CO2提高原油采收率綜述

1、 7/7CO2提高原油采收率綜述 圖1 2007 年度EOR 項目數(shù)分類百分比2 EOR CO 2提高原油采收率綜述 班 級：11秋 學(xué) 號：11602101031 報告人：都 軍 EOR-CO 2提高原油采收率綜述 【 我國油藏具體特征，我國主要發(fā)展了化學(xué)驅(qū)和熱力采油，氣驅(qū)和微生物驅(qū)基本處 于室內(nèi)實驗狀態(tài)。近年來，隨著中國部分地區(qū)發(fā)現(xiàn)CO 2氣源，CO 2 氣驅(qū)的三采開發(fā) 項目也將快速推進(jìn)。 CO2在地層內(nèi)溶于水后，可使水的粘度增加20%-30%，運移性能提高2-3倍；CO2溶于油后，使原油體積膨脹，粘度降低30%-80%，油水界面張力降低，有利于增加采油速度、提高洗油效率和收集殘余油。CO

2、2驅(qū)一般可提高原油采收率7% -15%，延長油井生產(chǎn)壽命15-20年3。 近年來，隨著全球氣候變暖要求減少二氧化碳排放以及各國隨之制定的不同優(yōu)惠政策和排放稅等措施，使得CO 2 混相驅(qū)得以迅速發(fā)展，世界各大石油公司利 用CO 2 驅(qū)油后，將其埋存在油藏中，這種方法不僅可以提高石油采收率，而且能消減溫室效應(yīng)。 在預(yù)測未來幾十年內(nèi)三次采油產(chǎn)量占世界石油總產(chǎn)量比例持續(xù)增加情況下，世界豐富稠油資源決定了以蒸汽驅(qū)為主的熱采仍是未來三次采油的主要方法；注聚合物技術(shù)的使用在急劇減少，但近年隨油價升高而有所增加；由于具有環(huán)保特 性和成本優(yōu)勢，注CO 2 驅(qū)的發(fā)展空間極大。 1 CO2驅(qū)的機(jī)理4 CO2本身的物

3、理化學(xué)特性決定了其驅(qū)替機(jī)理主要是： （1）降低原油界面張力，減少驅(qū)替阻力； 隨著注入壓力的增加，CO2在地層油中的溶解量增加，CO2和原油界面張力降低，同時油的黏度降低。 （2）降低原油粘度； （3）使原油體積膨脹； 實驗證明，CO2溶于原油可以使原油體積增大，相當(dāng)于增大了原油的彈性能量，提高原油采收率。 （4）萃取和汽化原油中的輕質(zhì)烴； CO2驅(qū)油過程中，一方面CO2在原油中產(chǎn)生溶解、混合、降黏等作用，另一方面也將部分輕烴抽提到氣相中。試驗結(jié)果表明: CO2優(yōu)先抽提原油中的輕質(zhì)組分, 原油越輕,CO2的抽提油量越大；抽提后殘余油黏度普遍提高, 殘余油樣黏度是原油黏度的1.1-2.0倍，且溫度

4、越低，黏度比越大；提高注入壓力或降低CO2注入量可防止油氣性質(zhì)差異變大。產(chǎn)生抽提作用的條件：CO2原油體系出現(xiàn)非單一油相, 即油、氣兩相；兩相產(chǎn)生了分離。體系出現(xiàn)非單一油相的情況有兩種： CO2注入量超過了所處壓力下的溶解氣量，或體系壓力下降，低于飽和壓力時油氣必然分離成兩相；當(dāng)CO2在原油中溶解達(dá)到飽和時，出現(xiàn)兩個液相，即飽和CO2的油相及富含CO2的液相。CO2非混相驅(qū)及CO2吞吐采油過程中存在CO2抽 提原油中輕質(zhì)組分的條件。抽提后殘余油黏度增加，采出的難度加大，CO2驅(qū)油技術(shù)應(yīng)優(yōu)先使用在原油物性相對較好（輕質(zhì)原油)的油藏5。 （5）壓力下降造成溶解氣驅(qū)； 二氧化碳溶解進(jìn)入原油可以降低原

5、油黏度，提高其流動性；當(dāng)油層壓力降低時，CO2會從原油中析出，形成溶解氣驅(qū)。 （6）酸化解堵作用, 提高注入能力； 二氧化碳和地層水混合形成弱碳酸，可以溶解顆粒之間的部分碳酸鹽膠結(jié)，改善儲層物性，提高注入能力。 和油水的相互作用6。 （7） CO 2 通過不同含水率條件下的油水乳化實驗，考察了溶解CO 前后油水乳化程度 2 在油、水中溶(以乳化帶體積占油水總體積的百分比表示)。實驗結(jié)果表明，CO 2 解后，地層水的粘度增大，原油的粘度減小，CO 的溶解有利于改善水油黏度比， 2 且初始壓力從0.1MPa增至6MPa時，水油黏度比增大至原來的4.67倍。溶入CO 2 油水體系的，且含水率為40%

6、時，碳的油水體系的乳化程度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于未溶入CO 2 和油水的相互作用，有利于改善水酸水/原油體系的乳化程度可達(dá)96.43%。CO 2 驅(qū)微觀驅(qū)油效率，擴(kuò)大氣驅(qū)宏觀波及效率，提高原油采收率。 2 CO2驅(qū)的驅(qū)替類型 在不同的油藏條件下，CO2的驅(qū)油機(jī)理并不相同, 現(xiàn)場實施注CO2項目的軀體類型主要分為混相驅(qū)和非混相驅(qū)。 2.1 非混相驅(qū) 在非混相驅(qū)中, CO2溶入原油后, 使油膨脹, 并降低油的粘度。但是由于非混相驅(qū)對原油中的輕烴組分具有抽提作用，導(dǎo)致剩余油中重?zé)N組分含量很高，黏度增大，使剩余油難以開發(fā)，因而驅(qū)油效率相對較低，非混相驅(qū)一般多用于原油性質(zhì)較好的輕質(zhì)油的開發(fā)；但是隨著技術(shù)升級，最新的開

7、發(fā)實踐表明，非混相驅(qū)在輕質(zhì)組分較少的重油開發(fā)中也同樣有很好的效果，土耳其石油公司(TPAO)在土耳其東南部的幾個油田采用非混相CO2驅(qū)提高重油采收率，此時CO2主要起到降粘作用和膨脹作用7。 吞吐。CO2吞吐技術(shù)能夠降低原油黏度，膨脹原非混相驅(qū)中最典型的是注CO 2 油及相對滲透率轉(zhuǎn)換，解除近井地帶污染，降低界面張力，阻礙水的產(chǎn)出等。CO2吞吐技術(shù)室內(nèi)研究表明: 將液態(tài)CO2注入油層, 在地層溫度下, CO2快速汽化混溶于原油，可降低原油粘度85.9%，從而增強(qiáng)原油流動能力；同時地下原油體積膨脹27.9%，使儲集層孔隙壓力升高, 在局部形成飽和地帶，使部分殘余油被驅(qū)動，提高了油相滲透率，可使驅(qū)

8、油效率提高7.5%，從而提高油藏的最終采收率8。 2.2 混相驅(qū) 鑒于非混相驅(qū)的限制性因素和較低的驅(qū)替效率，目前國外注CO2項目以混相驅(qū)為主。原油中的溶解能力強(qiáng)，工程混相條件下，摩爾含量達(dá)到0.7。注入CO2抽提原油中的中間烴，甚至C19+以上的重?zé)N，和地層油在前緣達(dá)到混相。CO2注入量增加，混相帶增長，CO2波及區(qū)域增加，有利于驅(qū)油效率增加。隨著注入壓力的提高，從非混相到混相，CO2在地層油中的溶解量增加，界面張力降低，油的黏度降低。達(dá)到混相后，繼續(xù)增加壓力對驅(qū)油影響變小9。目前注CO2驅(qū)油項目適用油藏參數(shù)范圍較寬, 在能達(dá)到混相的條件下, CO2具有極高的驅(qū)替效率, 能大幅度提高油井的生產(chǎn)

9、能力。 3 CO2驅(qū)對六類油氣田的使用實例 利用二氧化碳驅(qū)提高原油采收率的EOR方法所使用的油氣藏范圍很廣，可以用于普通稀油油藏、復(fù)雜斷塊油藏、超稠油油藏、特低滲透油藏、縫洞型碳酸鹽油藏、氣藏等。下面將以開發(fā)實例對各類油藏的二氧化碳驅(qū)效果進(jìn)行敘述。 3.1 普通稀油油藏10 本次實驗在遼河稀油區(qū)的雙北124塊、馬20、興北S3、歡26以及杜4等五個區(qū)塊進(jìn)行，在進(jìn)行CO2吞吐后發(fā)現(xiàn)四條規(guī)律： （1）各個區(qū)塊原油的粘度在注CO2以后均呈下降,總趨勢是隨CO2注入量的增加, 粘度降低, 但是不同區(qū)塊原油粘度下降速度有所不同； （2）各區(qū)塊原油注CO2以后飽和壓力隨CO2注入量的增加而升高, 各區(qū)塊上

10、升速度較為一致； （3）原油的膨脹能力隨CO2注入量的增加而增大； （4）注入CO2以后的地層流體密度和地層原油性質(zhì)密切相關(guān)，中間烴含量相對較低的原油，注入CO2后的地層流體密度呈下降趨勢，而中間烴含量相對較高的原油，注入CO2后的地層流體密度呈上升的趨勢。 根據(jù)對不同油區(qū)的有代表性的五個區(qū)塊進(jìn)行地層原油相態(tài)特征和注CO2后流體相態(tài)特征研究和對比分析, 稀油區(qū)注CO2吞吐提高采收率有一定的潛力。如果原始地層壓力大于飽和壓力，那么可以實現(xiàn)CO2混相 圖2 注CO2工藝流程示意圖 驅(qū)，可以進(jìn)一步提高采收率。 3.2 復(fù)雜斷塊油藏8 CO 2單井吞吐工藝增油技術(shù)是一種提高復(fù)雜小斷塊油藏采收率的有效方

11、法。在調(diào)研和室內(nèi)研究的基礎(chǔ)上，1998年在勝利油區(qū)孤島采油廠墾利油田墾95斷塊油藏的K153X2井進(jìn)行現(xiàn)場注入試驗, 取得了明顯的增油效果。在K153X2 井進(jìn)行的注CO 2吞吐試驗，流程見圖2，注入65t 液態(tài)CO 2，平均注入速度13t/h,采用套管連續(xù)注入，浸泡期23d 。注前產(chǎn)液9.2t/ d, 產(chǎn)油5.1t/d ，含水45%;注后產(chǎn)液23.6t/d ，產(chǎn)油10.3t/d ，含水56%，取得了明顯的效果。 同樣的巖心試驗結(jié) 果見表1，分析可得：在 殘余油飽和度基本相同 的情況下，CO 2注入量越 大，吞吐增加的采收率 越大；在CO 2注入量相同 的情況下，殘余油飽和 度越高，吞吐增加的

12、采 收率越大；在其他條件 相同的情況下，注入壓 力越高，浸泡時間越長，吞吐增加的采收率越大。 3.3 超稠油油藏11 我國發(fā)現(xiàn)的稠油資源相當(dāng)可觀，其中特超稠、超稠油占60%，主要集中在遼河、新疆、勝利等油田。普通稠油資源已基本得到開發(fā)，動用特超稠油資源正成為彌補(bǔ)稠油產(chǎn)量遞減、穩(wěn)定稠油產(chǎn)量的手段。勝利油田分公司單家寺油田單113塊的超稠油開發(fā)工藝，主要對CO 2在超稠油開發(fā)中的增能助排、溶解降粘、傳質(zhì)等作用進(jìn)行了研究，并在該區(qū)塊進(jìn)行了CO 2蒸汽吞吐工藝的礦場使用并取得了較好的效果。 注入CO 2對超稠油油藏的增油機(jī)理是：原油體積膨脹增能助排；溶解降粘降低原油粘度；熱量傳遞；動量傳遞（CO 2擴(kuò)

13、散過程中, 其氣泡帶動周邊原油和降粘劑滲流擾動, 為原油充分降粘及擴(kuò)散提供了條件）。 單113塊位于勝利油田分公司單家寺油田西區(qū)，含油面積1.0 km 2，地質(zhì)儲量788萬t ，地面脫氣原油粘度30104 -133.2104mPa s,屬于超稠油油藏。超稠油油藏注入CO 2配合蒸汽吞吐能夠提高超稠油油藏的開發(fā)效果, 對單113塊超稠油油藏開發(fā)提供了一種新的工藝技術(shù)和開采方式。 3.4 特低滲透油藏12 圖3 各方案累計產(chǎn)油對比曲線 注CO 2驅(qū)油已成為提高油藏開發(fā)效果的一種有效方法，特別是對于注水難以建立起有效驅(qū)動體系的特低滲透油藏。 將周期注氣使用到特低滲透油藏芳48和樹101區(qū)塊的方案編制

14、中，數(shù)值模擬結(jié)果表明，和連續(xù)注氣相比，周期注氣可以有效提高CO 2的換油率，減緩油井氣竄, 最終提高采收率； 并且在現(xiàn)場生產(chǎn)過程中，周期注氣可以明顯降低油井油氣比上升速度，改善油藏開發(fā)效果。周期注氣和其他注入方式的優(yōu)缺點對比見表2。 針對特低滲透油藏難以實施水氣交替的情況, 提出采用周期注氣改善注CO 2驅(qū)油的流度比。周期注氣結(jié)合了連續(xù)注氣、水氣交替和注氣吞吐的優(yōu)點, 能夠增大CO 2的波及系數(shù), 改善層間矛盾。樹101區(qū)塊的方案編制過程和現(xiàn)場實施效果說明周期注氣適合特低滲透油藏。 3.5 縫洞型碳酸鹽巖油藏13 塔河油田奧陶系油藏屬于巖溶縫洞型塊狀油藏，其非均質(zhì)性極強(qiáng)，基質(zhì)孔隙度低，基本不具

15、有儲油能力，裂縫和溶洞是主要儲集空間和滲流通道。注水替油是縫洞型油藏提高采收率 的主導(dǎo)技術(shù)。但是，隨著單 井縫洞單元注水替油周期 的增加，周期產(chǎn)油量越來越 低，噸水換油率越來越高， 注水替油效果越來越差。開 展碳酸鹽巖油藏注二氧化 碳提高采收率可行性研究， 為塔河油田下一步提高采 收率工作提供技術(shù)支撐。 S86區(qū)塊油藏數(shù)值模擬 模型，在生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，分別針對衰竭式開發(fā)、注水開發(fā)、注CO 2、注 表2 各種注入方式優(yōu)缺點對比 烴類氣體共4 類開發(fā)方案，對塔河油田S86區(qū)塊注氣開發(fā)方案的可行性進(jìn)行預(yù)測 的采收率明顯高于其他幾種計算。根據(jù)主要預(yù)測指標(biāo)的對比圖3可以看出，注CO 2 的對縫洞型

16、碳酸鹽巖油藏開發(fā)有很好的增產(chǎn)效果。 方法。說明，注CO 2 3.6 氣藏14 隨著天然氣開采, 地層壓力將下降至廢棄壓力, 不可能再進(jìn)行自然衰竭開采。此時, 注CO2恢復(fù)地層壓力, 從而提高采氣量和促進(jìn)凝析油蒸發(fā)。隨著天然氣的大量采出, 一部分CO2將會保留在地層中, 這就是所謂的CO2沒收存儲。此方法的好處, 是可以避免沉淀和水侵的發(fā)生。 注CO2提高氣藏采收率，主要有兩種方法：一、類似于油藏水驅(qū)的驅(qū)替；二、對剩余天然氣恢復(fù)壓力。驅(qū)替原理：通過壓縮機(jī)，將CO2從注入井注入地層。在地層條件下, CO2一般處于超臨界狀態(tài)，粘度大大高于甲烷粘度，密度也遠(yuǎn)大于甲烷，并且隨著注入量的增加，使CO2向下

17、運移可穩(wěn)定地將甲烷驅(qū)替出采出井。 4 CO2驅(qū)目前存在的問題及國內(nèi)外的解決方案4 4.1 腐蝕問題 采用注CO2提高原油采收率技術(shù)會將CO2帶入原油生產(chǎn)系統(tǒng)。CO2溶于水后, 對油氣井管材具有很強(qiáng)的腐蝕性, 在相同的pH值時其總酸度比鹽酸還高, 故它對井內(nèi)管材的腐蝕性比鹽酸更嚴(yán)重。 截至目前, 世界各國在涉及CO2的油氣生產(chǎn)實踐中, 已經(jīng)試驗和使用了多種防腐措施, 積累了比較豐富的經(jīng)驗。主要的防腐措施包括: 選用耐腐蝕金屬材料、涂層和非金屬材料、緩蝕劑處理等。 4.2 過早氣竄和較小的波及系數(shù) 由于CO2的粘度和原油粘度之間具有很大的差異引起流度比很不理想, 又進(jìn)一步導(dǎo)致了氣體的過早突破和很小

18、的波及系數(shù), 這對注氣開發(fā)是非常不利的。目前, 如何控制注氣開發(fā)的流度比, 從而推遲CO2的突破時間以及增大CO2的波及系數(shù), 是注CO2開發(fā)面臨的最為重要的問題。 針對這一問題, 國外進(jìn)行了很多有益的嘗試，主要集中在3個方面：一是和其他EOR相結(jié)合, 比如在注氣過程中加入表活劑形成泡沫，可降低氣體流度和減小油藏非均質(zhì)性的影響, 從而提高注入氣體的波及效率；二是發(fā)展新的注氣方式，2001年D.Malcolm提出SAG注入方式，其想法和注CO2吞吐的想法類似, 即首先注入1個周期的CO2，然后關(guān)井浸泡一段時間，在浸泡期間，CO2溶解到原油中，使原油體積增大，粘度降低，待浸泡期結(jié)束后再開井繼續(xù)注入

19、，也就是說在2個注入周期中間加入一個關(guān)井浸泡時間段；三是利用智能井技術(shù), 通過智能完井用井底流量控制閥控制生產(chǎn)井見水區(qū)CO2產(chǎn)量和注入井中CO2注入量，減少CO2在注入井和生產(chǎn)井間不必要的循環(huán)，可以提高波及效率，增加原油產(chǎn)量，并提高 最終采收率。 4.3 最小混相壓力的降低 目前在國外, 特別是美國進(jìn)行的注CO2采油的方法基本上都是混相驅(qū)替, 但是最小混相壓力主要和油藏的壓力、溫度以及流體的組分相關(guān), 對于有些溫度較高的油藏很難實現(xiàn)混相驅(qū)替, 而采用非混相驅(qū)替其采出程度要比混相驅(qū)替小很多。我國油藏埋藏較深；溫度均較高，基本沒有低于60的；密度沒有明顯的規(guī)律；黏度比國外高，地層溫度高，所以不易混相15。 如何有效地降低最小混相壓