CO2提高原油采收率综述

1、EORCO2 提高原油采收率综述 班 级： 11 秋 学 号： 11602101031 报告人：都 军 EOR-CO2提高原油采收率综述 【摘要】 三次采油技术是一项能够利用物理、化学和生物等新技术提 高原油采收率的重要油田开发技术。 目前，世界上已形成三次采油的 四大技术系列，即化学驱、气驱、热力驱和微生物驱。尤其是，CO2驱在近年来随着技术成熟和中大型 CO2 气藏的发现而得到大力发展， 在越来越关注温室效应、考虑如何封存 CO2 的今天，有效利用这种温 室气体进行油田开发更能保护地球，可谓一举两得。关键字： CO2驱 CO2混相驱 CO 2非混相驱 EOR CO2 单井吞吐前言20 世纪

2、 70年代，注烃类气驱主要在加拿大获成功使用。随后，由于烃类气 体价格上涨和天然 CO2气藏的发现以及 CO2 混相驱技术适用范围大、成本较低等 1图 1 2007 年度 EOR 项目数分类百分比 2优势， CO2混相驱逐渐发展起来 1 。到 80 年代， CO2 混相驱成为美国最重要的三 次采油方法。由图 1 看出， 2007 年世界范围内 EOR项目中，项目数排第一位的 是蒸汽驱，占总项目数 39.3%；第二位是 CO2 混相驱，占 29.9%；第三位是烃混 相/非混相驱，占 10.5%。至 2007 年底, 在世界范围内计划中的 EOR项 目共有 32 个, 其中 CO2 混相项目数 1

3、2 个，CO2非混相 4 个，CO2 驱计划 的项目已经占 到 50%，比例越 来越大。1979 年 , 我国将三次采 油列为油田开发十大科学技术之一 , 揭开了我国三次采油发展的序幕。由于缺乏足够的气源和 我国油藏具体特征， 我国主要发展了化学驱和热力采油， 气驱和微生物驱基本处 于室内实验状态。 近年来， 随着中国部分地区发现 CO2气源， CO2气驱的三采开发 项目也将快速推进。CO 2 在地层内溶于水后，可使水的粘度增加 20%-30%，运移性能提高 2-3 倍； CO2 溶于油后，使原油体积膨胀，粘度降低 30%-80%，油水界面张力降低，有利 于增加采油速度、提高洗油效率和收集残余

4、油。 CO2 驱一般可提高原油采收率 7% -15%，延长油井生产寿命 15-20 年3 。近年来，随着全球气候变暖要求减少二氧化碳排放以及各国随之制定的不同 优惠政策和排放税等措施，使得 CO2 混相驱得以迅速发展，世界各大石油公司利 用 CO2 驱油后，将其埋存在油藏中，这种方法不仅可以提高石油采收率，而且能 消减温室效应。在预测未来几十年内三次采油产量占世界石油总产量比例持续增加情况下， 世界丰富稠油资源决定了以蒸汽驱为主的热采仍是未来三次采油的主要方法； 注 聚合物技术的使用在急剧减少， 但近年随油价升高而有所增加； 由于具有环保特 性和成本优势，注 CO2 驱的发展空间极大。1 CO

5、2驱的机理4CO2本身的物理化学特性决定了其驱替机理主要是：（ 1） 降低原油界面张力，减少驱替阻力；随着注入压力的增加， CO2 在地层油中的溶解量增加， CO2和原油界面张力降 低，同时油的黏度降低。（ 2） 降低原油粘度；（ 3） 使原油体积膨胀；实验证明， CO2 溶于原油可以使原油体积增大，相当于增大了原油的弹性能 量，提高原油采收率。（ 4） 萃取和汽化原油中的轻质烃；CO2 驱油过程中，一方面 CO2 在原油中产生溶解、混合、降黏等作用，另一 方面也将部分轻烃抽提到气相中。试验结果表明 : CO2 优先抽提原油中的轻质组 分, 原油越轻 ,CO2的抽提油量越大； 抽提后残余油黏度

6、普遍提高 , 残余油样黏度 是原油黏度的 1.1-2.0 倍，且温度越低，黏度比越大；提高注入压力或降低 CO2 注入量可防止油气性质差异变大。产生抽提作用的条件： CO2 原油体系出现非单 一油相 , 即油、气两相；两相产生了分离。体系出现非单一油相的情况有两种： CO2 注入量超过了所处压力下的溶解气量， 或体系压力下降， 低于饱和压力时 油气必然分离成两相；当 CO2 在原油中溶解达到饱和时，出现两个液相，即饱 和 CO2的油相及富含 CO2的液相。 CO2非混相驱及 CO2吞吐采油过程中存在 CO2抽提原油中轻质组分的条件。抽提后残余油黏度增加，采出的难度加大，CO2 驱油技术应优先使

7、用在原油物性相对较好（轻质原油 ）的油藏5 。（ 5） 压力下降造成溶解气驱；二氧化碳溶解进入原油可以降低原油黏度， 提高其流动性； 当油层压力降低 时， CO2会从原油中析出，形成溶解气驱。（ 6） 酸化解堵作用 , 提高注入能力； 二氧化碳和地层水混合形成弱碳酸，可以溶解颗粒之间的部分碳酸盐胶结， 改善储层物性，提高注入能力。（7） CO2 和油水的相互作用 6 。通过不同含水率条件下的油水乳化实验，考察了溶解 CO2 前后油水乳化程度 （ 以乳化带体积占油水总体积的百分比表示 ） 。实验结果表明， CO2 在油、水中溶 解后，地层水的粘度增大，原油的粘度减小， CO2 的溶解有利于改善水

8、油黏度比， 且初始压力从 0.1MPa 增至 6MPa时，水油黏度比增大至原来的 4.67 倍。溶入 CO2 的油水体系的乳化程度远远大于未溶入 CO2 油水体系的，且含水率为 40%时，碳 酸水/ 原油体系的乳化程度可达 96.43%。CO2 和油水的相互作用，有利于改善水 驱微观驱油效率，扩大气驱宏观波及效率，提高原油采收率。2 CO2 驱的驱替类型在不同的油藏条件下， CO2 的驱油机理并不相同 , 现场实施注 CO2 项目的躯 体类型主要分为混相驱和非混相驱。非混相驱在非混相驱中 , CO2 溶入原油后 , 使油膨胀, 并降低油的粘度。但是由于非 混相驱对原油中的轻烃组分具有抽提作用，

9、 导致剩余油中重烃组分含量很高， 黏 度增大，使剩余油难以开发， 因而驱油效率相对较低， 非混相驱一般多用于原油 性质较好的轻质油的开发； 但是随着技术升级， 最新的开发实践表明， 非混相驱 在轻质组分较少的重油开发中也同样有很好的效果， 土耳其石油公司 （TPAO）在土 耳其东南部的几个油田采用非混相 CO2驱提高重油采收率，此时 CO2 主要起到降 粘作用和膨胀作用 7 。非混相驱中最典型的是注 CO2吞吐。CO2 吞吐技术能够降低原油黏度， 膨胀原 油及相对渗透率转换， 解除近井地带污染， 降低界面张力， 阻碍水的产出等。 CO2 吞吐技术室内研究表明 : 将液态 CO2注入油层 , 在

10、地层温度下 , CO2快速汽化混 溶于原油，可降低原油粘度 85.9%，从而增强原油流动能力；同时地下原油体积 膨胀 27.9%，使储集层孔隙压力升高 , 在局部形成饱和地带，使部分残余油被驱 动，提高了油相渗透率， 可使驱油效率提高 7.5%，从而提高油藏的最终采收率 8 。混相驱鉴于非混相驱的限制性因素和较低的驱替效率，目前国外注 CO2 项目以混相 驱为主。原油中的溶解能力强，工程混相条件下，摩尔含量达到 0.7 。注入 CO2 抽提原油中的中间烃，甚至 C19+以上的重烃，和地层油在前缘达到混相。 CO2 注 入量增加，混相带增长， CO2 波及区域增加，有利于驱油效率增加。随着注入压

11、 力的提高，从非混相到混相， CO2 在地层油中的溶解量增加，界面张力降低，油 的黏度降低。达到混相后，继续增加压力对驱油影响变小 9 。目前注 CO2驱油项 目适用油藏参数范围较宽 , 在能达到混相的条件下 , CO2 具有极高的驱替效率 , 能大幅度提高油井的生产能力。3 CO2 驱对六类油气田的使用实例利用二氧化碳驱提高原油采收率的 EOR方法所使用的油气藏范围很广， 可以用于普通稀油油藏、复杂断块油藏、超稠油油藏、特低渗透油藏、缝洞型碳酸盐 油藏、气藏等。下面将以开发实例对各类油藏的二氧化碳驱效果进行叙述。 3.1 普通稀油油藏 10本次实验在辽河稀油区的双北 124 块、马 20、兴

12、北 S3、欢 26 以及杜 4 等五 个区块进行，在进行 CO2 吞吐后发现四条规律：（1）各个区块原油的粘度在注 CO2以后均呈下降 , 总趋势是随 CO2注入量的 增加, 粘度降低 , 但是不同区块原油粘度下降速度有所不同；（2）各区块原油注 CO2 以后饱和压力随 CO2注入量的增加而升高 , 各区块上 升速度较为一致；（3）原油的膨胀能力随 CO2 注入量的增加而增大；（4）注入 CO2 以后的地层流体密度和地层原油性质密切相关，中间烃含量 相对较低的原油，注入 CO2 后的地层流体密度呈下降趋势，而中间烃含量相对较 高的原油，注入 CO2 后的地层流体密度呈上升的趋势。根据对不同油

13、区的有代表性的五 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, 稀 油区注 CO2 吞吐提高 采收率有一定的潜 力。如果原始地层压 力大于饱和压力，那 么可以实现 CO2 混相驱，可以进一步提高采收率。复杂断块油藏 8CO2 单井吞吐工艺增油技术是一种提高复杂小断块油藏采收率的有效方法。在调研和室内研究的基础上， 1998年在胜利油区孤岛采油厂垦利油田垦 95 断块油藏的 K153X2井进行现场注入试验 , 取得了明显的增油效果。在 K153X2 井进行的注 CO2 吞吐试验，流程见图 2，注入 65t 液态 CO2，平均注入速度 13t/h, 采用套管连续注入

14、，浸泡期 23d。注前产液 9.2t/ d, 产油 5.1t/d ，含水 45%;注后产液 23.6t/d ，产油 10.3t/d ，含水 56%，取得了明显的效果同样的岩心试验结 果见表 1，分析可得： 在 残余油饱和度基本相同 的情况下， CO2 注入量越 大，吞吐增加的采收率 越大；在 CO2 注入量相同 的情况下，残余油饱和 度越高，吞吐增加的采 收率越大；在其他条件 相同的情况下，注入压 力越高，浸泡时间越长，吞吐增加的采收率越大3.3 超稠油油藏 11我国发现的稠油资源相当可观，其中特超稠、超稠油占 60%，主要集中在辽 河、新疆、胜利等油田。普通稠油资源已基本得到开发，动用特超稠

15、油资源正成 为弥补稠油产量递减、稳定稠油产量的手段。胜利油田分公司单家寺油田单 113 块的超稠油开发工艺，主要对 CO2在超稠油开发中的增能助排、溶解降粘、传质 等作用进行了研究，并在该区块进行了 CO2 蒸汽吞吐工艺的矿场使用并取得了较 好的效果。注入 CO2 对超稠油油藏的增油机理是：原油体积膨胀增能助排；溶解降粘降 低原油粘度；热量传递；动量传递（ CO2扩散过程中 , 其气泡带动周边原油和降 粘剂渗流扰动 , 为原油充分降粘及扩散提供了条件） 。2单 113 块位于胜利油田分公司单家寺油田西区，含油面积 1.0 km 2 ，地质储 44量 788 万 t ，地面脱气原油粘度 3010

16、4 -133.2 104mPas, 属于超稠油油藏。 超稠油油藏注入 CO2配合蒸汽吞吐能够提高超稠油油藏的开发效果 , 对单 113块 超稠油油藏开发提供了一种新的工艺技术和开采方式。特低渗透油藏 12注 CO2 驱油已成为提高油藏开发效果的一种有效方法，特别是对于注水难以 建立起有效驱动体系的特低渗透油藏。将周期注气使用到特低渗透油藏芳 48 和树 101 区块的方案编制中，数值模 拟结果表明，和连续注气相比，周期注气可以有效提高 CO2 的换油率，减缓油井 气窜 , 最终提高采收率； 并且在现场生产过程中，周期注气可以明显降低油井 油气比上升速度， 改善油藏开发效果。 周期注气和其他注入

17、方式的优缺点对比见 表 2 。表 2 各种注入方式优缺点对比针对特低渗透油藏难以实施水气交替的情况 , 提出采用周期注气改善注 CO2 驱油的流度比。 周期注气结合了连续注气、 水气交替和注气吞吐的优点 , 能够增大 CO2的波及系数 , 改善层间矛盾。树 101 区块的方案编制过程和现场实施效果 说明周期注气适合特低渗透油藏。缝洞型碳酸盐岩油藏 13塔河油田奥陶系油藏属于岩溶缝洞型块状油藏， 其非均质性极强， 基质孔隙 度低，基本不具有储油能力， 裂缝和溶洞是主要储集空间和渗流通道。 注水替油 是缝洞型油藏提高采收率 的主导技术。但是，随着单 井缝洞单元注水替油周期 的增加，周期产油量越来越

18、 低，吨水换油率越来越高， 注水替油效果越来越差。开 展碳酸盐岩油藏注二氧化 碳提高采收率可行性研究， 为塔河油田下一步提高采 收率工作提供技术支撑。S86区块油藏数值模拟模型，在生产历史拟合的基础上，分别针对衰竭式开发、注水开发、注CO2、注 烃类气体共 4 类开发方案，对塔河油田 S86区块注气开发方案的可行性进行预测 计算。根据主要预测指标的对比图 3可以看出，注 CO2的采收率明显高于其他几种 方法。说明，注 CO2的对缝洞型碳酸盐岩油藏开发有很好的增产效果。气藏随着天然气开采 , 地层压力将下降至废弃压力 , 不可能再进行自然衰竭开 采。此时, 注CO2恢复地层压力 , 从而提高采气

19、量和促进凝析油蒸发。随着天然 气的大量采出 , 一部分 CO2 将会保留在地层中 , 这就是所谓的 CO2 没收存储。此 方法的好处 , 是可以避免沉淀和水侵的发生。注 CO2 提高气藏采收率， 主要有两种方法： 一、类似于油藏水驱的驱替； 二、 对剩余天然气恢复压力。驱替原理：通过压缩机，将 CO2 从注入井注入地层。在 地层条件下 , CO2一般处于超临界状态，粘度大大高于甲烷粘度，密度也远大于 甲烷，并且随着注入量的增加，使 CO2 向下运移可稳定地将甲烷驱替出采出井。 4 CO2 驱目前存在的问题及国内外的解决方案 44.1 腐蚀问题采用注 CO2提高原油采收率技术会将 CO2带入原油

20、生产系统。 CO2溶于水后 , 对油气井管材具有很强的腐蚀性 , 在相同的 pH值时其总酸度比盐酸还高 , 故它 对井内管材的腐蚀性比盐酸更严重。截至目前 , 世界各国在涉及 CO2 的油气生产实践中 , 已经试验和使用了多 种防腐措施 , 积累了比较丰富的经验。 主要的防腐措施包括 : 选用耐腐蚀金属材 料、涂层和非金属材料、缓蚀剂处理等。过早气窜和较小的波及系数由于 CO2 的粘度和原油粘度之间具有很大的差异引起流度比很不理想 , 又进 一步导致了气体的过早突破和很小的波及系数 , 这对注气开发是非常不利的。 目 前, 如何控制注气开发的流度比 , 从而推迟 CO2 的突破时间以及增大 C

21、O2的波及 系数, 是注 CO2 开发面临的最为重要的问题。针对这一问题 , 国外进行了很多有益的尝试， 主要集中在 3 个方面：一是和 其他 EOR相结合 , 比如在注气过程中加入表活剂形成泡沫， 可降低气体流度和减 小油藏非均质性的影响 , 从而提高注入气体的波及效率；二是发展新的注气方 式，2001年D.Malcolm提出SAG注入方式，其想法和注 CO2吞吐的想法类似 , 即 首先注入 1 个周期的 CO2，然后关井浸泡一段时间，在浸泡期间， CO2溶解到原油 中，使原油体积增大，粘度降低，待浸泡期结束后再开井继续注入，也就是说在 2 个注入周期中间加入一个关井浸泡时间段； 三是利用智

22、能井技术 , 通过智能完 井用井底流量控制阀控制生产井见水区 CO2 产量和注入井中 CO2注入量，减少 CO2 在注入井和生产井间不必要的循环， 可以提高波及效率， 增加原油产量， 并提高最终采收率。最小混相压力的降低目前在国外 , 特别是美国进行的注 CO2 采油的方法基本上都是混相驱替 , 但 是最小混相压力主要和油藏的压力、 温度以及流体的组分相关 , 对于有些温度较 高的油藏很难实现混相驱替 , 而采用非混相驱替其采出程度要比混相驱替小很 多。我国油藏埋藏较深；温度均较高，基本没有低于60的；密度没有明显的规律；黏度比国外高，地层温度高，所以不易混相 15 。如何有效地降低最小混相压

23、力从而实现动态混相驱替是一个重要的问题。 最近在这一问题上 J.Bon 提出在 CO2 中加入少量的 C5+可以有效地降低最小混 相压力，文中针对澳大利亚中部 Cooper 盆地的油藏进行了研究，指出在 CO2 气 体中加入 0.3% mol 的 C5+使得最小混相压力从 23.7MPa下降到 19.8MPa, 可以看 出加入 C5+以后 , 原油的混相压力降低明显。气源问题在国外进行的 CO2-EOR项目气源主要分为天然气源和工业废气， 目前的发展 方向逐渐向工业废气方向转移，并且由于环境保护的需要，天然CO2 气源的利用正逐渐受到越来越多的限制。中国由于缺乏天然的 CO2 气源，因此加大工业废气 的利用可以作为一举两得的可行方案。参考文献赵 华. 全球热衷三次采油技术 . 中国石化月刊 .2010 ，11.眭纯华，厉 华，毕新忠 . 世界三次采油现状及发展趋势 J. 国外油田工 程.2010 ，26(12).缪明富