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北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究(1)

2014-03-06 01:13 [摘要]环境保护受到高度关注，由于温室气体大量排放而引起的全球气候变暖问题日趋严峻，必须采取积极有效措施。应用CO₂提高采收率是埋存CO₂的重要途径，美国拥有应用二氧化碳提高采收率的成熟技术。CO₂提高采收率包括混相驱油和非混相驱油2种方式，实现了最大CO₂的埋存和提高原油产量有机结合，改善开发效果。北美提高采收率的机理和应用思路研究，必将为全球生态保护，石油资源的高水平、高效益开发和可持续发展提供理论及实践依据。

　　[关键词]二氧化碳，提高采收率，混相驱油，非混相驱油

　　1、应用CO₂提高采收率主要工作量

 

　　在北美陆上油田，CO₂-EOR是增加原油产量的成功技术。2004年在世界范围内有79个CO₂-EOR项目，在美国有70个CO₂-EOR混相驱油项目，1个CO₂-EOR非混相驱油项目。2个CO₂-EOR混才目驱油项目在加拿大，5个中试阶段的CO₂-EOR非混相驱油项目在Trinidad，1个CO₂-EOR商业非混相驱油项目在Turkey。2004年累计日增油约23万b／d，占世界原油产量的0。3%。20世纪80年代在Uungary，CO₂-EOR项目数量少且应用规模小，到90年代中期项目被终止。在Egmanton油田有一CO₂-EOR混相驱油项目，项目运行不成功且注入CO₂较少。

　　94%的CO₂-EOR项目在美国，自80年代以后CO₂-EOR项目稳定增长。2004年CO₂-EOR增加的原油产量占美国提高采收率项目总产量的31%。CO₂-EOR的产量占美国石油产量的3.6%。5个大型项目，产油量占所有CO₂-EOR产量的1／2，Wasson-Deriver项目产量为41000b／d，Means项目产量为7200b／d。1972年第一个CO₂-EOR混相驱油项目在Permian盆地的Sacroc油田实施，在70年代到80年代早期CO₂-EOR技术得到适度的发展，到80年代和90年代虽然油价低，但CO₂-EOR技术迅速发展。有3个主要原因：

　　一是油价决定于新技术的发展，新技术应用使原油成本下降；

　　二是天然气藏CO₂的大量供应，使得CO₂成本降低，到Permian盆地的长距离的CO₂输送管线建成，输送CO₂量为30Mm³／d；

　　三是重组后的石油公司经营效果明显好转，财政激励使EOR项目增多。

　　图1是美国CO₂-EOR项目的分布及生产情况。

　　2、CO₂-EOR混相驱油实践

　　CO₂-EOR混相驱油项目数量不断增加，使CO₂-EOR应用规模扩大，提供了CO₂-EOR驱油的物理化学机理。但CO₂-EOR项目实施条件及个别项目效果目前发表的文章较少。

　　多数CO₂-EOR项目在美国的西南部，在德克萨斯州西部的Permian盆地，及新墨西哥东部。其他项目在Rocky Mountain地区、墨西哥的Gulf、MidweSt。多数项目使用的CO₂来自天然CO₂气藏，气藏提供高压高纯度的CO₂。如Colorado的McElmo圈闭，CO₂储量为283Mm³，储层地层压力为13.5MPa。只有少量的CO₂-EOR项目的CO₂来自人工捕获的CO₂，如CO₂来自于气化过程及化肥厂的废气处理。每年来自于人工捕获的CO₂为5.7万t。最大的项目在加拿大的Weyburn项目，每年有1.8万t的CO₂捕获于美国的煤气化工厂。然后通过325km的管线输送到Weyburn油田，日增产原油1000b／d。美国有2个具有气化过程的工厂为Rangely和Shanon，每年提供1.2万tCO₂。

　　CO₂-EOR实施的储层地质条件：

　　储层的深度范围在1000～3000m范围内；

　　致密和高渗透率储层；

　　原油粘度为低的或中等级别；

　　储层为砂岩或碳酸岩。

　　Permian盆地的10个CO₂-EOR项目实践表明，储层中注入纯净的CO₂(注入总量CO₂和循环注入CO₂是有区别的)，平均164m³CO₂替换每桶原油(即330kg／b)。在Rocky Mou—nrain为270kg／b，在Midwest为400kg／b。在Permian盆地提高采收率10.9%，在Rocky Mountain地区提高采收率7.6%，在Midwest提高采收率7.2%。

　　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，见图2。

 

　　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CO₂-EOR的实践和研究为依据，关于CO₂-EOR项目的一般规律如下：

　　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；

　　储层经过注水开发以后，原油饱和度在35%～40%范围内；

　　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；

　　原油比重应高于35⁰API(低于0.85)，粘度在1～2cp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，导致项目实施失败，问题如下：

　　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。

　　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，来提高地层压力；

　　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；

　　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。

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