小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采。而采用CO₂吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法。为此,针时复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO₂油藏流体膨胀实验,确定CO₂吞吐的驱替机理,再通过CO₂吞吐长岩心驱替实验确定CO₂吞吐增产原油的程度和时效性。然后建立了针时实际小断块单元油藏单井CO:吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,时CO₂吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析末同注气时机CO₂吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律。从而得出适合于小断块单元油藏CO₂单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO₂吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法。     

兴北S3块CO2吞吐可行性及注采参数优化研究

注CO₂吞吐是提高复杂小断块油田采收率的有效途径之一,相态和数值模拟研究是确定目标区块吞吐可行性研究的重要参考依据。在注CO₂吞吐相态实验和CO₂粘温关系研究的基础上,对低渗纵向非均质油藏兴北S₃块进行可行性论证和数值模拟预测,同时对该区块CO₂吞吐的注采参数进行了数值模拟优化研究。结果表明：在辽河兴北S₃块进行CO₂吞吐具有较好的效果,模拟井组CO₂吞吐效果较好,在300d内可累积产油1577t,累积增油410t,换油率达到2.05。     

辽河稀油区注CO2提高采收率潜力实验评价

在油田开发过程中,注水开采以后,注气是提高采收率的一种重要方法。CO₂混相和非混相驱提高采收率的效果与地层原油的性质密切相关。通过PVT分析和混相压力的测定,研究地层原油性质和注气后地层流体性质变化情况可为注气决策提供基本依据。分别选取了不同采油厂有代表性的5个区块,进行地层原油相态特征和注CO₂后流体相态特征研究和对比分析,测定其中的两个区块地层原油的最小混相压力,评价辽河油田稀油区的地层流体性质和预测注CO₂提高采收率潜力。结果表明:辽河稀油区注CO₂吞吐提高采收率有一定的潜力,但难以到达CO₂混相驱效果。     

CO2混相驱多级接触过程机理研究

目前中国陆上油田综合含水达81%,产量出现递减,发展注气提高采收率技术成为陆上石油工业发展的迫切战略性任务。由于CO₂混相驱在油田小范围的应用非常成功,开始进一步研究CO₂混相机理指导油田大规模开采。CO₂混相驱静混相机理,如CO₂在油中膨胀并降低原油粘度很完善,但动混相机理即CO₂混相多级接触过程中气液两相物性参数变化未详尽研究。建立计算CO₂多级接触过程流体物性参数的一维数值模拟方法,结合中原油田井流物数据对混相前缘及后缘气液相组成、密度、粘度等参数动态变化进行研究,对发展注气提高采收率具有重大意义。     

注CO2驱油藏先导性筛选评价方法

注CO₂油藏前期筛选评价指标体系及综合评价已是一个非常重要的研究课题,鉴于储层条件的非均质性,以及人为因素的影响,为了更有效地对入选注CO₂油藏再进行先导性筛选和评价,从油藏地质、流体性质等多方面建立注气评价指标体系,引入双重不确定条件下多指标决策分析方法,建立能够反映双重不确定性条件油藏注CO₂潜力的综合评价方法,使之可运用于不同注入介质时的油藏前期综合评价和筛选,提高注CO₂驱成功率以使注气提高采收率的效果进一步得到提高。     

二氧化碳咸水层封存和利用

 CO₂咸水层封存是减少人为CO₂排放最有效的选择之一,是人工制造巨量碳汇的新型地质工程。全球商业化规模CO₂封存项目和中试尺度的现场试验10年以上的平稳运行表明,CO₂咸水层封存在技术上是可行的。本文从CO₂咸水层的封存机制、储量评价、监测和预测、安全评价和利用方面作了系统评述。水热实验和数值模拟是目前水-岩-CO₂相互作用过程和CO₂封存机制研究的重要方法,但需要现场试验数据的验证。储量评价主要基于CO₂溶解捕获原理,参数的确定方法及不同尺度上方法的选择仍需进一步研究。以地震法为代表的地球物理方法能够有效监测储层中CO₂晕的形态,但价格昂贵不宜广泛应用,新方法的试验很有必要;地球化学方法能够及时反映CO₂注入后的运移及储层的响应,简单易行,成本较低,但需要监测孔;数值模拟方法能为CO₂晕的运移形态和方向提供依据;需要依托一套适用性强的多种方法联用监测技术。安全评价技术包括数值模拟、岩石力学参数测定及各种模型建立,还需从公众认可度及加入大规模项目数据角度提高和完善。考虑到成本问题,CO₂咸水层利用值得重视,特别是实现地热可持续开发利用的CO₂-EATER技术的发展。国外在CO₂海相咸水层封存的技术发展较快,国内沉积盆地可用于CO₂封存的咸水层多以陆相沉积为主,储层水化学、水文地质和矿物岩性特征与海相咸水层有很大差异,非均质性也较突出,需要在借鉴和学习国外经验的同时突出自己的特色和重点。     

盐水层CO2埋存潜力及影响因素数值模拟

 温室气体CO₂使全球气候变暖,对人类生存和社会经济发展构成了严重威胁。研究表明,沉积盆地深部存在体积巨大的盐水层,盐水不宜开发利用,但可用来埋存CO₂。本文首先对盐水层CO₂埋存机制进行研究分类,得到盐水层CO₂埋存量计算公式,在对埋存机制及公式分析的基础上,运用Eclipse数值模拟软件,通过数值模拟的方法综合分析水平渗透率、纵横渗透率比值、地层韵律、地层矿化度及温度对盐水层CO₂埋存的影响,并对各影响因素进行了系统评价。结果表明,盐水层的渗透率、纵横向渗透率比值、沉积韵律是影响盐水层CO₂埋存量的主要因素,盐水层的矿化度和温度是影响CO₂溶解量的主要因素。     

低渗油藏注CO2／N2组合段塞改善驱油效率实验

针对江苏高集低渗低饱和低能量油藏,开展了先注CO₂前置段塞再后续N2段塞顶替的驱油机理研究。通过高集油藏地层原油加注CO₂／N₂气体互溶性膨胀相态机理、多次接触抽提-凝析过程相态机理以及交替注CO₂／N₂组合段塞细管驱替最小混相压力测试、长岩芯驱替效率等实验和模拟研究,对CO₂／N₂组合段塞注气驱油机理及效果进行了分析评价。结果显示,先注CO₂前置段塞再后续注N2顶替的驱替方式能更有效地发挥CO₂增溶膨胀、近混相和N₂弹性膨胀驱油的优势,其驱油效率能达到甚至超过单纯注CO₂的驱油效率。这种驱替方式不仅有利于改善注非烃气体的驱替效率,还可减轻令人担忧的采油井气窜后所带来的采油管柱和设备的腐蚀问题。此外将这一方式推广到注CO₂前置段塞再后续注烟道气的驱替过程,还可在提高油藏采收率的同时实现工业温室气体地下环保埋存。     

CO2在深部咸水层中的埋存机制研究进展

 目前,在深部咸水层中实施CO₂地质埋存的减排处理,是减缓温室效应最有效的现实选择.CO₂在咸水层中的埋存机制主要包括构造圈闭埋存、残余气埋存、溶解埋存和矿物埋存4种基本方式.构造圈闭埋存是CO₂向上运动到致密隔层受到遮挡后,在地质体中聚集,形成CO₂气相埋存,构造圈闭埋存埋存包括闭合构造和开放构造,闭合构造的优势是可以有效限制储层中自由CO₂的横向和纵向运移,缺点是气水接触面被限制在一个十分小的接触区域中,从而限制了CO₂溶解,开放构造的优势是CO₂和周围地层水大面积接触,有利于CO₂溶解,缺点是需要对一个很大的区域进行精细表征以确定可能的气体泄漏路径并进行区域监控;残余气埋存是由于驱替和吸吮相渗滞后,部分CO₂以残余气形式被埋存起来;溶解埋存是CO₂溶解在水中,与水中的钙、镁、铁等离子发生反应生成碳酸盐矿物,实现CO₂圈闭埋存;矿物埋存是CO₂与储层岩石发生缓慢的化学反应形成碳酸盐矿物或HCO₃^-,实现CO₂埋存.各种埋存方式随埋存时间不同,发挥的作用不同,埋存安全性级别也各不相同.本文对咸水层CO₂埋存机制进行深入研究,以期指导中国咸水层CO₂埋存工程顺利进行.     

盐水层中CO2扩散半径的计算方法

 CO₂地质埋存是温室气体资源化利用及减少大气温室气体排放的有效途径之一。在深部咸水层中实施CO₂地质埋存的减排处理,是减缓温室效应最有效的现实选择。针对CO₂在地下盐水层的埋存过程中,其超覆盐水层后存在渗漏和逃逸的风险,基于Buckley-Leverett驱油理论,研究并推导出CO₂对盐水层非活塞式驱动半径的计算公式,准确计算CO₂的扩散半径。计算结果表明,该计算式不仅可为CO₂盐水层封存的工程实践提供必要的理论依据,还为获得封存后存储介质中CO₂逸散风险的控制提供长期预测和数据的支持。     

CO2和地层水、储层配伍性实验研究

针对CO₂驱油方法在近年来得到人们的广泛重视,它在国内尤其在国外应用广泛,取得了良好的驱油效果的实际,研究了注CO₂采油过程中,当CO₂到达储层后,与地层原油、地层水以及储层岩石相互接触,发生一些物理化学性质的变化,使得储层的渗透能力也发生变化的问题。利用中原油田提供的地层水及储层岩石样品进行了CO₂和地层水、储层配伍性的实验研究。测试了注CO₂前后岩芯水测渗透率的变化情况,并进行了原因分析。实验结果表明：注CO₂过程中不会产生碳酸钙沉淀堵塞孔道降低储层渗透率;相反由于CO₂溶解于水中生成碳酸溶蚀了岩石的某些胶结物,使岩石渗透率得到改善。     

基于CO2地质储存工程的CO2增强地热系统中CO2注入温度对热储层热提取率影响分析——基于鄂尔多斯CCS工程

 以鄂尔多斯CO₂地质储存工程区马家沟组地层为人工地热储层,用TOUGH2软件建立以CO₂为传热载体的CO₂-EGS模拟模型,设计并模拟了5种不同的CO₂注入温度(18～42℃)条件下CO₂-EGS系统运行特征,分析了CO₂注入温度对热提取率和系统可持续性的影响。结果表明,5种方案的热量提取率在CO₂-水驱替阶段变化区间为6.37～7.9MW,在液相流消失阶段变化区间为6.64～8.68MW。整个CO₂-EGS系统运行期的平均地层热提取率为6.56～8.47MW,系统可持续时间10.58～11.49a,系统运行期温度下降速率为1.89～1.74℃/a。CO₂的注入温度对深层地热能系统热量提取率影响显著,对系统的可持续性影响较小。为了获得最大的经济效益,应在CO₂-EGS运行允许范围内减小CO₂的注入温度。研究成果可以为CO₂地质储存与资源化利用提供参考。     

液态二氧化碳防灭火装备及其工程应用

 为有效消除矿井火灾隐患, 保障井下作业人员安全, 避免煤炭资源的损失扩大, 研制了液态二氧化碳CO₂(l)的储罐、地面汽化防灭火系统和井下直接防灭火系统.储罐的自增压系统可使CO₂在其内保持液态状态而不结冰;CO₂(l)的地面汽化灭火系统可以将CO₂(l)在地面运用电热汽化器和空温汽化器汽化, 气态的CO₂在稳压罐内稳压达到1.5MPa后, 以0.5MPa的压力通过管道输送至火区进行防灭火;CO₂(l)防灭火列车可以直接将其运到煤矿井下的高温地点或火区附近, 快速降温、灭火.照金煤矿122综采工作面防火工程实践表明, CO₂(l)可以快速有效降低火区环境的温度、氧气和煤自燃指标气体浓度, 消除火灾隐患.     

CO2驱中岩石性质变化

 CO₂驱作为一种成熟而且具有广阔应用前景的提高原油采收率(EOR)技术,越来越受到各国重视。CO₂驱中,CO₂溶解于地层水后与岩石产生反应,改变岩石的孔隙结构、润湿性等。为确定CO₂驱后岩石的孔隙结构、润湿性的变化规律,本文针对大庆F油层实际情况,在模拟油藏条件下,通过实验方法对天然岩心展开CO₂驱中岩石性质变化的室内研究。结果表明,注入的CO₂改变岩石的孔隙结构、渗透率以及润湿性等。随着CO₂与岩石接触时间增加,岩石中小孔隙及大孔隙所占比例增加,中等孔隙所占比例减小,渗透率逐渐增大,亲水性逐渐变强。这是由于CO₂溶于水后显酸性,与岩石孔隙表面的矿物成分发生反应,改变了岩石孔隙表面矿物组成和岩石的孔隙结构。