国内外发展注气提高采收率技术回顾与展望分析课件.ppt

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1、,回顾与展望,国内外发展注气提高石油采收率技术,2002年3月,李士伦 教授,主 要 内 容,1 前言2 国外发展注气EOR技术综述 3 我国注气提高采收率技术的发展4 对我们的启示,1 前言,提高或改善石油采收率（EOR或IOR）研究是油田开发永恒的主题之一。在多年工作的基础上回顾了世界发展注气EOR技术，着重阐述了注气油田油藏描述、水气交替（WAG）混相驱技术的发展、近混相驱、轻油油藏注空气（低温氧化）、应用水平井进行气驱、注气单井吞吐和注气筛选原则等重要问题。,1 前言,结合我国情况，发展我国注气事业的关键在气源，要采取多种途径解决；要引进国外技术，发展注气的关键设备压缩机；要抓好注气驱

2、先导试验；加强注气提高采收率的理论和实验研究，作好技术储备，培养好人才，争取更大的发展。,2 国外发展注气EOR技术综述,2.1 国外注气EOR技术概况,国外，尤其美国和加拿大，注气已成为热采以外发展较快的EOR技术，俄罗斯也在考虑注气开发低渗透油田等难采储量。,1）2000年3月美国油气杂志发表了题为“低油价下的EOR处境”的二年一度的EOR（IOR）调查报告；报告显示注气已成为除热采以外发展较快的EOR技术，领先的还是美国和加拿大，在美国，主要以CO2驱为主导，有近万亿方CO2储量。加拿大天然气资源丰富，以烃类气驱为主；公布的调查结果列于表1表4中。,2.1 国外注气EOR概况,表1-1

3、美国的EOR产量（m3/d）（1986-1992年）,表1-2 美国的EOR产量（m3/d）（1986-1992年）,表1-3 美国的EOR产量（m3/d）(1994年-2000年）,表1-4 美国的EOR产量（m3/d）(1994年-2000年）,表2-1 美国运作的EOR项目数量（1976-1988年）,表2-2 美国运作的EOR项目数量（1976-1988年）,表2-3 美国运作的EOR项目数量（1990-2000年）,表2-4 美国运作的EOR项目数量（1990-2000年）,表3-1 美国注气项目分析1(2000年),表3-2 美国注气项目分析2(2000年),表4-1 加拿大注气项

4、目分析1(2000),表4-2 加拿大注气项目分析2(2000),美国注CO2项目的成本由1985年每桶石油18.20美元下降到1995年的10.25美元，一般可提高采收率8-15%，生产寿命一般12-20年；美国的CO2驱老基地西德克萨斯州二迭盆地已发展到其他地区，如：俄克拉荷马、堪萨斯、华俄明州和加利福尼亚州；美国EOR日增油量（11.89104m3/d）中，气驱日增油量为5.23104m3/d，占44%；,2.1 国外注气EOR概况,1999年中期油价上升，调查中列出了7个新的聚合物驱，其中中国两个，美国华俄明州5个。,2）世界范围EOR增加的油量约占世界石油总产量的2.3%，2000年

5、大致仍保持这个水平，略有上升。美国EOR日增油量为11.89104m3/d，占总日产油量的12%。,2.1 国外注气EOR概况,3）俄罗斯2000年第一期石油业杂志上提出用注气法开采难采储量。难采储量的油藏为低渗透油藏、高含水油藏、深层油藏、高粘油藏和气顶油藏。利用注气方法开发前三种油藏最有前景。俄有40%以上的难采储量集中在低渗透层中（50md）。主要在乌拉尔伏尔加河下游流域和西西伯利亚。910个油藏中适合注CO2的355个，351个油藏适合注烃类气体。高含水油藏应该注更“富”的气。,4）罗马尼亚第一个注气试验始于1936年，现有注水和注气油藏181个,2.1 国外注气EOR概况,2.2 国

6、外注气EOR技术的发展,油价的上升有利于注气EOR技术的发展。这些技术主要如下：（1）运用三维地震等综合方法测定老油田的剩余油饱和度分布；（2）以更为经济的结构复杂的水平井、短曲率半径井等取代成本较高的加密井；,（3）开发更为有效的注气驱油藏数值模拟方法；（4）为防止粘性指进和改善注入溶剂流度比，研制CO2泡沫体系和凝胶体系；（5）近混相驱替综合考虑界面张力、流度作用和孔隙结构的影响，协调三者之间的关系；（6）注入CO2/N2、CO2/CH4和N2/烃类气体的混合气体来提高采收率；,2.2 国外注气EOR技术的发展,（7）轻质油藏注空气的可行性研究。空气驱轻油的有效温度范围为280-350（低

7、温氧化LTO）。驱重油的有效温度范围为450-600（高温氧化HTO），要采用注蒸汽或井底燃烧来提高地层温度；（8）注气过程中固溶物（蜡、沥青质、垢和水合物等）沉积研究等。增加可采储量应通过多种方法和综合过程来实现。,2.2 国外注气EOR技术的发展,2.2.1 注气驱油的油藏描述技术（1）注气油藏描述的特点 注入气体和油藏油的密度、粘度差异大，易气窜。渗透率是敏感参数，要注意在平面、层间和层内的变化。在裂缝发育的区块，裂缝分布及发育状况对渗透率起着控制作用，要详细评价；,除油藏整体变化趋势外，要密切关注油藏的微构造分布和特征；,2.2 国外注气EOR技术的发展,注气时注入气往往沿油层顶部推进

8、，易形成气窜。隔层太薄很可能被注入气突破，要作隔层的研究；粘土会影响固相沉积，沥青吸附在岩石表面会改变岩石的润湿性，要对岩石的润湿性进行分析。,2.2.1 注气驱油的油藏描述技术,人工水驱开发后，地下状态也发生了很大变化：原始状态下流体间的比较规则的平衡完全被打破；储层结构也发生了不同程度的变化，流体性质、压力场、流体与储层结构的相互作用关系等均与原始状态有很大差别；注气设计对地质资料的要求比一、二次采油设计更详尽，如表5所示。,2.2.1 注气驱油的油藏描述技术,表5 影响开发阶段的非均质性,需要特别研究的有：由大到小、由粗到细逐级解剖砂体的内部建筑结构；对隔层、夹层的分布特征及其密闭性能进

9、行识别和预测；对砂体的几何形态及其延伸范围进行识别和预测；确定各砂体间在纵向上的叠置关系及其连通性；,2.2.1 注气驱油的油藏描述技术,对砂体的厚度变化进行预测；对平面、层间和层内的渗透率、孔隙度和含油饱和度等属性进行精细的识别和预测；识别和预测微构造和各要素特征、裂缝分布特征及发育的方向；对孔隙、喉道、油水在孔隙中位置、状态等微观性质以及润湿性进行描述。,2.2.1 注气驱油的油藏描述技术,（2）注气油藏描述技术和方法,在油田开发早期、中期和晚期不同时期注气，油藏描述也应有不同的内容和侧重点。A、随机建模方法和技术；B、油藏精细数值模拟技术；C、现代沉积、露头精细研究技术；D、测井约束反演

10、技术；E、时间推移地震（四维）技术；,2.2.1 注气驱油的油藏描述技术,F、井间地震技术；G、多井测井储层表征技术；H、微构造识别及预测技术；I、神经网络技术；J、分形克里金技术；K、高分辨率层序地层学的理论方法。,2.2.1 注气驱油的油藏描述技术,2.2.2 注气驱替机理,(1)确定采收率的因素 ER=EAEVEDER-总采收率；EA-面积驱油效率；EV-垂向扫油效率；ED-驱替效率；,面积扫油效率（EA）：被注入流体侵入的部份油藏面积，主要影响因素有：流体的流度（K/）、流态、区域的非均质性、油藏开发范围和注入流体的总体积。图1表示流度比对五点法井网面积扫油效率的影响。,2.2.2 注

11、气驱替机理,图1 突破前不同流度比和注入孔隙体积的面积扫油效率,垂向扫油效率（EV）：部份被流体扫过的垂向面积。它是油层的垂向非均质性和重力分离程度的主要函数（决定于倾斜程度，水平和垂向渗透率）。图2表示这些系数对垂向扫油的影响。,2.2.2 注气驱替机理,图2 存在重力分离或非均质性情况时的垂向扫油效率的实例,驱替效率（ED）：已被驱替过的扫油区中流动原油的百分率。它是注入体积、流体粘度、岩石相对渗透率特性和界面张力的一个函数。粘度对驱替效率的影响见图3。界面张力对剩余油饱和度影响见图4。,2.2.2 注气驱替机理,图3 粘度对驱替效率的影响,图4 毛管数和剩余油饱和度的关系曲线,2.2.3

12、 近混相驱替,（1）新观点 Burgor等人指出，对高粘度比的二次气驱最佳富化程度可以低于MME（最小混相富化程度）。Thomas等人认为油和溶剂的界面张力（IFT）可以适当降低近混相条件，在理想的孔隙介质中，界面张力为零对有效驱替过程也不是十分必要的。,1986年由Zick首先提出，凝析气驱过程中可能极少出现真正的凝析混相。在凝析、蒸发的双重作用下，两相的界面张力能达到一个较低点，采收率（注1.2HCPV溶剂）能达到95%或更高，但并未达到严格的物理化学意义上的混相。,2.2.3 近混相驱替,（2）两个重要参数,界面张力 界面张力在混相驱中起重要作用。界面张力的下降会使气体能进入高界面张力下

13、完全隔离的小孔道中，这样在微观上提高了注入气波及体积。,2.2.3 近混相驱替,粘度 注气比注水的最大优点就是降低气与原油界面张力，甚至可达到零。但另一方面，最大的缺点就是气油粘度比要比水油粘度比小得多，极易造成粘性指进（流度比，混相驱中M往往大于1），它会使溶剂过早突破，增大其消耗量，导致溶剂突破后的原油采收率降低。,2.2.3 近混相驱替,对于一个具体的油藏，是界面张力主控还是流度主控要分析研究。通过研究，可得以下重要结论和认识：A、相对于孔隙尺寸分布而言，如果孔喉很小，且较均匀，优化界面张力非常重要，力求达到混相；B、如果孔隙分布不均匀，孔隙尺寸变化大，应主要考虑粘度的影响（可不必过多考

14、虑混相性）；C、对孔喉尺寸较大的体系，气体溶解使原油粘度降低显得比界面张力重要，即使低于混相压力，也可达到很高的采收率；,2.2.3 近混相驱替,D、在某些情况下，注气系统形成零界面张力带是多余的，特别是当水湿油藏中的较小孔隙喉道已为水充满时；E、如果岩心主要由极小的孔隙喉道组成，那么最好达到混相；F、细管实验所求得的最小混相压力MMPstMMPmcm（多次接触求得），细管实验所确定的混相仅是一种工程意义上的“混相”；,2.2.3 近混相驱替,G、在凝析气驱过程中，存在凝析、蒸发双重机理混合作用下的近混相驱机理。由于近混相驱的物质交换作用，特别是蒸发抽提作用，也能使采收率很高；H、实验室测试时

15、应考虑粘度、界面张力和孔隙尺寸分布之间相互作用的影响，选择最有利的驱替机理,2.2.3 近混相驱替,2.2.4 气水交替（WAG）混相驱注入能力下降现象研究及对策,今天几乎所有工业性混相驱项目都采用了水气交替注入办法。在美国，80%以上水气交替注入项目是赢利的。在欧洲北海比水驱平均增加13%的采收率。美国二迭盆地，也可提高10-15%采收率。在WAG实施过程中，注入能力发生异常现象的可能性明显增加，尤其在低渗油田。注水和注气能力随交替周期同时下降的，我国吐哈葡北油田水气交替混相驱过程中，两者都出现了。,（1）影响注入能力的因素 注入能力下降是WAG过程中最常见的问题，注入能力增加不常见。通常有

16、如下一些因素引起注入能力的下降。不一定就是近井地带的影响；油墙；,2.2.4 气水交替（WAG）混相驱注入能力下降现象研究及对策,A、油墙明显地影响注入井的注入能力，特别是注入井已进行过增产处理，而生产井没有进行时；B、油墙离注入井愈近，其对注入能力的影响愈大。矿化度和PH值 CO2会与水形成PH值为3.3-3.7的弱酸，驱替期间PH值变化会影响岩石的润湿性。,2.2.4 气水交替（WAG）混相驱注入能力下降现象研究及对策,润湿性 润湿性是影响注入能力的最关键因素。混合润湿性是导致流体流动能力差的原因。流体的圈闭或绕流 气体的圈闭和绕流是决定注入能力的因素之一。绕流和圈闭气会引起油、气、水相对

17、渗透率降低，导致注入井注入能力下降。,2.2.4 气水交替（WAG）混相驱注入能力下降现象研究及对策,相对渗透率 在各个气水交替注入周期中，饱和度在不断地变化，当非润湿相留在后面时，总以不连续的、不流动的状态被圈闭，当圈闭相体积增加时，流入流体的相对渗透率就降低。渗透率的方向性 垂直的非均质性和高渗透率、高孔隙度层段对注气能力有明显的影响。,2.2.4 气水交替（WAG）混相驱注入能力下降现象研究及对策,（2）弥补注入亏空的常用措施 在WAG过程中平均会发生20%的注水亏空，最严重的是低渗透砂岩油藏。水平井可比直井增加50%的注水率。,减少WAG比，即减少水段塞，增加气段塞。NOCAL和She

18、ll等国外公司获得了一种称为混合水气交替注入的处理方法，在烃类气体或CO2等注入大部分孔隙体积之后，然后在剩余部分孔隙体积中按1:1的气水比注入；,2.2.4 气水交替（WAG）混相驱注入能力下降现象研究及对策,适当增加注入压力；新增注入井；调整井网；采用水平井；对未进行水驱的油藏进行注气二次采油时，可先考虑注一段较大的气段塞，然后再按1:1气水比交替注入；,2.2.4 气水交替（WAG）混相驱注入能力下降现象研究及对策,关于水气同时注入问题 有关气水同时注入能改善注入能力的认识最初从两个碳酸盐岩油藏的实践中得到启发。后又有砂岩油藏注入饱和的碳酸水来提高井的注入能力实例。同时注烃类气体和水未见

19、有成功实例。但从1955-1999年间出现同时注水和烃类气体的肯定报道认为SWAG可改善驱替效率，所达到的采收率甚至可比水驱高出一倍。在实际操作中，可用分配管线来保持气泡在水流中的均匀分布；,加强重视注入水的水质处理和控制。,2.2.4 气水交替（WAG）混相驱注入能力下降现象研究及对策,2.2.5 注空气提高采收率的工艺技术 轻质油藏注空气，由于油在低温下便可自燃，只需维持低温氧化反应（LTO）。在工艺技术上出现问题较少，消耗的油较少，经济上有优势，越来越多地应用于轻质油和中等重度的油藏。现文献上介绍的有：West Hackberry Field（美），Medicine PoleHills

20、Unit，North Dokota（Total 法国道德尔公司），North Dokota Buffalo，South Dokota（Koch），The Horse Creek Field，Total 建议的LTO先导试验（印度尼西亚的H油田）。,适于注空气的油藏应具备的条件是：（1）油藏埋藏愈深，温度愈高，油藏温度应高于70；（2）地层最好有垂向变化和地层倾角，可利用重力驱油；（3）油藏原油的相对密度要小于0.934；（4）要有一定的胶质和沥青质；,2.2.5 注空气提高采收率的工艺技术,（5）最好含有粘土矿物和金属，对氧化反应起到催化作用。在矿场试验前，要进行室内低温氧化反应动力学研究和注

21、空气采油模拟研究。包括：等温氧化反应器试验；绝热反应器试验；加速测热仪（ARC）试验；,2.2.5 注空气提高采收率的工艺技术,高压氧化管试验；等温烟道气扫油试验；等温空气驱油试验；绝热空气驱试验。,2.2.5 注空气提高采收率的工艺技术,2.2.6 CO2单井吞吐,1984年首次用于轻油提高采收率，它属非混相驱，经济上也可行，投资少，见效快，返本期短，技术要求相对不高，油藏条件要求不苛刻，风险性小。在气源供应不足和低油价情况下，应用前景看好。单井吞吐增产原油的主要机理有：降粘机理，膨胀机理，解堵机理和降低界面张力机理等。,油藏参数可分两类：（1）油藏变量 它包括油的粘度，相对密度，油藏压力，

22、当前的和初始的含油饱和度和地层渗透率，它们支配着整个CO2增产过程。油的粘度，吞吐过程依赖于CO2在油中的溶解度，它可降低原油粘度，从而提高产量。通常按商用要求，油粘度要小于2000mPas。,2.2.6 CO2单井吞吐,油藏压力,往往不作为敏感的筛选原则。当油藏能量充足时，为达到最佳CO2利用率，处理半径应大于45.7m，能量不足时，应小于此值。当前原油饱和度，吞吐前有较高的剩余油饱和度，是取得经济效益的先决条件。地层渗透率，随渗透率增加而下降的趋势。润湿性，由水湿向油湿转化时，会降低措施的有效性。气体饱和度，注入或生产期间，显著地影响着过程的动态。,2.2.6 CO2单井吞吐,（2）重要的

23、操作变量 包括作业压力和注入速度、CO2注入量、浸泡期（焖井时间）、生产期间的回压、循环次数和注气时机等。,作业压力和注入速度 高的作业压力促使更多的CO2溶于油中，降低油的粘度。有油田采取0.17MPa/m注入压力，效果良好。30口最成功的试验井中，CO2运移的平均半径是22.3m。,2.2.6 CO2单井吞吐,措施井应与CO2注入设备和深度相匹配的最高速度注入。注入速度影响CO2在油层中的穿透能力和在原油中的溶解。开始，随着注入速度增加而增大，但达到一定极限后，随CO2注入速度增加而降低，有一个最佳注入速度。,2.2.6 CO2单井吞吐,CO2注入量 CO2的利用率（换油率）定为540标m

24、3 CO2/m3原油。从30口较为成功的井计算，CO2平均利用率22.8标m3/m3。最佳的经济注入量需通过经济评价方法来具体定。,生产井开井回压 这也是影响吞吐效果的关键参数。高回压意味着低退出速度生产，此时产出物主要含有气和水，而原油仍处在地层深处。,2.2.6 CO2单井吞吐,浸泡期（焖井期）CO2注入油藏后需关井一段时间才能溶于原油，有模拟表明，注入量为100小时，采用5天关井时间最佳。通过5个连续循环周期的数值模拟，Patton指出，第一个循环总是最好，有利的循环次数平均为3-5次。,地层渗透率 其影响较为复杂，数模研究表明，随着油层渗透率的增加，增油量增加，换油率也增加。,2.2.

25、6 CO2单井吞吐,不同烃类组成 在一定极限范围内，油质愈重，CO2吞吐效果愈显著。,注气时机 存在一个最佳注气时机，过早或过晚，效果都会受影响。,2.2.6 CO2单井吞吐,2.2.7 水驱后注气三次采油 水驱后注气三次采油具有巨大的潜力。有人认为在驱替前缘前存在可动水时，会影响注气驱替效率，实验表明水驱后的80%剩余油可被注入气体驱出。,2.2.8 干气的非混相驱气水交替（WAG）(1)孔隙介质中高含水饱和度的存在，不会封隔和遮挡注入气与剩余油接触，它们间发生了很好的、重要的蒸发（抽提，萃取）作用。(2)实验表明，头一个0.5PV注气过程中，粘滞力起主要作用，而注入1.0PV后，蒸发驱占主

26、要。,2.2.9 注气提高采收率物理模拟技术,进行混相驱物理模拟（实验设计）应回答以下问题有足够残余油，值得混相驱，取何种类型和过程注气，需测的参数不利的流度比下成效的关键混相、近混相各非混相的采收率差别垂直稳定驱还是水平系统驱替影响注气诸多因素相似准则和按比例放大问题近期发展方法与传统方法的比较,着重确定以下问题可采用混相驱类型的确定：其决定性的因素有：油藏压力、溶剂的可用性和经济性；油藏性质（渗透率、厚度、倾角、含油饱和度、油藏非均质性、深度和储量）；原油性质（尤其是粘度和沥青质含量）。混相驱失去吸引力的主要因素：存在大气顶；裂缝发育；埋藏深，纵横向渗透率差别悬殊。注入溶剂的组成和最混相压

27、力（MMP）的确定；确定的主要仪器有：带高压玻璃窗的高压PVT仪；细管实验仪；岩心驱替实验仪；升泡仪；界面张力仪等,2.2.9 注气提高采收率物理模拟技术,溶剂段塞的确定 确定方法有：岩心驱替实验；一维对流扩散模型建立和计算；油藏数值模拟方法。控制粘性指进，提高驱油效率 研究改善的方法：重力稳定；水气交替（WAG）；增大注入溶剂量即增大溶剂驱扫体积；泡沫。注采井网的布置动态监测：分析井流物组成变化；注示踪剂；测定压力变化；测定产量变化。,2.2.9 注气提高采收率物理模拟技术理模拟技术,2.2.10 注气提高采收率数值模拟技术 注气提高采收率必不可少的一项技术。现有黑油非混相模型，组分模型、改

28、进黑油模型，混合参数模型（黑油和组分两模型的结合）和流管模型。用得最多的还组份模型或适合混相驱专用的改进的组分模型。,2.2.11 混相驱筛选准则-烃类混相驱参考筛选准则见表6。-N2、烟道气参考筛选准则见表7。-CO2 驱参考筛选准则见表8。,表6 烃类混相驱参考筛选准则,表7 N2及烟道气参考筛选准则,表8 CO2驱参考筛选准则,适合CO2吞吐的油藏、油井类型选择 CO2吞吐是非混相过程，是油井一种增产措施。不同吞吐目的，有不同选井标准：以降低含水为主，选择含水率高，产油量低的井；衰竭开发油低产能增产为主，选井附近剩余油饱和度高，渗透率低和产层厚度大的井。选井分类标准如下：,2.2.11

29、混相驱筛选准则,表9 Smith分析怀俄明州五口井后所提出的CO2吞吐油井筛选标准,地表许可条件 1、交通便利否（应方便）2、井场状态（能作业）油井许可条件 1、井口装置正常性（未损坏）2、生产过程中有无操作等机械问题的历史（无操作事故）3、完井污染度（中等偏低）4、射孔厚度（应较大）5、射孔密度（应适当）6、油套管间连通状态（应不连通）,CO2吞吐油井选井分类标准：,2.2.11 混相驱筛选准则,1、试油量（应较大）2、投产日期3、初期日产油（应较大）4、含水（含水影响不大，高中低均可）5、油气比（应较低）6、目前日产油（低）7、曾作业方式（最好无破坏性作业）8、作业效果9、投产层位、层号1

30、0、累积产油11、采出程度（低，潜力较大；高，有EOR目的,油井生产动态,2.2.11 混相驱筛选准则,油藏许可条件1、井间连通性（周围井影响越小越好）2、单井控制油藏边界的封闭性（若有边水也许更好）3、单井控制油藏地质储量（应较大）4、单井控制油藏含水面积（应较大）5、油层孔隙度（意义不大）6、油层渗透率（大）7、井筒周围含油饱和度高低（目前So30%，更高更好）8、井筒周围含水饱和度高低（影响不大）9、油层厚度（大）,2.2.11 混相驱筛选准则,10、油层深度（影响不大，但浅油层效果好）11、油层原始压力12、目前地层压力13、油层饱和压力（低，油层中若有初始含自由气饱和度更有利）14、

31、油层温度（高好）15、油层体积16、油层孔隙度体积（PV）17、目前地层静压与流压之差（应小）18、油井在油藏构造上位置（构造高部位有利）19、胶结物中方解石、白云岩（应少到无）,1、原油粘度（25API，0.9042）3、原油组分分子量（中偏小）、轻质（多）4、重质原油中重质组分（少，其中含沥青、胶质量应少到无）5、气体粘度、密度6、气体组成：甲烷、N2、CO2、O2、H2S（应较少）7、水型：矿化度（5000100000mg/l），Ca+、Mg+浓度（中偏低）,油藏流体许可条件,2.2.11 混相驱筛选准则,3 我国注气提高采收率技术的发展,1）1963年首先在大庆油田进行CO2驱研究，1

32、965年专门开辟了小井距提高采收率试验区，提高采收率10%左右。2）二十世纪70年代胜利油田在室内开展机理研究。,3.1 简要回顾,3）1985年后，又重新开展注气现场试验。大庆油田与法国合作，进行CO2非混相驱试验和水气交替注入的先导试验。华北油田与法国合作，开展注N2非混相驱试验。中原油田也与加拿大合作，进行注烃和CO2混相驱可行性研究。,3.1 我国EOR技术简要回顾,4）1994年以后，吉林油田开展了CO2吞吐和CO2泡沫压裂等系列工艺措施，到1998年为止，共对144口井进行吞吐试验，平均1吨CO2产3.3吨原油；共对119口井开展了CO2泡沫压裂，平均1吨CO2增油8.6吨；他们正

33、着手CO2驱替的试验。5）1996年江苏富民油田对48口井开展了CO2吞吐试验，也着手CO2驱替的试验。还开展混CO2气酸化。,3.1 我国EOR技术简要回顾,3.1 我国EOR技术简要回顾,6）我国西部油田为注气混相与非混相驱二次或三次采油提供了有利条件。吐哈油区葡北油田注烃混相驱是我国第一个油田规模的二次采油水气交替注烃混相驱实践。该油田试验三年来已获得较好效果，能保持油层压力在混相压力以上，采出程度已在20%以上，未见气窜。对于在水气交替切换过程中曾出现注水和注气能力下降的问题也作了解决，注水能力下降已得到解决，限于设备注气能力下降问题也在逐步解决。,7）现在江汉、中原、胜利、大庆、青海

34、、吐哈等油区也正着手进行注气驱替提高采收率试验的探索。,3.1 我国EOR技术简要回顾,8）西南石油学院以气为特色，多年开展油气相态研究。自1984年，为大庆、中原开展混相驱实验，与大庆、辽河、大港、中原、江汉、四川、西部油区的吐哈、青海、塔西南、长庆等油田进行了注气提高采收率的系列实验和理论研究，还开展了注气过程中蜡、沥青质等固溶物沉积的专题研究。此外，在中油股份公司领导下，完成对国内外注气提高采收率的系统调查。,3.2 我国注气提高采收率潜力初步分析,这里请允许我们引用北京石油勘探开发科学研究院和各油田提供的第二次潜力分析的材料。详见表10和11。,表10-1 全国各油区注气混相驱覆盖储量

35、和增加的可采储量,表10-2 全国各油区注气混相驱覆盖储量和增加的可采储量,表11 全国各油区注气非混相驱覆盖储量和增加的可采储量,3.3介绍几项技术,3.3.1制N2、注N2和分离N2技术 1985年第一代美国Generon空分膜投入市场，这是制N2的一项新技术。Messer公司的XPX-7205制N2设备，制纯度为99.95%N2，气量1000Nm3/h，可达22Mpa的出口压力，主要问题是压力和排量对满足驱替要求还有点欠缺。当今世界几家最大的气体产品公司都已相继进入中国市场，总部大部在上海，如AIR LIQUIED（法国）、PRAXAIR（美国）、BOC（英国）、MESSER（法国）和A

36、IR PRDUCT（美国）等。,关于脱N2标准，有两种意见可供参考：（1）按美国管输规定要求，天然气热值不低于8550kcal（千卡）/m3，天然气中N2含量不超过20%；（2）美国注N2驱替的福多奇油田在N2含量大于5%时要考虑脱N2。并提出在实施注N2混相驱时要充分考虑以下几个因素，即开始脱N2的时间（按管输标准）、脱N2工艺流程的选择、脱出N2的回注期限和经济评价等。,3.3.1制N2、注N2和分离N2技术,3.3.2 各种分离回收CO2的技术,（1）变压吸附法分离回收CO2技术 变压吸附（简称PSA）基本原理是利用吸附剂对不同气体在吸附量、吸附速度和吸附力等方面的差异以及吸附容量随压力

37、而变化的特性，加压使混合气体吸附分离，降压使吸附剂再生，从而实现气体分离和吸附剂循环使用的目的。我国于20世纪70年代开始起步，该项技术研究首先在成都西南化工研究设计院进行，1978年开始分离提纯CO2的工业生产。,（2）日本Mitsubishi重工业有限公司（MHI）和Kansai电力公司于1990年联合开发了从烟道气中回收CO2的技术。为配合该技术的实现，开发了高效的CO2吸收溶剂KS-1、KS-2，该溶剂腐蚀性小，老化变质慢。此时，还开发了新型的填充材料。此项技术比常规的单乙醇胺法（MEA）先进。,3.3.2 各种分离回收CO2的技术,（1）目的在于提高压裂液自身返排能力，降低毛管力的捕

38、集作用，减轻压裂液滞留于地层所产生的伤害。混N2压裂先后经历前置N2注入、前置液混注N2和前置液携砂液混注N2三个过程。（2）采用混注液N2来提高残酸自身的返排能力，降低酸液在孔隙介质中的滞留程度。结果表明返排能力有很大提高，排液周期明显缩短，是低渗透层酸化助排的理想手段。,3.3.3 吐哈油田的混气（液N2）压裂和酸化技术,（3）江苏油田CO2助排技术在低压低渗油层酸化中的应用 向地层增注CO2不仅能达到放喷时助排作用，而且在挤注过程中可以驱替井筒附近酸化设计半径内储层中原油的目的，这样，使后续酸液与岩石孔隙直接接触的程度加大，增加酸液溶蚀储层孔缝的程度及均匀度，区别于一般意义上的驱油。此外

39、，CO2还可挥发非混相驱油的作用。,3.3.4注天然气压缩机国内初步调研（1）据不完全统计，国内产压缩机厂家有：湖南长沙米兰通用机械公司，柳州压缩机厂，江汉第三石油机械厂和重庆、安徽蚌埠压缩机厂。属外国资本的有：汉诺华（原德莱赛兰公司）、库伯、太原埃克森工业设备有限公司和上海康普压缩机有限公司。（2）新疆塔里木油区牙哈凝析气田注气开发现场设备调研情况（由中原油气高新股份有限公司和西南石油学院联合调研）,牙哈有库伯公司生产的天然气压缩机6台，单台设计日注能力50104m3，进气压力7Mpa左右，排气压力52Mpa，进气主要为干气，三级压缩，一级两个缸，二、三级各4个缸，有油润滑，每台机组有5个注

40、油器，32个注油点，专用油HE320，一台机组一星期需油一桶，208井，2.2万元，每吨约11万元，这是运行成本重要部分。各级气缸间均装有分离器，每天二次定时排放，其中液相主要为润滑油。各级压出气体采用风冷降温，装有风冷柜。中国高压注气项目览表见表12。,表12-1 国内高压注气项目览表1,表12-2 国内高压注气项目览表2,4 对我们的启示,我国油田水驱采收率较低，东部油田综合含水率已很高，普遍进入油田开发产量递减阶段，近年发现的又多为低渗透和高粘度油田的难采储量。发展多元的EOR技术已成为陆上石油工业继续发展的一项迫切战略任务。1998年在全国范围开展了三次采油潜力的二次评价，适合注气（C

41、O2）混相或非混相驱的石油地质储量占参评的1/10以上，粗估的平均采收率可达16.4%。我国有近40亿吨低渗透油田储量，难于注水开发。,4.1 因地制宜发展各种注气EOR技术,根据气源条件发展注烃和非烃气体混相和非混相技术，天然气资源丰富的西部地区优先开展注烃混相、近混相和非混相驱。吐哈葡北注烃混相驱已经开展三年，效果好。大庆、胜利、江苏、吉林、江汉、中原、华北、青海和长庆等油区进行过、正进行或将进行这项试验，望取得成功，促进此项技术发展。,4.2 认真抓好气源,（1）重视天然CO2气藏的勘探开发，尤其是东部地区。（2）研究西气东输和国外引进天然气利用注气的经济技术可行性，国家要允许此项天然气

42、利用的安排。（3）引进国外技术，发展制N2、注N2和制CO2、注CO2技术，设备的压力和排量目前还满足不了驱替的要求，要加以提高。（4）进行利用油田附近热电厂、石化企业的放空CO2的技术经济可行性研究。,4.3 发展注气的关键设备压缩机,引进国外技术或资金，发展国产压缩机。,（1）努力搞好先导试验区，实施一个，争取成功一个。（2）从单井开始先把CO2单井吞吐，混气（N2或CO2）压裂和混气酸化、注蒸汽+N2开采稠油等工艺技术开展起来，总结交流经验，发展这些工艺技术及相应装备。,4.4 有计划、有步骤开展室内实验和现场先导试验,（3）近混相驱、注空气开发轻油油藏、注CO2/N2、N2/烃类气体等混合气、泡沫和深度调剖、注气过程中固溶物沉积、CO2防腐和水气交替过程中注入井注入能力下降等问题要开展研究，用以指导生产，推动我国注气事业的发展,4.4 有计划、有步骤开展室内实验和现场先导试验,谢谢！,