CO2提高原油采收率综述

图1 2007 年度EOR 项目数分类百分比[2] EOR —CO 2提高原油采收率综述

班 级：11秋

学 号：11602101031

报告人：都 军

EOR-CO 2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，CO 2驱在近年来随着技术成熟和中大型CO 2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CO 2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：CO 2驱 CO 2混相驱 CO 2非混相驱 EOR CO 2单井吞吐 前言

20世纪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CO 2气藏的发现以及CO 2混相驱技术适用范围大、成本较低等

优势，CO 2混相驱逐渐发展起来[1]

。到80年代，CO 2 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CO 2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CO 2

混相项目数12

个，CO 2非混相4

个，CO 2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CO

2气源，CO

2

气驱的三采开发

项目也将快速推进。

CO2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CO

2

混相驱得以迅速发展，世界各大石油公司利

用CO

2

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CO

2

驱的发展空间极大。

1 CO2驱的机理[4]

CO2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：① 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；②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。

和油水的相互作用[6]。

（7） CO

2

通过不同含水率条件下的油水乳化实验，考察了溶解CO

前后油水乳化程度

2

在油、水中溶(以乳化带体积占油水总体积的百分比表示)。实验结果表明，CO

2

解后，地层水的粘度增大，原油的粘度减小，CO

的溶解有利于改善水油黏度比，

2

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CO

2

油水体系的，且含水率为40%时，碳的油水体系的乳化程度远远大于未溶入CO

2

和油水的相互作用，有利于改善水酸水/原油体系的乳化程度可达96.43%。CO

2

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。

2.1 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，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]。

吞吐。CO2吞吐技术能够降低原油黏度，膨胀原非混相驱中最典型的是注CO

2

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]。

2.2 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

图2 注CO2工艺流程示意图

驱，可以进一步提高采收率。

3.2 复杂断块油藏[8]

CO 2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CO 2吞吐试验，流程见图2，注入65t 液态CO 2，平均注入速度13t/h,采用套管连续注入，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，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CO 2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CO 2蒸汽吞吐工艺的矿场使用并取得了较好的效果。

注入CO 2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（CO 2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）。

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，地质储量788万t ，地面脱气原油粘度30×104 -133.2×104mPa ·s,属于超稠油油藏。超稠油油藏注入CO 2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。

3.4 特低渗透油藏[12]

图3 各方案累计产油对比曲线 注CO 2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CO 2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方式的优缺点对比见表2。

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CO 2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CO 2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。

3.5 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

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CO 2、注 表2 各种注入方式优缺点对比

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

的采收率明显高于其他几种计算。根据主要预测指标的对比图3可以看出，注CO

2

的对缝洞型碳酸盐岩油藏开发有很好的增产效果。

方法。说明，注CO

2

3.6 气藏[14]

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[4]

4.1 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。

4.2 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CO2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。

4.3 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。

4.4 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。

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