中国油气田注CO2提高采收率实践 罗二辉1，胡永乐1，李保柱1.DOC

中国油气田注CO2提高采收率实践 罗二辉1，胡永乐1，李保柱1，朱卫平2 (1.中油勘探开发研究院，北京 100083； 2. 中油吐哈油田分公司，新疆 哈密 839009) 摘要：在调研大量相关文献的基础上，详细综述了中国油气田50多年的注CO2提高采收率实践。首先依据中国各大油区公开发表的文献实验数据，从室内机理实验统计CO2驱油关键技术参数，对比分析原始地层压力与最小混相压力。其次，根据不同储层类型，总结了国内在低渗透油藏、高含水油田、复杂断块、稠油油藏、碳酸盐岩油藏及煤层气等储集层开展的注CO2矿场项目。现场试验结果显示，提高采收率幅度为1.07%～6.00%，换油率为0.98～2.49t/t。最后结合矿场已有经验及存在问题，提出CO2驱油技术攻关方向。 关键词： 注CO2；最小混相压力；混相驱；提高采收率；换油率 中图分类号：TE357.7　　文献标识码：A 引 言 美国注CO2采油已有50多年的历史，最初只是为了提高原油采收率，近年来随着CO2温室效应导致的气候变化，地质埋存被作为温室气体减排的一种有效手段受到环保人士和油气工作者的高度关注。中国政府在2009年联合国气候大会上承诺，到2020年中国单位国内生产总值CO2排放比2005年下降40%～45%，减排目标将作为约束性指标纳入国民经济和社会发展的中长期规划，保证承诺的执行受到法律和舆论的监督[1]。研究CO2驱油与埋存这一双赢技术凸显重要，中国在注CO2驱油机理实验和矿场先导试验方面的研究一直没有停止过，1965年首先在大庆油田开展了注二氧化碳水小规模的先导性试验，提高采收率7.8%。1986年谢尚贤针对大庆油田早期开发的萨、喇、杏油田已进入中高含水期阶段这一情况，论证了CO2非混相驱油的可行性和技术界限[2]。2006年国家科技部批准“973”计划“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”，CO2提高采收率及地下埋存研究进入崭新阶段[3]。“十一五”末吉林油田建成了中国第1个含CO2天然气藏开发及CO2驱油与埋存一体化系统，目前，正在进行年产油50×104t规模的CO2驱项目工业化推广，预计提高采收率13.8%，该项目是中国第1个CO2驱工业化推广项目，将具有显著的经济和社会效益[4]。本文根据公开发表的文献，总结了中国不同储层类型注CO2实践，分析了矿场存在的典型问题，并提出了相应对策，为加快发展注CO2技术梳理出可供借鉴的经验。 1 室内机理室验研究 CO2在温度高于临界温度和压力高于临界压力的状态下，处于超临界状态，其性质会发生变化，密度接近于液体，黏度接近于气体，扩散系数为液体的100倍，具有较大的溶解能力。与注水开发相比，气体比水具有更小的分子尺度，气体分子也更容易进入低渗透储层，解决了低渗透油藏不易注入的难题；与注N2、烟道气、空气等相比，CO2在油藏条件下容易达到混相或近混相，降低与原油间的界面张力，微观驱油效率原则上可达100%。通过细管实验、岩心驱替等室内实验多年攻关，确定了中国大庆、胜利、大港、江苏、吐哈、长庆等油田的最小混相压力和提高采收率幅度等关键数据。通过大量文献研究，得出中国典型区块原始地层压力与实验测得最小混相压力，结果见图1[5-9]。 图1 中国典型区块原始地层压力与实验测得最小混相压力对比 1.1 大庆的萨南东部过渡带、榆树林和龙虎泡等油田注CO2驱油实验 大庆油田萨南东部过渡带最小混相压力为25.4MPa，高于油层破裂压力（23MPa），只能应用CO2非混相驱；在油层条件下原油可溶解7.41%的CO2，使原油黏度下降19%，体积增大1.1%；在高含水后期采用CO2三次采油可提高采收率10%[10]。榆树林油田是低渗透油田，渗透率为2×10-3μm2，最小混相压力为20MPa；在混相压力下原油与注入水的界面张力是原油与CO2界面张力的10.5倍，而在CO2饱和情况下，油水界面张力降低了约1/3，有利于水、气交替驱油效率；CO2萃取主要是原油中含C20以下组分，从实验结果看，从不混相到混相碳组分显著变化的是含C20以下的组分[11]。龙虎泡油田高台子油层属于特低渗透油田，储层空气渗透率主要集中在0.1×10-3～1.0×10-3μm2，最小混相压力为20.3MPa，高于地层压力18.2MPa，只能是非混相驱油，但在地层压力下可达到近混相[12]。 1.2 胜利的商13-22单元、大芦湖樊124块和渤南义34块等油田注CO2驱油实验 胜利油田商13-22单元最小混相压力为29.3MPa，高于原始地层压力（23MPa），难以实现混相驱油；在原始地层压力下，注CO2使原油体积膨胀了23%，黏度下降44%，原油与注入水的界面张力是原油与CO2界面张力的7.89倍；在相同注入倍数下，早期注气效果好；最终提高驱油效率11.2%