二氧化碳-采油工艺部分
二氧化碳驱油技术在三次采油工艺中的应用
图1 试验区二氧化碳驱油操作的压力保持情况图
作者简介：李萌(1985-)，女，汉族，黑龙江双鸭山人，硕士研究生， 讲师，研究方向：石油工程。 基 金 项 目 ：黑 龙 江 省 自 然 科 学 基 金 项 目“ 基 于 核 磁 共 振 低 渗 储 层 水驱与CO2 驱油微观机理实验研究”(LH2020D012)。
二氧化碳注入原油后，其黏度得到了有效降低。通过监测 发现原油的轻组分增加，对原油的开采有着非常好的促进作 用。同时，原油产量得到了较高提升，且有效降低得了含水量， 使该油田处于较为高效的开采状态。项目通过室内模拟实验定 量研究 JL 油田岩心样品的孔隙、吼道、半径的大小及分布范 围。通过核磁共振技术，测定低渗油藏储层岩石样品物性参数， 分析储层流体性质，获取流体物性参数。对水驱、二氧化碳非混 相驱、二氧化碳混相驱的核磁渗流机理进行定量表征，分析水 驱、二氧化碳非混相驱和二氧化碳混相驱对低渗透油藏岩心样 品采收率及可动流体分布的影响。试验区前期为衰竭开发，地 层能量亏空严重，加之油藏低孔特低渗的特点，从注气到见效 时间相对较长。注气 12 个月后受益井开始见效，随着注入井 数、注入量的增加以及注入时间的推移，见效井数陆续增加。平 均单井日产液上升至 1.12 m3，平均单井日产油上升至 0.32 t， 综合含水率稳定在 65% 左右，地层压力由注气前 3.49 MPa 恢 复至 8.54 MPa，压力保持水平由 30% 提高至 65%，如图 1 所示。 延长特低渗透油藏注入二氧化碳能有效快速补充地层能量。注 气区块产量递减率较衰竭开采下降了 12.67%，预计比水驱提 高采收率 8% 以上，注二氧化碳驱是提高特低渗油藏采收率的 有效手段[1]。
2021年06月
| 65
参考文献：
[1] 张旭. CO2 驱油地面配套工艺技术研究[J]. 化工管理， 2019 (33): 177-178.
二氧化碳在采油中的应用
⼆氧化碳在采油中的应⽤前苏联最早从1953年开始对注⼆氧化碳提⾼采收率技术（简称“⼆氧化碳驱”）进⾏研究。
1967年，前苏联⽯油科学研究院在图依马津油⽥的亚历⼭德罗夫区块进⾏了⼯业性基础试验。
尽管这些油藏的地质条件不同，但都取得了较好的应⽤效果。
⾃20世纪80年代以来，美国的⼆氧化碳驱项⽬不断增加，注⼊的体积⼆氧化碳约占烃类孔隙体积的30％，提⾼采收率的幅度为7％～12％，⼆氧化碳驱已成为继蒸⽓驱之后的第⼆⼤提⾼采收率技术。
近年来，加拿⼤对⼆氧化碳驱开采重油进⾏了⼤量的实验研究，韦本项⽬是⽬前世界上最⼤的碳封存项⽬之⼀。
加拿⼤能源公司利⽤从美国北达科他州⼀座煤⽓化⼚输出的⼆氧化碳给⼀个⽼油⽥加压，将永久封存2000万吨⼆氧化碳，使油⽥增产1．22亿桶⽯油。
道达尔公司每年把15万吨⼆氧化碳注⼊法国西南部衰竭的Rousse⽓⽥，以提⾼采收率，并减少温室⽓体排放。
阿联酋则计划投资20～30亿美元建设碳捕集和封存⽹络，排放地区相对邻近于油⽥和丰富的⼤型油藏，以提⾼⽯油采收率和减少排放。
⼆氧化碳驱在我国的⽯油开采中也有巨⼤的应⽤潜⼒，但尚未成为我国研究和应⽤的主导技术。
虽然我国东部主要产油区⼆氧化碳⽓源较少，但⼆氧化碳驱在油⽥的应⽤越来越多，江苏、中原、⼤庆、胜利等油⽥已进⾏了现场试验。
针对胜利油⽥特超稠油油藏的开采，胜利采油院研发成功以蒸汽吞吐为主、⼆氧化碳⽓体采油为辅的综合热⼒采油新⼯艺，现场应⽤效果良好。
胜利油⽥已建成了国内最⼤的燃煤电⼚烟⽓⼆氧化碳捕集纯化装置，全年能够捕集、液化⼆氧化碳3万⾄4万吨，可全部⽤于低渗透油藏开发。
在胜利油⽥实际应⽤中，⼆氧化碳被注⼊地下后，约有50％～60％被永久封存于地下，剩余的40％⾄50％则随着油⽥伴⽣⽓返回地⾯，通过原油伴⽣⽓⼆氧化碳捕集纯化，可将伴⽣⽓中的⼆氧化碳回收，就地回注驱油，进⼀步降低了⼆氧化碳驱油成本。
⼤庆油⽥也已将⼆氧化碳驱油技术纳⼊战略储备技术，正扩⼤⼆氧化碳产能建设和驱油试验区规模，并逐步将试验区从外围油⽥向⽼区油⽥延伸。
分析二氧化碳采油技术在超稠油热采上的应用
分析二氧化碳采油技术在超稠油热采上的应用油田经过一段时间开采后将会进入开采后期，油田开采后期向油田中注水已经十分困难，在采出量不断变低的情况下，应当加强对二氧化碳吞吐采油技术的研究，从而使超稠油热采期间遇到的各项问题都能够得到解决，促进我国石油行业的健康发展。
标签：二氧化碳;采油技术;超稠油热采;原油超稠油热采是一项难度较大的作业，在具体开采作业进行过程中，应当通过合理方式对二氧化碳采油技术进行应用，从而确保超稠油热采作业的顺利进行，为人们提供丰富能源。
1 二氧化碳吞吐机理（1）气体流动过程中具有酸化作用。
在进行二氧化碳注入时，溶解、携带大量的有機垢，最终将会进入到地层深入。
同时，混合物受酸化作用影响，会使无机垢堵塞情况被解除，进而达到消除近井地带污染现象，以及对油流通道进行疏通的效果[1]。
（2）在内部形成溶解气驱。
受原油中溶解情况影响，溶解气量随着开采的进行会不断增多，这也将会导致井筒附近和油藏内部压力变大。
在油井处于开井状态时，存在于油藏中的溶解气体将会发生膨胀，最终会脱离油井，此时，将会带动原油流入到井筒中，从而在油井内部形成溶解气驱，使单井产量可以得到提高。
溶解气驱的特点如下：开采初期，气油比逐渐上升;开采中期，气油比迅速上升，开采后期，气油比逐渐降低。
（3）适当降低原油粘度。
在原油处于饱和状态后，其粘度将会大幅度降低，这就使原油流动性能得到改善，在具体吞吐期间，如果可以降低原油粘度，对于原油的开采将会变得比较容易，这也就使单井产量得到了进一步提高[2]。
（4）萃取。
吞吐浸泡过程中，在地层环境下，没有被地层溶解的气相密度较高，此时，可以完成对原油中轻质成分的气化或萃取。
2 合理应用表面活性剂在进行注汽作业前，可以一次性的将化学药剂都挤入到油层中，挤入的化学药剂的主要成分为复合型表面活性剂，其在具体应用过程中具有不错的抗盐、耐温、乳化等特点，在蒸汽作用下，通过以下机理是油井在开采过程中的吞吐效果能够得到进一步提高，从而使油井开采周期可以得到延长。
二氧化碳助排
二氧化碳助排技术一、实施背景针对齐108块进入蒸汽吞吐开发中后期后，油层纵向动用程度不均，地层压力低，供液能力差，汽窜频繁，吞吐效果逐年变差，以及杜813南块由于原油粘度高、重质组分含量高、储层物性差，自2003年投入开发以来，一直处于低速低效开发的问题。
从2004年7月开始，开展了CO2助排采油技术矿场试验和应用，取得了较好的效果。
二、工艺技术原理二氧化碳助排采油技术是在注汽前依次注入活性剂、液态二氧化碳，然后注入高温蒸汽，提高稠油蒸汽吞吐效果的一项采油技术。
其提高吞吐效果的基理是：1、降低原油粘度CO2在稠油中有良好的溶解性，在温度一定的条件下，原油的粘度降低幅度随着压力增加、CO2溶解度增大而增大。
原油溶解CO2后粘度大大降低，在100℃ 5MPa的条件下，降粘幅度最多可以达到46%。
CO2和表面活性剂是通过溶入原油或与原油发生界面作用，使原油体积膨胀、汽化萃取，降低原油的粘度，改善稠油的性质，促进原油回采。
2、二氧化碳溶解驱原油溶解CO2后，体积膨胀，为油在孔隙介质中流动提供了有利条件。
CO2在油和水中都有一定的溶解度，CO2和表面活性剂使油、水界面张力降低，油相相对渗透率提高，水相相对渗透率下降，提高吞吐效果。
CO2在降压回采时能加速地层中原油的返排，提高采液速度。
3、改善流度比CO2在油和水中都有一定的溶解度，CO2和表面活性剂使油、水界面张力降低，油相相对渗透率提高，水相相对渗透率下降。
4、调整吸汽剖面活性剂注入后，形成泡沫相，其表观粘度与孔隙半径成正比，蒸汽在高渗层的渗流阻力增大，提高低渗层吸汽量，起到调整吸汽剖面的作用，增大了蒸汽的波及系数。
因此采出程度增加要比高渗层明显。
活性剂注入时，进入高渗层段较多，因此高渗层段的泡沫比低渗层体积要大，这也会影响高渗层吸收蒸汽和CO2的量，起到了调剖作用。
5、补充地层能量CO2溶于原油后，可使原油的体积膨胀，膨胀后的原油易于从地层流出。
6、提高地层渗透率CO2溶解于水后略呈酸性，与地层基质相应地发生反应，从而酸解一部分杂质，尤其在碳酸盐岩中能将部分岩石溶解成溶于水的碳酸氢岩，提高了地层渗透率。
二氧化碳在油井中的应用
二氧化碳在油井中的应用引言：二氧化碳是一种常见的气体，它在油井中有着广泛的应用。
二氧化碳的化学性质稳定，易于获取和使用，因此它被广泛应用于油井开采和增产过程中。
本文将详细介绍二氧化碳在油井中的应用，包括二氧化碳驱油、二氧化碳压裂和二氧化碳注入。
一、二氧化碳驱油二氧化碳驱油是指通过注入二氧化碳气体来推动原油向油井井口移动的一种增产方式。
二氧化碳在地下的高压下，能够渗入油层中，与原油发生物理、化学反应，降低原油的粘度和表面张力，提高了原油的流动性。
此外，二氧化碳的气体膨胀性能也能够推动原油向油井井口移动。
通过二氧化碳驱油技术，可以有效地提高油井的采收率，延长油田的寿命。
二、二氧化碳压裂二氧化碳压裂是指在油井开采过程中，通过注入高压二氧化碳气体来破裂油层，并将原油从裂缝中释放出来的一种技术。
二氧化碳具有良好的渗透性和膨胀性能，可以在地下形成高压环境，使原油从油层中迅速释放出来。
与传统的水力压裂相比，二氧化碳压裂能够更好地保持油层的渗透性，提高原油的产量。
三、二氧化碳注入二氧化碳注入是指将二氧化碳气体注入到油井中的一种增产技术。
通过注入二氧化碳气体，可以改变油藏的物理性质，增加油层的压力，促使原油从油层中流出。
此外，二氧化碳还具有溶解原油的能力，可以提高原油的提取率。
二氧化碳注入技术在油井增产中具有广泛应用，能够有效地提高油井的产量和采收率。
四、二氧化碳的优势和挑战二氧化碳在油井中的应用具有以下几个优势。
首先，二氧化碳是一种环境友好的气体，与地球大气层中的二氧化碳没有任何区别，不会对环境造成污染。
其次，二氧化碳的获取和使用成本相对较低，适用于各种油田开采条件。
此外，二氧化碳的应用范围广泛，不仅可以用于常规油田开采，还可以用于页岩气、煤层气等非常规能源的开发。
然而，二氧化碳在油井中的应用也面临一些挑战。
首先，二氧化碳的获取和输送需要一定的成本和技术支持。
其次，二氧化碳的注入量和压力需要精确控制，否则可能会导致油井产量下降或油井堵塞。
二氧化碳吞吐采油方法及装置与流程
二氧化碳吞吐采油方法及装置与流程一、引言二氧化碳吞吐采油技术是一种通过注入二氧化碳气体来提高油井产能的方法。
它被广泛应用于石油开采领域，可以提高油井的采收率，同时对环境影响较小。
本文将介绍二氧化碳吞吐采油的方法、装置以及流程。
二、二氧化碳吞吐采油方法1. 油藏准备阶段在进行二氧化碳吞吐采油之前，需要进行油藏准备阶段。
该阶段主要包括油藏勘探、储量评估、油藏特征分析等工作，以确定合适的油藏和开采方案。
2. 二氧化碳气体注入在油井中注入二氧化碳气体是二氧化碳吞吐采油的核心步骤。
通常采用人工注入或自然气体驱动的方式将二氧化碳气体注入油井中，以提高油井内部的压力，改变油藏物理化学性质，从而促进原油的流动和采集。
3. 吞吐周期二氧化碳吞吐采油通常采用周期性注入的方式。
每个周期包括注入期和生产期两个阶段。
在注入期，二氧化碳气体被注入到油井中，增加油藏的压力，压缩原油及岩石中的气体，改变油藏的渗透性和黏度，从而使原油更易于流动。
在生产期，通过减少或停止二氧化碳气体注入，进行原油生产，使原油通过压力差从油井中流出。
4. 二氧化碳回收在吞吐周期结束后，为了提高二氧化碳的利用率和经济效益，需要对注入的二氧化碳进行回收。
回收的二氧化碳可以再次用于注入，形成闭环循环，减少对环境的影响。
三、二氧化碳吞吐采油装置1. 注入系统注入系统是二氧化碳吞吐采油装置的核心部分，主要包括二氧化碳储气罐、压缩机、管道和阀门等组成。
二氧化碳气体从储气罐中经过压缩机增压，通过管道输送到油井中。
2. 回收系统回收系统用于回收注入的二氧化碳气体，主要包括分离器、冷凝器、压缩机和储气罐等组成。
分离器用于将原油、气体和二氧化碳分离，冷凝器用于冷却和液化二氧化碳气体，压缩机用于增压回收的二氧化碳气体，储气罐用于存储回收的二氧化碳气体。
四、二氧化碳吞吐采油流程1. 油藏准备阶段进行油藏勘探和储量评估，确定适用于二氧化碳吞吐采油的油藏。
2. 注入系统准备建设注入系统，包括二氧化碳储气罐、压缩机、管道和阀门等设备。
陆上油田作业区二氧化碳采油工艺安全经验分享
定期进行安全演练，提高员工应 对突发事件的反应速度和处置能 力。
添加标题
添加标题
添加标题
添加标题
建立完善的安全管理制度，确保 员工严格遵守操作规程。
建立安全奖惩机制，激励员工积 极参与安全管理和安全操作。
案例名称：胜利 油田某区块二氧 化碳采油工艺应 用
实施时间：XXXX 年XX月-XXXX年 XX月
注气：将二氧化碳注入油层， 提高油藏压力和采收率
采出液处理：对采出的原油 进行分离、脱水等处理，确
保安全运输和加工
二氧化碳回收利用：将采出 液中的二氧化碳进行回收利
用，减少温室气体排放
添加标题
提高采收率：二氧化碳能够有 效地降低原油的粘度，提高其 流动性，从而提高采收率。
添加标题
环保优势：二氧化碳采油工艺 能够减少对环境的污染，因为 二氧化碳是一种天然的温室气 体，其排放到大气中后，能够 减少对全球气候变化的影响。
环保法规推动：促 进二氧化碳采油技 术的发展和应用
跨国合作与技术交 流：推动二氧化碳 采油工艺的国际合 作与共同进步
智能化技术：利用人工智能和大数据技术提高安全监控和预警能力
无人化技术：研发自动化设备和机器人，减少人工操作和现场作业风险
环保技术：研发低排放、低能耗的采油工艺，降低对环境的影响
标准化技术：制定和完善二氧化碳采油工艺的安全标准和技术规范，提高行业整体安全水 平
制定更加严格 的二氧化碳采 、 环保的采油技
术。
建立完善的应 急预案，提高 应对突发事件 的处置能力。
加强国际合作， 借鉴国际先进 的安全管理经
验和技术。
添加标题
添加标题
案例分析：分析该油田作业区在 二氧化碳采油工艺实施过程中遇 到的安全问题及解决方案。
二氧化碳采油技术
二氧化碳采油技术（徐卫东）一、CO2采油技术简介及原理自上世纪50年代美国开始CO2驱油技术研究以来，CO2EOR技术发展迅速，目前已经成为一项主导的EOR技术，据2010年油气杂志统计显示，美国2010年开展的EOR项目中，CO2EOR项目已经成为增油量最多的项目，占美国整个EOR增油量的42.4%。
CO2作为一种优良的驱油剂，其优势主要体现在几个方面：高密度、低粘度、易溶于原油和水、CO2对原油中轻质组分的抽提作用以及易于液化等特点。
CO2在温度高于31℃、压力高于7.4MPa下时将处于超临界状态，此时气液界面将消失，再提高压力CO2将不会被液化，此时的CO2密度近于液体，粘度近于气体，称为超临界CO2。
超临界CO2具有一些特殊的物理性质，主要表现在具有类似于气体的扩散性，同时兼有低粘度、低表面张力的特性。
其扩散系数为常规液体100倍以上、表面张力远小于常规液体的表面张力、而其粘度比常规液体低2个数量级以上。
随着注入气体摩尔分数的增加，原油粘度迅速下降，当注入压力达到21MPa时，体积膨胀1.4倍，原油粘度降低到原来的0.32倍，注入CO2降粘效果显著。
CO2萃取和汽化原油中的轻烃，大量的轻烃与CO2混合，可大幅度降低油水界面张力，从而提高原油采收率。
CO2遇水可形成弱酸，可改变油层岩石的孔隙结构。
大量的CO2溶于原油中具有溶解气驱的作用。
随着压力的下降，CO2从液体中逸出，液体内产生气体驱动力，提高驱油效果。
CO2注入后与原油的混相作用，CO2与原油形成混相后驱油效率达到90%以上，将会大大提高原油采收率。
二、国内技术现状与国外注气开发技术相比，我国这方面起步晚，发展慢，与国际先进水平存在明显的差距。
近几年在我国先后开展了CO2驱油实验，国内众多高校和研究机构针对不同油藏类型，不同原油物性开展了系列室内混相驱试验研究，并用组分模型软件，开展了数值模拟和室内物理模拟研究，取得了很多成果。
1988年，大庆油田在萨南东部过渡带开辟了注CO2试验区，1990年至1995年底先后对葡Ⅰ2油层和萨Ⅱ10—14油层进行了非混相CO2油先导性矿场试验。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
1、 油藏伤害及油藏保护措施 2、 采油工艺室内试验 3、 采油数值模拟技术 4、 井下工具及注采管柱的优化设计 5、 驱油及采出过程中的腐蚀机理及防腐工艺技术 6、 结垢机理及预防结垢的工艺技术 7、 防止粘性指进和防重力超覆工艺技术
气相色谱仪
低压分离器
岩心驱替试验装置图
典型的室内研究设备 ---
长岩心CO2驱油物理模拟实验研究系统
100 中原油田勘探研究院建立。 100 80 80 原 原 该装置由注入系统、岩心夹持器系统和采出系统组 油 60 油 60 成，三个系统为独立的板块结构。 驱 含 替 40 40 水 原油驱替效率 效 率 岩心夹持器长 2m，可旋转不同角度以模拟地层倾角。 率 20 原油含水率 20 / 实验装置最大工作压力为 60MPa，最高工作温度为 / % % 0 0 150℃，控温精度为 1℃。 0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 注入倍数/PV
美国埃克森公司同心管完井管柱
生产完井管柱
1、缓蚀剂 2、注缓蚀剂管柱
3、管柱搭接器
4、单流凡尔 5、套管
1、生产油管 2、缓蚀剂注入管 3、封隔器 4、套管 5、联顶短接 6、尾管
6、射孔眼
7、流 体 8、气举阀 9、“X”型短接 10、水力封隔器 11、生产油管 12、接收器
平行管完井管柱
德国同心管完井管柱
每口井均应配装井下安全阀； 要考虑多层分注和分采要求。
注入井完井管柱---偏心注入管柱(推荐使用)
这种完井管柱可 分注多层。其特点 是：井下控制注入 量，调配注入量不 动管柱，能分层注 入和分层测试。
1、张力封隔器 2、偏心井下流量调节器 3、张力封隔器 4、偏心井下流量调节器 5、张力封隔器
6、井下流量调节器
其他生产完井管柱
1、控制管 1、井下安全阀 2、增油阀 3、并流管 2、井下安全阀 3、生产油管 4、偏心注入阀 5、永久封隔器 6、套管 7、尾管
4、封隔器
5、套管 6、联顶短接
7、尾管
德国单管完井管柱
阿联酋带封隔器 的单管完井管柱
CO2驱完井工具
止回阀
可变孔板式阀
压差控制阀
流速控制阀
CO2驱常用的封隔器
产 气 1000 量
3
(千英 启示 ：采用化学方法抑制沉淀，操作简便，省 (桶/ 天 ) ：加入化学抑制剂阻止沥青等絮凝沉淀。 化学方法 尺 /天) 时省力，为防止沥青石蜡沉淀堵塞井眼而影响 100 Baker石油公司在Permian Basin和西德克萨斯地区， 采油过程，建议我局在先导试验中进行采用。 10 针对注水后的井，经历着严重的沥青沉淀问题，甚至引 10 96 97 98 99 (年) 起电泵淹没，限制了产出液的流动。
第五节 CO2驱腐蚀机理及防腐工艺技术
(驱油过程及采出过程) 美国 30 多个油田的 CO2 的矿场试验表明：工艺上 PCO2（MPa） 腐蚀程度 最大的困难是 CO2对井下管柱及工具的腐蚀。 11.0(10)
1、PCO2 =3.0MPa >0.21 严重腐蚀 在相同浓度下，CO 溶液比完全解离的强酸更具腐 2、P =0.1MPa 2CO2 0.02～0.21 可能腐蚀 蚀性。CO2腐蚀产物在金属表面形成保护膜，但常有 各种因素破坏保护膜，出现局部腐蚀，如，坑点腐蚀、 5.5 (5) <0.021 不产生腐蚀 裂隙腐蚀、环状腐蚀及槽沟腐蚀等。 CO2腐蚀程度 CO2 的腐蚀程度取决于多种参数：温度、压力、 CO2 含量、湿度、水的 pH 值、水的组份、沉淀物和 50 100 150 200 流动条件等。
Slanghter 地区数值模拟技术
该地区位于美国德克萨斯州Hockley县的西南部 地区，从1994年开始，实施CO2驱油到现在该油田 显示出非常好的效果。通过针对具有不同的渗透率 的网格实例，得出的无因次三次采油产量预测，可 得到以下结论：
拟合准确的CO2驱油响应的关键因素是选择合适 的非均质程度的网格体系，通过调整气体的相对渗 透率曲线，拟合的准确性可以进一步提高。
启示：室内试验可为现场实施提供必要的参数，并 有效指导施工，我局在进行大规模的现场实施前， 首先应完善相应的室内实验研究和分析系统，这是 成功气驱的保证。
文188井岩心水气交替注入孔隙体积倍数与 原油采收率、含水率的关系
1、 油藏伤害及油藏保护措施 2、 采油工艺室内试验 3、 采油数值模拟技术 4、 井下工具及注采管柱的优化设计 5、 驱油及采出过程中的腐蚀机理及防腐工艺技术 6、 结垢机理及预防结垢的工艺技术 7、 防止粘性指进和防重力超覆工艺技术
腐蚀产物
第一节 CO2驱油藏伤害及油藏保护措施
沥青、石蜡沉淀
气侵、气锥
注入水和CO2中杂质
伤害类型： 保护措施：
＊粘土膨胀； 严格注水水质的预
处理； ＊速敏； ＊ 正确选用预处理的 ＊作业和操作不当； 表面活性剂；
腐蚀产物
＊ ＊多相流动造成； 严格注气气质的预 处理。 ＊注入水水质问题； ＊CO2中杂质气体。
2、衬管
3、水泥固井 4、树脂硬粒 5、充填树脂硬粒的坑
二次完井前的情况
二次完井后的情况
生产完井管柱
1、外油管柱 2、带槽油管柱 3、密封插入器 4、内油管柱 5、生产回接套 管 6、尾管回接套筒 插入器 7、生产尾管
该管柱尾管用水 泥固结于完钻井深 处，缓蚀剂沿内外 油管环形空间注入， 流经外油管挂上的 槽，到达井底，随 产出液从内油管流 出。
1、闪蒸试验
气－液平衡（VLE）实验
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
2、恒定体积递减试验
3、差异放出试验
4、分离器试验
5、膨胀试验
油 气 油 汞 汞 汞 汞 气 油 油 汞 气 气 油
细管驱替实验
恒温空气浴 活塞泵 打入的水
设计要求：
岩心足够 长，能在多 级接触后形 成混相带。 岩心直径和 粒径需调节。
CO2供给钢瓶 填砂盘管
试验用油 溶剂
1、 油藏伤害及油藏保护措施
2、 采油工艺室内试验
3、 采油数值模拟技术 4、 井下工具及注采管柱的优化设计 5、 驱油及采出过程中的腐蚀机理及防腐工艺技术 6、 结垢机理及预防结垢的工艺技术 7、 防止粘性指进和防重力超覆工艺技术 8、结论
第二节 CO2驱采油工艺室内试验
高压体积的（PVT）和
7、死堵
偏心注入管柱
注入井完井管柱---双管注入管柱
该完井管柱可分 注两层。其特点是： 地面控制注入量， 调配不动管柱。但 施工工艺复杂，成 本较高。
1、油管
2、水力平衡封隔器
3、生产套管 4、水力平衡封隔器
双管注入管柱
其他注入井完井管柱
1、衬管完井管柱
2、油管接头
3、油管
1、油管 2、井下回流阀 3、油管接头 4、井下关闭阀 5、平衡封隔器 6、生产油管
根据当时的采油速度，通过细管注入150ppm的阻垢 Baker石油公司化学方法处理某井效果图 剂有效控制了沥青沉淀。
油
水
气
第一节 CO2驱油藏伤害及油藏保护措施
在矿场实施中遇到的问题：
沥青、石蜡沉淀
气侵、气锥
注入水和CO2中杂质
保护措施 ： 针对气体粘 由于过早的气体突破而 度小、流度大的特点，目 引起产量下降，气体指进 前国内外普遍的做法有以 和气锥损害地层的机理类 下几种： 似水锥和水指进，主要是 使相对渗透率变坏。 ＊ 注气平衡，均衡油气 流动； ＊ 控制注气和采油速度； ＊ 调整注采方案，封堵 气层。
数模中低注入部位的敏感性
换 油 率 · 提 高 采 收 率
在同样的油藏压 力和变化的注入量 下，提高采收率和 CO2驱换油率的乘 积由4.37升至63.34， 之后略有下降。
注入体积 HCPV 0.25HCPV
低部位注入
注入时油藏压力的敏感性
通过五个压力点 组成的驱油效果可 知，在低于MMP 时，油藏压力极大 地影响驱油效果， 而在MMP以上时， 基本无影响。
第三节 CO2驱采油数值模拟技术
1、组份模拟法
复杂的相态和在组份上独立的相持性，对于预测驱替 效率要比粘性指进和面积扫油效率更为重要。
2、黑油混相模拟法
它们着手于计算实际的溶剂和油的物理混合，通过调 整某种经验混合参数来预测混合和混相驱的结果。
3、混合混相及组份模型模拟法
通过混合参数的方法控制流体的重力分异。
在加拿大Saskatchewan的Weyburn油藏，他们使用了分
光光度测定技术测量原油样品中的沥青含量。研究了几种
因素对沥青絮凝/沉淀作用所产生的影响。
第一节 CO2驱油藏伤害及油藏保护措施
沥青、石蜡沉淀的保护措施
1000 10000
机械方法：采用刮蜡器清除沉淀。
产 油 ：加热原油或其他液体使蜡溶解。 热力方法 量 100
二次完井主要有三种方法： 1、挤水泥进行套管修理二次完井； 2、侧钻工艺进行套管修理二次完井； 3、挤水泥加衬管二次完井。
美国新墨西哥州二氧化碳转注完井---挤水泥加衬管
1、注入井 2、85/8in表层套管 3 、 51/2in 或 7in生产 套管 4、41/2in衬管 5、井筒损坏部分 1、注入井二次完井
换 油 率 · 提 高 采 收 率
油藏压力 (MPa) 21.8MPa
江苏FM油田F14断块CO2混相驱油数据模型研究
组份模型进行的数值模拟计算是确定现场施工参数 的最有效途径，同时，也是增加项目抗风险能力的保 证。 通过对累计注入量、注入压力、注入速度等的模拟 计算表明，影响F14断块CO2驱油效果的最主要因素为 累计注入体积和注入时的油藏压力。