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注二氧化碳提高原油采收率技术 总被引：8，自引：0，他引：8
由于ＣＯ２属于与原油混深性很好的物质，因而被用作注入地层中驱油的溶剂。在同等条件下，ＣＯ２驱油与常规注水驱油相比，地层原油采收率可提高１０－１５％，随着ＣＯ２低温储存和运输技术的发展，注ＣＯ２驱油已成为一种重要的提高采收率技术，本文介绍了重质油藏ＣＯ２驱油机理，发方式以及轻质油藏ＣＯ２吞吐采油技术。 相似文献
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CO2驱是一种能大幅度提高原油采收率的三次采油技术,国内该项技术的研究和应用起步较晚,多以先导试验为主。苏北盆地溱潼凹陷经过10余年的探索,已经在5个低渗油田开展了CO2驱先导试验和推广应用,针对这5个油藏利用一维细管模拟和油藏数值模拟方法开展了注气时机、段塞尺寸和注气部位的研究,并应用典型实例进行了分析,认为先期注入提高混相压力,可更有效地缩短两相区过渡带,增加油相中溶解的CO2含量,降低油相粘度和油气界面张力,进而提高混相程度,更有利于驱油;采用大尺寸段塞可加大CO2波及区域,较好地保持地层能量,从而提高油井见效率,增强驱替效果;高部位注气可有效地抑制重力超覆,减少CO2气体过早地产出和突破的机会。就苏北盆地低渗油藏而言,采用先期注入、大尺寸段塞和高部位注气不失为一种成熟有效的提高采收率方法。 相似文献
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为探讨超低渗透砂岩油藏水驱开发中不同级别孔隙的动用及残余油赋存等问题,对鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长8段典型岩样开展水驱油核磁共振实验。定义区间驱油效率、驱油效率贡献,根据核磁共振T2谱形态,分弛豫时间＜10ms孔隙区间、弛豫时间＞10ms孔隙区间、总孔隙区间讨论饱和油状态和水驱最终状态各孔隙区间的含油饱和度、动用含油饱和度、残余油饱和度、驱油效率贡献、区间驱油效率及其与渗透率的相关关系。研究表明,渗透率＜0.07×10-3μm2,原油主要赋存在弛豫时间＜10ms孔隙区间;渗透率＞0.07×10-3μm2,原油主要赋存在弛豫时间＞10ms孔隙区间。弛豫时间＞10ms孔隙,油气富集程度对渗透率更敏感。渗透率越低,弛豫时间＞10ms孔隙的区间驱油效率越高,但其总体积偏低,故水驱开发早期产量高,产量递减快（弛豫时间＜10ms孔隙的区间驱油效率增加缓慢）,这与该类油藏水驱开发特征相吻合。无论渗透率如何低,弛豫时间＞10ms孔隙区间的动用含油饱和度、驱油效率贡献始终高于弛豫时间＜10ms孔隙区间。油藏水驱开发阶段,调整挖潜的对象始终在弛豫时间＞10ms孔隙部分。水驱结束后,渗透率大于0.48×10-3μm2的油藏,残余油主要集中在弛豫时间＞10ms孔隙;渗透率＜0.48×10-3μm2的油藏,残余油主要集中在弛豫时间＜10ms孔隙,这为油藏水驱开发后实施提高采收率技术指明方向。 相似文献
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CO_2-原油体系混相状态的渗流特性 总被引：1，自引：0，他引：1
为认识混相状态的CO2在油藏中的渗流特征,利用高温高压三维模拟装置对CO2-地层原油体系在油藏环境条件下的混相驱替过程进行研究.实验发现:模型产出液量与注入量存在较大差异;采收率、含水和气油比曲线亦表现出CO2在孔隙介质中渗流的复杂特征.由实时监测的含水饱和度分布场图分析认为:CO2与原油混相后,流体粘度降低、渗流阻力减小,这是提高采收率的重要原因之一;同时,CO2/原油相与部分接触水能形成近似于三相混相的状态.实验研究还表明CO2以高密度气体形式进入饱和水、饱和油无法进入的微孔隙,这是注入量和产出量不一致的主要原因. 相似文献
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为提高煤层CH4抽采效率,利用自主研发的实验系统,模拟超临界CO2在深部煤层中驱替CH4的过程,开展了不同温度和注入压力条件下原煤试样中超临界CO2渗流、吸附及驱替CH4实验。结果表明:在恒定温度条件下,随着超临界CO2注入压力逐渐增大,煤体渗透率提高,CO2吸附量增加。超临界CO2注入压力和温度对驱替效果影响显著。不同温度条件下,当超临界CO2注入压力从8 MPa增至12 MPa,CH4驱替量平均增长了0.076 cm3/g,CH4驱替效率增加了17%~23%,超临界CO2置换体积比呈线性递减趋势;相同注入压力条件下,温度每升高10℃,驱替效率平均增加8%,置换体积比平均下降0.5。研究结果为高效抽采煤层CH4和实现CO2封存提供理论依据。 相似文献
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文章采用井筒-储层耦合模拟方法(T2WELL),以鄂尔多斯盆地石千峰组地层资料为基础,研究井口CO_2注入温度、储层咸水盐度、渗透率和孔隙度等因素变化对注入能力的影响。结果显示,储层渗透率对注入能力的影响最大,温度、咸水盐度影响次之。模拟时间内(20 a)孔隙度的变化对CO_2注入能力影响较渗透率小。通过增大渗透率可以显著提高CO_2注入能力,但渗透率越大,CO_2注入总量随时间增加幅度变小;孔隙度的增加也可提高CO_2注入能力,但是效果远没有渗透率显著;储层咸水的盐度和温度变化与CO_2注入能力的变化呈负相关性。 相似文献
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塔河油田开中后期,面临储层天然能量不足,注水开发稳产期短、油井含水率高及采收率偏低等问题针对这些问题。本文利用制作的三维立体仿真模型进行了注N_2驱与注N_2泡沫驱提高采收率效果评价实验。结果表明气水交替驱可提高采收率25.93%,高于恒速N_2驱的23.46%,这是由于气水交替注入不仅有注N_2补充能量的作用,还有注水压锥的效果、同时增加抬升油气界面的速度,延缓了气窜。但恒速N_2泡沫驱与泡沫段塞+后续水驱的提高采收率分别为28.59%和26.54%,明显高于N_2驱,这是因为泡沫破裂后N_2可以启动阁楼油,而表面活性剂能够剥离油膜,起到乳化、携带游离油滴的作用,所以N_2泡沫驱是更为有效的提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的技术手段。 相似文献
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原油粘度变化对水驱油开发动态影响的数学模拟方法 总被引：1，自引：0，他引：1
为了研究注水开发油田原油粘度升高对开发效果的影响, 通过对实际油藏原油粘度统计, 回归出了原油粘度增长模型.在三维三相黑油渗流模型的基础上, 建立了一个原油粘度随含水和压力变化的油藏渗流数学模型, 并采用有限差分方法建立了相应的数值模型, 采用超松弛法对该模型进行了求解, 用Fortran90语言开发了一个新的数值模拟器.应用该模拟器模拟了不同的原油粘度变化规律对水驱效果的影响, 并与常规模拟器的结果进行了对比.结果表明: 初始水油粘度比为1∶10、含水达到98%时, 粘度增长指数由0增加到0.02, 对应的原油采出程度由44.80%降低到34.29%.目前商业软件中忽略了原油粘度随含水升高而增加的因素, 使得预测的采收率明显偏高. 相似文献
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缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用及其在开发中的利用 总被引：1，自引：0，他引：1
缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍～2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。 相似文献
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CO2的地质埋存与资源化利用进展 总被引：18，自引：0，他引：18
把CO2注入油气藏、煤层提高油气采收率的方法(CO2-EOR、CO2-EGR、CO2-ECBM),因其在提高石油、天然气和煤层气采收率的同时,又能使一部分CO2永久地埋存于地下,实现油气增产和CO2减排的双赢效果,而成为当今CO2减排最具潜力的现实选择.CO2-EOR(Enhanced Oil Recovery)方法适用于油田开发晚期,通过把CO2注入到比较稳定的油藏,一般可提高油藏采收率达10%～15%;另外把CO2注入到气田中,实施CO2-EGR(Enhanced Gas Recovery).一方面,接近枯竭的气田在没有地层水入侵之前具有巨大的埋存能力,为CO2提供巨大的埋存空间;另一方面注入CO2后,使地层重新增压保持储层中原始的压力,可以保持储层的完整性和安全性.同时,原有的油气圈闭可作为良好的埋存箱能有效地阻止CO2泄漏,使部分CO2能永久地埋存于地下.此外,也可以把CO2注入到煤层中,实施CO2-ECBM(Enhanced Coalbed Methane Recovery),利用煤层对CO2和煤层气(主要为甲烷)吸附能力的差异,实现CO2排替CH4,提高CH4的采收率. 相似文献
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二氧化碳驱提高石油采收率(CO2-EOR)在我国大部分低渗透、低孔隙度油藏中的应用越来越重要。鉴于国家净零排放目标, 在采用二氧化碳驱提高采收率时, 二氧化碳封存是另一个重要考虑因素。针对低渗油藏, 开展天然岩心长岩心CO2驱替试验, 并利用TOGA(TOUGH Oil, Gas, Aqueous)软件建立岩心尺度数值模型开展模型的识别与验证, 对模型的有效性及物性参数进行敏感性分析, 结果表明, 1)根据出口气油比可将二氧化碳驱油与封存划分为未见气(0~100)、极少量气(100~1 000)、气体突破(1 000~10 000)、大量气窜(＞10 000)四个不同阶段; 2)孔隙度、渗透率及非均质性对模拟结果影响较大, 在后续实际场地模型中应予以重点关注。研究结果可为实际场地规模模型提供参数依据。 相似文献
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当温度和压力分别达到31．10℃、7．38 MPa及以上时,CO2成为超临界状态,超临界CO2具有类似于液体的密度,而其粘度又比空气和氮气大,可以驱动井下动力钻具旋转破岩,并携带岩屑,形成超临界CO2钻井技术。超临界CO2钻井具备破岩速度快、油气层保护好、驱替效率高等优势,对于非常规油气藏开发具有明显优势。超临界CO2钻井与连续管钻井技术相结合,应用于压力欠平衡钻井和压力衰竭地层前景广阔。介绍了超临界CO2物理特征、超临界CO2钻井技术流程及其技术优势,最后阐述了超临界CO2钻井技术的研究进展及发展趋势。 相似文献
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东营凹陷高青-平南断裂带幔源流体活动特征及其成藏效应 总被引：6，自引：0，他引：6
东营凹陷高青-平南断裂带为幔源流体运移的主要通道,该幔源流体主要为岩浆(岩)和CO2气体。高青-平南断裂带幔源流体活动方式和活动强度存在着时间和空间上的差异,该断裂带在古近纪-新近纪至少经历了四期富CO2幔源流体活动。高青-平南断裂带富CO2幔源流体对油气成藏的影响主要表现在：①直接形成无机CO2气藏;②通过能量——热的作用和物质,即CO2的加入,影响水-岩相互作用的强度和方向,从而改善油气储集层的物性;③在一定程度上提高源岩的排烃效率,增加油气的运移速率。 相似文献
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通过对中国东部陆上及海域大量地质地球化学资料的分析，重点对CO2成因及运聚成藏规律与主控因素进行了深入地探讨，并在此基础上对有利CO2分布区进行了初步预测。研究表明，中国东部陆上诸断陷盆地与东南沿海海域的东海盆地及南海北部大陆架琼东南盆地和珠江口盆地CO2气藏及高含CO2油气藏中，CO2均属典型的火山幔源型成因，其运聚富集主要受控于幔源型火山活动与沟通深部气源的基底深大断裂的导气配置作用，CO2气源主要来自地壳深部幔源火山活动伴生的大量CO2；南海北部大陆架西区莺歌海盆地CO2气藏及含CO2油气藏中的CO2，属于壳源型及壳幔混合型成因，主要受控于泥底辟热流体晚期分层分块多期的局部上侵活动与沉积巨厚海相含钙砂泥岩的物理化学作用，其运聚分布具多期和分层分区的特点。因此，根据不同成因类型CO2运聚成藏规律，可以追踪气源，分析和预测天然气尤其是CO2的运聚分布，评价其资源潜力，为天然气勘探部署及决策提供依据，降低勘探风险。 相似文献
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苏北盆地油田封存二氧化碳潜力初探 总被引：1，自引：0，他引：1
油田二氧化碳封存是减少温室气体排放量最有效的途径之一,油藏中封存CO2 主要有构造地层储存、束缚气储存、
溶解储存和矿化储存等四种方式,CO2 在油藏中的地质储存容量采用国际上通用的资源储量金字塔理论来进行潜力评价。
本文通过分析油田CO2 封存机理,结合江苏省苏北盆地的地质和构造条件,对苏北盆地油田进行CO2 封存潜力研究。苏北
盆地油田多为低渗透和含水油藏,在储存CO2 的潜力上,东台坳陷优于盐阜坳陷,次级单元中又以高邮凹陷、金湖凹陷封
存CO2 潜力最大,一系列小型构造单元比较适合于CO2 封存,并有利于后期的保存。在封盖能力上,苏北盆地在垂向上有
明显的两分性,下部上白垩系和古新统盖层相对上部始新统盖层对CO2 封盖性更好。估算得到苏北盆地油田埋存CO2 的理
论储存容量为1.5054×108 t,有效储存容量为0.0828×108 t~0.4421×108 t,表明苏北油田封存CO2 的潜力较大。 相似文献
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针对中国浅层及中深层稠油油藏,利用数值模拟研究方法,研究了不同稠油油藏的蒸汽驱开发规律和蒸汽驱中后期的剩余油分布特征,明确了稠油油藏蒸汽驱中后期的提高采收率方式。研究结果表明:浅层稠油油藏与中深层稠油油藏蒸汽驱的开发规律基本一致。驱替阶段生产效果好、产量高且稳定、油汽比高、含水率低;蒸汽突破后的开发阶段也是蒸汽驱开发的重要阶段,但是该阶段油汽比明显低于驱替阶段,表明该阶段蒸汽热效率明显降低。不同稠油油藏的剩余油分布特征类似,均表现出明显的垂向动用差异特征,即油层上部动用程度高,剩余油饱和度低,油层下部动用程度低,剩余油饱和度高,下部油层是剩余油挖潜的主要对象。从下到上逐层上返开发和多介质辅助是提高蒸汽驱中后期采收率的有效方式。研究结果对同类油藏开发具有重要意义。 相似文献