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企业研究论文-北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究.doc

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企业研究论文-北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究.doc

企业研究论文北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究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,CO2EOR是增加原油产量的成功技术。2004年在世界范围内有79个CO2EOR项目,在美国有70个CO2EOR混相驱油项目,1个CO2EOR非混相驱油项目。2个CO2EOR混才目驱油项目在加拿大,5个中试阶段的CO2EOR非混相驱油项目在Trinidad,1个CO2EOR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,CO2EOR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CO2EOR混相驱油项目,项目运行不成功且注入CO2较少。94的CO2EOR项目在美国,自80年代以后CO2EOR项目稳定增长。2004年CO2EOR增加的原油产量占美国提高采收率项目总产量的31。CO2EOR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CO2EOR产量的1/2,WassonDeriver项目产量为41000b/d,Means项目产量为7200b/d。1972年第一个CO2EOR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CO2EOR技术得到适度的发展,到80年代和90年代虽然油价低,但CO2EOR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CO2EOR项目的分布及生产情况。2、CO2EOR混相驱油实践CO2EOR混相驱油项目数量不断增加,使CO2EOR应用规模扩大,提供了CO2EOR驱油的物理化学机理。但CO2EOR项目实施条件及个别项目效果目前发表的文章较少。多数CO2EOR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RockyMountain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CO2EOR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。CO2EOR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CO2EOR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RockyMounrain为270kg/b,在Midwest为400kg/b。在Permian盆地提高采收率10.9,在RockyMountain地区提高采收率7.6,在Midwest提高采收率7.2。在美国大量的CO2EOR项目的实践及研究表明,CO2EOR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CO2EOR混相驱油。以CO2EOR的实践和研究为依据,关于CO2EOR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CO2EOR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。CO2EOR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CO2EOR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。3、C02EOR非混相驱油实践与CO2EOR混相驱油项目相比,CO2EOR非混相驱油项目较少。一个大型的CO2EOR非混相驱油项目在实施,项目在Turkey东南的BatiRaman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CO2EOR油田的采收率为6.5。

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