二氧化碳驱油技术

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1、目前，世界上大部分油田仍采用注水开发，这就面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题。 对此，国外近年来大力开展二氧化碳驱油提高采收率技术的研发和应用。 这项技术不仅能满足油田开发的需求，还可以解决二氧化碳的封存问题，保护大气环境。 该技术不仅适用于常规油藏， 尤其对低渗、特低渗透油藏，可以明显提高原油采收率。一、 二氧化碳驱油技术二氧化碳驱油， 是一种把 二氧化碳注入油层中以提高油田采收率的技术。标准状况下，二氧化碳是一种无色、无味、比空气重的气体，密度是1.977克/升。当温度压力高于临界点时， 二氧化碳的性质发生变化： 形态近于液体， 黏度近于气体，扩散系数为液体的100倍。这时的二氧

2、化碳是一种很好的溶剂，其溶解性、穿透性均超过水、 乙醇、乙醚等有机溶剂。 如果将二氧化碳流体与待分离的物质接触，它就能够有选择性地把该物质中所含的极性、沸点和分子量不同的成分依次萃取出来。 萃取出来的混合物在压力下降或温度升高时，其中的超临界流体变成普通的二氧化碳气体， 而被萃取的物质则完全或基本析出，二氧化碳与萃取物就迅速分离为两相， 这样，可以从许多种物质中提取其有效成分。二氧化碳驱油一般可提高原油采收率7%15%，延长油井生产寿命1520年。在二氧化碳与地层原油初次接触时并不能形成混相，但在合适的压力、 温度和原油组分的条件下， 二氧化碳可以形成混相前缘。 超临界流体将从原油中萃取出较重

3、的碳氢化合物， 并不断使驱替前缘的气体浓缩。于是，二氧化碳和原油就变成混相的液体， 形成单一液相， 从而可以有效地将地层原油驱替到生产井。应用混相驱油提高石油采收率的一个关键性参数是气体与原油的最小混相压力（MMP） ，MMP 是确定气驱最佳工作压力的基础。一般情况下，因为混相驱油比非混相驱油能采出更多的原油，所以希望在等于或略高于MMP 下进行气驱。如果压力远高于 MMP，就容易造成地层破裂，无法保障生产过程的安全性，其结果是不仅不能大幅度提高原油产量，还会降低经济效益。如果二氧化碳与原油的最低混相压力大于油层的破裂压力，为防止地层破裂，就只能进行非混相的二氧化碳驱油手段。非混相二氧化碳驱油

4、机理， 主要是降低原油黏度和使原油体积膨胀，所以非混相的驱油效率不如混相驱油。二、 碳收集技术目前，比较成熟的处理技术是在距地面800 米以及更深处储存二氧化碳。 因在 800 米或更深的地方，地热梯度为 2535/公里， 压力梯度为 10.5兆帕/公里，游离的二氧化碳将处于超临界状态，它的密度变化范围为440740 千克/米3。因此，在多孔和可渗透的储存岩层中，不需要特别的压力条件就可以储藏二氧化碳。二氧化碳可从工业设施如发电厂、化肥厂、水泥厂、化工厂、炼油厂、天然气加工厂等排放物中回收， 既可实现温室气体的减排， 又可达到增产油气的目的。目前，碳捕集和封存两项技术的发展还不太均衡。建立合作

5、平台二氧化碳捕集与封存密不可分，因此建立石油行业内部、石油行业与煤电行业之间的相互协作对于二氧化碳驱油技术的发展和推广非常重要。这样的协作可以通过两条途径来进行。 一是加强煤电企业与石油企业的协作。我国煤电企业掌握二氧化碳的捕集技术， 石油公司掌握二氧化碳的运送、重新注入和地下封存技术，煤电企业与石油企业存在合作空间，若能整合上述资源， 建立行业之间的广泛联系和跨行业协作平台，形成技术配套“一条龙”，就能够在很大程度上实现行业之间二氧化碳捕集和封存，优化资源配置。 二是石油公司本身也是碳排放的主要作业者。 制度的变迁使得石油公司上下游企业的联系更加紧密，下游将为上游输送更多的二氧化碳。有关资料

6、显示，炼油厂加工1 吨原油，大约排放0.2吨二氧化碳。 由于之前没有约束力的二氧化碳减排指标，产生二氧化碳大部分排放到大气中去， 造成了资源浪费和环境污染。新的节能减排制度出台后， 二氧化碳捕集将成为硬性指标，二氧化碳排放将受到更多约束。三、 美国二氧化碳驱油技术美国是应用二氧化碳驱油研究试验最早、最广泛的国家, 从 1970 年开始，美国就在得克萨斯州把二氧化碳注入油田作为提高石油采收率(EOR)的一种技术手段， 至 2006 年已有 70 多个类似的项目 ,每年注入二氧化碳总量达2000 万3000 万吨,其中大约有 300 万吨二氧化碳来源于煤气化厂和化肥厂的尾气，大部分从天然的二氧化碳

7、气藏采集。到2010 年 2 月止，注入二氧化碳已帮助一些成熟油田回收了近 15 亿桶石油，且至今还在使用。美国现在有3 个大 型项目：得 克萨斯州的萨克（ Sacroc）与瓦逊 -丹佛（Wasson-Denver ）油田，以及科罗拉多州的兰奇利（Rangely ）油田。萨克是世界上第一个大规模的商用二氧化碳项目。美能源部启动二氧化碳储存与驱油实地试验项目2010年 6 月 28 日，美国能源部启动一项在碳酸盐岩储集层进行CO2储存并提高石油采收率的实地试验项目，目的是通过利用一种“吞- 吐”的石油增产方法，在提高石油采收率的同时评价地质构造中的碳封存潜力。项目：平原CO2减排合作计划是美国能

8、源部区域碳封存合作项目中的一项，合作方是 Eagle 运营公司，任务是在北达科他州威廉斯县McGregor油田西北部完成实地测试。提高石油采收率的“吞 - 吐”方法包括三个阶段：注入（即吞入阶段）；接着是“浸泡”一段时期；生产（即吐出阶段）。和其他“吞-吐”方法相比， PCOR 合作计划的不同之处在于以下几个原因：1) 深度（大约 8050 英尺）达到最大。2) 压力（每平方英寸3000 磅）和温度（ 180 华氏温度）达到最高。3) 储集层是碳酸盐岩储集层，而不是碎屑岩储集层。这次测试是利用美国西部的一个产油井，产油层是密西西比河时期Madison组碳酸盐岩储层。测试期间，440 吨液态 C

9、O2将被注入到一定深度，然后与残余的石油相混合。 经过两周的“浸泡”然后进行回采。 三个月内油井产量会翻一番，从每天的 1.5 桶基准率增加到 3-7 STB 。 产出流体中石油的比例 （通常被称为“油浸” ）也加倍，从不到 3 个百分点增至 6 个百分点。该项目除了要示范深度超过8000 英尺的碳酸盐岩储层中CO2储存结合石油增 采外 ，还 要确 定两 种斯 伦 贝谢 技 术 即 储 层饱 和度 工 具（ reservoir saturation tool ，RST ）和垂直地震剖面（ vertical seismic profiling，VSP ）在检测和监控深部碳酸盐岩储集层中小范围CO

10、2羽流的有效性，以确保安全和永久封存。该项目成果可适用于PCOR 计划许多地方的应用以及全球范围内类似的应用。 CO2-EOR 实施的储层地质条件：1) 储层的深度范围在10003000m 范围内；2) 致密和高渗透率储层；3) 原油粘度为低的或中等级别；4) 储层为砂岩或碳酸岩。在美国大量的CO2-EOR 项目的实践及研究表明，CO2-EOR 混相驱油提高采收率范围在 4%12%之间， 而纯净 CO2 注入储层，占储层中流体体积的10%45%。高采收率与水与气交替注入方法(WAG)有关，CO2 采用锥形注入方式效果好。由于经济和技术的原因，不是所有的储层都适合于CO2-EOR 混相驱油。以C

11、O2-EOR 的实践和研究为依据，关于CO2-EOR 项目的一般规律如下：1) 储层可以达到最小混相压力(MMP)， 可以实现混相驱油并最小消耗CO2；2) 储层经过注水开发以后，原油饱和度在35%40%范围内；3) 储层的连通性好，储层纵向非均质性较低，具有中或高等级的渗透率，渗透率应大于 100Md；4) 原油比重应高于 350API(低于 0.85)，粘度在 12cp范围内；虽然很多报告指出成功的水驱是CO2-EOR 项目实施的基础。 争论在于水驱后，储层中剩余大量的水需要CO2 推动，由于CO2 溶解在水中会损失大量的CO2，影响驱油效果。 CO2-EOR 混相驱油存在一些问题，导致项

12、目实施失败，问题如下：1) 在项目开始之前研究不足，如对储层的地质的、岩石物理的性质知道得少。低采收率原因如下，一是由于储层严重的非均质性导致CO2 驱油效率低；二是 CO2 注入量低增油效果不明显；注入的CO2 沿高渗透通道早期突破(如在断层部位 )，原因是储层地质描述工作不细。所以在项目开始之前需要大量的监测工作，并且对储层地质特征进行细致的研究。2) 由于 CO2 注入量低，使地层压力下降，导致只有小部分完成混相驱油，驱油效果差。压力下降，在井眼附近的氢氧化合物、沥青就会沉淀，导致储层渗透性发生变化。使CO2 注入压力升高，储层注气能力下降。必须通过提高附近注入井 CO2 的注入量，来提

13、高地层压力；3) CO2-EOR 项目规模受注水管线及油水井数的影响。CO2 会使储层中地层水 PH 值下降。从石灰岩或储层中胶结的矿物中溶解Ca。钙质盐在储层中富集，压力的下降导致钙质盐的沉淀，影响项目效果；4) CO2 驱油项目存在设备腐蚀问题， CO2 溶解在水中形成碳酸盐腐蚀铁质设备及管线。C02-EOR非混相驱油实践与 CO2-EOR 混相驱油项目相比， CO2-EOR 非混相驱油项目较少。一个大型的CO2-EOR 非混相驱油项目在实施。储层中的原油为重油，比重为9150API。传统采油方式只是采出1.5%的原始地质储量。 1986年注入 CO2，原油产量为 6000bd。预测使用

14、CO2-EOR 油田的采收率为 6.5%。CO2-EOR 非混相驱油机理是， 大量 CO，溶解在原油中 (13m3b)，使原油膨胀，使原油粘度下降 10 个级数。项目开始以来CO2 注入量约 1700td，16%60%的 CO2 循环注入。 CO2 埋存的主要原理是CO2 溶解在储层中的流体中。适合CO2-EOR 非混相驱油的条件如下：储层纵向渗透率高；储层中大量的原油形成油柱；储层具有可以形成气顶的圈闭构造，储层连通性好；储层中没有导致驱油效率降低的断层和断裂。应用 CO2 提高采收率工作目前有几个问题需要进一步研究。一是 CO2 注入过程中最小损失量；二是CO2 注入后储层的监测；三是非混

15、相如何最大提高产量；四是注入气体中杂质对开发效果的影响；五是CO2 进入空隙和盐水层中的机理研究。美国具有最先进的CO2-EOR 驱油技术， 94%的 CO2-EOR 项目在美国。CO2-EOR 混相驱油提高采收率范围在4%12%之间，纯净 CO2 注入储层，占储层中流体体积的10%45%。与 CO2-EOR 混相驱油项目相比， CO2-EOR 非混相驱油项目较少。 非混相驱油需要 380m3CO2 驱替 1 桶原油 (760kgb)。可最大提高采收率 20%。应用 CO2 提高采收率广泛应用， 实现最大 CO2 埋存和提高原油产量有机结合，必将为全球生态保护， 石油资源的高水平、 高效益开发

16、和可持续发展提供理论及实践依据。四、加拿大二氧化碳驱油技术2000年 7月，加拿大石油技术研究中心 （PTRC)与艾伯塔省合作， 提出研究二氧化碳地质储存的建议， 把它作为国际能源署温室气体研究（IEA GHG）的韦伯恩监测和储存项目， 研究在部分废弃油气储层中进行二氧化碳储存的技术和经济可行性。韦伯恩油田项目是加拿大能源公司（Encana ）涉及 1.5 亿美元、周期达 30 年的用二氧化碳增加油采收率的商业项目，目的是想通过把加压的二氧化碳气体注入到油田储层中， 以增加石油采收率 （1.3 亿桶） 。同时，通过综合监测，查明二氧化碳被灌注之后的运移规律，从而建立长期、 安全的二氧化碳地下储存的技术和范例。韦伯恩油田位于威利斯顿（Williston ）盆地中北部，面积约180公里 2，原油储量约为 14 亿吨。从 1965 年开始，油田进行注水开采， 在此期间， 最高油产量达 46 000 桶/天。1991 年后，开始进行水平井开采。至2000年二氧化碳灌注之前，大约 20%的原油已被采收。注二氧化碳增加石油采收率的方案首先于2000