北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究(1)(2)

　　3、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，项目在Turkey东南的Bati Raman油田。储层中的原油为重油，比重为9～15⁰API。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6000b／d。预测使用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(13m³／b)，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1700t／d，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，见4。在美国一个小型的CO₂-EOR非混相驱油项目在运行，在Trinidad有5个CO₂-EOR非混相驱油的中试项目。过去大量的CO₂-EOR非混相驱油项目在美国中试，如Weeks lsand，Bay St Elaine，Timbalier Bay项目。这几个都是商业项目，虽然中试计划很有希望，但是项目没有成功。如Weeks lsand项目，虽然水驱后有60%的原油留在储层中，是因为盐水层中地层压力过高，无法实现注入CO₂来驱油。在八九十年代有大量的CO₂-EOR非混相驱油项目。注入CO₂在储层构造顶部形成气顶，使地层压力增加，将原油向储层下部合两边推动，那里有生产井将原油采出，见图5。项目研究表明，需要380m³CO₂驱替1桶原油(760kg／b)。

　　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。

　　虽然CO₂-EOR非混相驱油项目较少，驱替1桶原油需要280～400m³CO₂，即560～790kg／b，CO₂-EOR非混相驱油项目可最大提高采收率20%。

　　4、混相驱油与非混相驱油的区别

　　由于注入的CO₂与储层中原油作用不同，产生了CO₂驱油的2种方式。当注入压力及储层地层压力高于最小混相压力(MMP)时，实现混相驱油。当压力达不到最小混相压力(MMP)时，实现非混相驱油，或部分混相驱油。采油量增加依靠地层压力增加、原油膨胀、原油粘度下降等实现。

　　假定混相驱油以水与气交替注入方法(WAG)注入CO₂，非混相驱油以重力稳定CO₂注入方式(GSGI)注入。混相驱油可在水驱留下的设备条件(如利用原油水井)下进行，这种油水井利用方式与重力稳定CO₂注入方式(GSGI)不同。两种驱油方式对比见表2。

　　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。

　　5、结论

　　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(760kg／b)。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、高效益开发和可持续发展提供理论及实践依据。

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