO2作为注入介质开采地热等最新研究动态。最后结合安全埋存,探讨了CO2地质埋存技术的相关科学问题,为我国下一步的CO2地质埋存汲取先进经验。     

油藏中CO2埋存潜力评价模型与关键参数确定方法

油藏是CO₂地质埋存的重要场所,同时向油藏中注入CO₂能够提高油藏采收率,是一项双赢技术。在国内外CO₂埋存潜力评价方法基础上,针对中国油藏具有高含水、非均质性强、混相压力高等特点,提出了考虑溶解、CO₂波及体积、驱油机理的埋存潜力评价方法,并分别采用分流理论、热力学理论、统计分析等手段确定了溶解系数、最小混相压力、埋存系数、采收率、波及系数等关键参数的计算方法,建立了一套完整的油藏中CO₂埋存潜力评价体系。采用该评价体系对新疆油田进行了埋存潜力评价,结果表明该体系具有非常好的实用价值,值得在CO₂埋存领域推广。     

二氧化碳在油藏中埋存量计算方法

二氧化碳在油藏中埋存是减少温室气体排放最有效的途径之一,主要通过构造空问储存、束缚空间储存、溶解储存和矿化储存等机理来实现.二氧化碳在油藏中的地质埋存潜力可分成理论埋存量、有效埋存量、实际埋存量和匹配埋存量4个层次.对注水开发油藏和二氧化碳驱油藏,二氧化碳在油藏中的埋存潜力可用类比法和物质平衡法计算,得到理论埋存量和有效埋存量,理论埋存量是油藏所能接受的物理极限量,有效埋存量表示从技术层面上综合考虑了储集层及流体特性各种因素影响的埋存量,是理论埋存量的子集.用物质平衡法计算埋存量时二氧化碳在原油中溶解量占有较大比例,不可忽略,用类比法计算埋存量的关键问题是确定二氧化碳利用系数.实例表明该计算方法简便实用,可用干中国油田二氧化碳埋存潜力评价.图1表3参15     

评估在CO2 EOR和地下水效应影响下原油采收率和CO2埋存能力

降低空气中排放的CO2量及其浓度的一个重要方法就是把这些CO2捕集并储存起来,地质埋存是一个主要组成部分.在所有可能方法中,最可能被优先采用的是在注CO2提高采收率的过程中回收埋存CO2.本文主要介绍了油藏CO2埋存量的预测计算方法、适合注CO2的油藏识别、地下水效应的影响,以及这种方法在加拿大西部沉积盆地中的应用.     

中国CO2提高石油采收率与地质埋存技术研究

控制CO2的排放已经得到世界各国政府和科技人员的广泛关注,已经成为一项声势浩大的国际行动.在我国实行CO2高效利用与地质埋存相结合的技术思路是缓解环境污染压力、提高石油采收率的有效途径.在分析CO2提高石油采收率与地质埋存技术研究现状和趋势的基础上,针对我国大多数油田非均质性强、渗透率低、原油黏度和含蜡量高、原油与CO2的混相压力高等特点,分析了CO2提高石油采收率与地质埋存技术体系中的关键科学问题:适合中国地质特点的CO2提高石油采收率与地质埋存评价体系问题、中国地质特点CO2提高石油采收率与地质埋存的基本地质理论问题、CO2提高石油采收率与地质埋存过程中的物理化学理论问题、CO2提高石油采收率与地质埋存驱动过程中的渗流力学问题及CO2分离、运输与防腐的相关科学问题,指出了在研究过程中需遵循的思路对策与途径,为中国CO2提高石油采收率与地质埋存一体化研究指明了方向.     

CO2地下埋存及驱油效果影响因素(为庆祝《新疆石油地质》创刊30周年而作)

国内外大量研究和应用成果表明,向油层中注入CO2可以大幅度地提高原油采收率,而且可以实现CO2的长期地质埋存.通过开展国外CO2埋存及提高原油采收率现状调研,了解国外利用油藏进行CO2埋存及提高采收率的最新动向,用数值模拟方法系统研究了储集层、流体性质及开采方式等因素对CO2驱油与埋存的影响.基于典型试验区油藏参数的数值计算结果,对影响CO2驱油与储存系数的因素进行综合分析,确定了影响CO2埋存与提高石油采收率的评价指标参数,并对各影响因素进行了评价.     

CO2 EOR及其在油藏中的储存

CO2 EOR已在石油行业应用了40多年.近几年,出于对温室效应的考虑,CO2注入油藏作为一种碳埋存方式引起广泛关注.结合EOR进行CO2储存的潜力巨大,且可达到永久封存的目的.目前,CO2EOR已经不存在较大的技术问题,大部分项目利用低廉的天然CO2,经济回报较高.但将人类排放源(如发电厂)中的CO2捕集起来并用于EOR和储存,将会受到经济上的限制.本文阐述了CO2 EOR原理、油藏储存潜力、油田筛选及经济分析,并对北海一个油田进行了实例分析.     

EOR采油项目的经济评价:衰竭油田中的CO_2埋存

对在巴西小型老油田提高采收率(EOR)中应用CO2的经济可行性做了研究,主要考虑了两个互益因素:①EOR-CO2驱替一次采油和二次采油水驱后留在地下的残余油,已成功地把CO2注入老油田,延长了油田开采期限;②把CO2气体储存在油藏中,以减少其在大气中的排放量.描述了这一项目的实际情况,提出了成本分析方法,以便评估在CO2埋存情况下整个EOR过程的财政决定因素(捕集、压缩、运输和储存成本).关于油藏开采曲线、价格和成本、资本支出(CAPEX)、作业费用(OPEX)、碳补贴、设备折旧时间、财政假设等,用现金流量模型进行了项目评价.做了敏感性分析以便确定最关键的变量.结果表明,项目净现值(NPV)约为US$3.2×106,这对一个小型老油田意义重大.该项目的贡献在于,从大气中清除温室气体(GHG)并且在20年期间储存0.73×106 t CO2.项目可行性对油价、采油量和CAPEX非常敏感.     

CO2气体非常规储存方法

随着《京都议定书》的实施，如何经济有效地控制CO₂的排放量，减缓温室效应对我国已显得越来越迫切。非常规储存是将排放到大气中的CO₂，通过采集回注到地下煤气层、废油气储层或深海盐水储层中储存的方法，主要有CO₂水合物法、煤层气置换法、CO₂驱替甲烷水合物、注CO₂提高原油或凝析油的采收率、深海盐水储层储存法等。从储存的机理方面介绍了各种非常规储存CO₂的方法，并从技术和经济的角度对各种方法进行了评价。指出对于具有相同烃类孔隙体积的油气藏来说，由于气体更容易压缩，地质构造封闭性好，气藏、凝析气藏在储存CO₂方面具有更大的优势。     

利用CO2气驱开采复杂断块油藏“阁楼油”

复杂断块油藏进入高含水后期，位于构造高部位的“阁楼油”难以经济而有效地开发。苏北盆地拥有丰富的天然CO2气源，采用槽船运输、井口增压和高压升温等技术，在溱潼凹陷储家楼油田开展CO2气驱试验。通过数值模拟优选出CO2气驱方案，并于2000年10月开始矿场试验，已注入CO2气132．06万m^3，占油藏孔隙体积的1.59％，已增产原油2545t．综合含水率降低6％，每立方米CO2气换油0．001927t，提高油藏采收率1.07％，效果显著。试验取得了一批宝贵的资料，对CO2气驱的开采过程及生产动态特点有了新的认识。试验结果表明，选择油藏低部位井注入CO2气驱替水驱剩余油，能在油藏高部位形成新的油气富集带，机理清楚，工艺相对简单，见效快，是一种值得推广的复杂断块油藏三次采油方式。图3表3参12     

塔河油田缝洞型油藏单井注氮气采油机理及实践

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集层类型特殊、开发难度大,前期通过实施单井及单元注水,在一定程度上取得了良好的增油效果;随着注水量增加,开发效果逐渐变差,大量剩余油富集在缝洞单元高部位,注水无法波及。针对此类剩余油,开展了注氮气吞吐驱油实验研究,结合数值模拟技术,论证了注氮气能有效动用这部分剩余油。注入地层中的氮气与原油混合并发生重力分异,将高部位剩余油向下置换并采出,注入氮气在原油中溶解也能起到一定的降低原油黏度、补充地层能量的作用。该项技术2012年开始在塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开展现场试验,已投产试验井123口,累计产油16.13×104 t,增油效果显著,验证了缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐置换剩余油是一项可行的提高采收率技术。     

水驱废弃油藏注二氧化碳驱室内试验研究

为探讨进一步提高高温、高盐水驱废弃油藏采收率潜力,以河南濮城沙一下亚段油藏为目标,开展了注入CO2流体性质变化、细管驱替、长岩心驱替室内试验。试验验证了注入CO2可改善原油流动性、有效增加地层能量和可动油等驱油机理;油藏原油性质好,混相压力低,目前油藏条件可达到混相;优选CO2/水交替驱为最佳注入方式;优化了注入段塞组合;组分检测分析认为CO2/水交替驱波及到了水波及不到的原油。研究结果为濮城沙一下亚段油藏CO2驱矿场试验提供了技术支持,并对其他特高含水期油藏注CO2进一步提高采收率同样具有借鉴意义。     

伊拉克哈法亚油田可采储量增长因素和潜力分析

可采储量增长被用来评价已发现油气田可采储量的增加潜力,是剩余石油和天然气资源的一个重要组成部分。通过对哈法亚油田可采储量增长影响因素和潜力的分析,发现其影响因素包括地质因素、工程因素和经济因素。哈法亚油田2010年至2012年的可采储量增长主要是由发现新油藏、已发现油藏地质储量增加和采收率提高组成,对可采储量增长的贡献分别为7%、51%和42%;未来通过油田扩边可以增加约7 956.5×104 t的石油可采储量。通过与Majnoon油田进行类比分析,认为未来哈法亚油田采收率可以达到32%,储量增长潜力约0.98×108 t     

川东北气田伴生CO2注入川中油田EOR可行性分析——以普光气田伴生CO2注入桂花油田为例

四川盆地普光气田CO₂含量为8％～10%,每年高空燃烧排放的CO₂量约为6.9×10⁸ m³。为了实现低碳油气开发,挖掘资源潜力,建议将CO₂气从天然气中分离后注入川中侏罗系油藏,以提高这些低渗透致密油藏的采收率。在分析了川中桂花油田的开发历史后,绘制出桂花油田开采预测曲线,如采用大型压裂酸化、钻水平井、成像测井、三维地震储层预测技术,加上CO₂混相驱油提高采收率等,预计桂花油田的年产油量将在2015年恢复到4×10⁴ t,2020年达到7×10⁴ t,2025年达到10×10⁴ t。同时,经济分析的计算结果也支持这一建议,如把碳税和碳交易收入作为考虑因素,则该项目的可行性将更充分。随着川东北早三叠世-晚二叠世酸性大气田的陆续投产,比如同属于中国石油天然气股份公司的龙岗气田将有更多的CO₂需要加以埋藏,届时亦可将莲池油田、金华镇油田、公山庙油田和中台山油田等纳入CO₂混相驱油提高采收率试验区。     

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。     

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。     

SCREENING CRITERIA FOR CO2 STORAGE IN OIL RESERVOIRS

Oil fields are likely to the first category of geologic formation where carbon dioxide (CO₂) is injected for sequestration on a large scale, if geologic sequestration proves feasible. About 1.4 BCF per day (69 300 tonnes/day) of CO₂ are currently injected for oil recovery in the U.S. Replacing this naturally occurring CO₂ with anthropogenic CO₂ would have a minor, but measurable, effect on overall CO₂ emissions. However, CO₂ is injected into only a small fraction of reservoirs and it is estimated that upwards of 80% of oil reservoirs worldwide might be suitable for CO₂ injection based upon oil recovery criteria alone. These facts combined with the generally extensive geologic characterization of oil reservoirs and the maturity of CO₂-oil recovery technology make oil reservoirs attractive first targets as CO₂ sinks. This paper lays the groundwork necessary to evaluate whether an oil reservoir might be suitable for CO₂ storage. As such, a series of criteria for injection into currently producing, depleted, or inactive reservoirs are proposed. Aspects considered include the reservoir depth, storage capacity, water and oil volumes in place, formation thickness, and permeability. Importantly, the effect of oil production on reservoir properties, especially fault movement and induced fractures must be gauged and included in assessments. It is demonstrated that CO₂ density with depth alone is not a sufficient criterion for choosing candidate sites. It is necessary to consider also porosity and the amount of water and oil that are displaceable. The end result is a criteria table for rapid screening of candidate reservoirs.     

双河油田IV5－11 层系复合驱油体系实验研究

根据双河油田IV5-11层系的油藏特征,利用正交实验法,对聚合物质量浓度、表面活性剂种类及其质量分数进行筛选,得到了由质量浓度为1500mg/L的ZL-Ⅱ、质量分数为0.3%的QY-3组成的二元复合驱油体系及由质量浓度为1500mg/L的ZL-Ⅱ、质量分数为0.3%的QY-3和1.0%的Na2CO3组成的三元复合驱油体系,这2个体系均能与双河模拟油形成超低界面张力且粘度适中。利用均质与非均质人造岩心及微观非均质仿真模型,对所选复合驱油体系进行物理模拟驱油实验;并在模拟油藏具有代表性的3倍渗透率级差条件下,优选了三元复合驱油体系注入方式。实验结果表明,在均质条件下,三元复合驱油体系提高采收率程度明显高于二元复合驱油体系;在非均质条件下,随着非均质性的增强,三元复合驱油体系与二元复合驱油体系提高采收率的差距逐渐缩小,但前者始终高于后者;对于同一驱油体系,随着非均质性的增强,驱油效率先增大后减小,渗透率级差为3倍时的采收率最高。综合分析可知,三元复合驱油体系好于二元复合驱油体系,在其注入前后分别注入0.05倍孔隙体积交联聚合物保护段塞的注入方式,三元复合驱油体系提高采收率比不加保护段塞时提高了4%。