油田注气提高采收率技术简介.doc

油田注气提高采收率技术简介闫方平气驱采油技术是已有80多年历史的提高原油采收率方法之一。最初以注液化石油气为主，后来发展为注干气。近年来该技术发展很快，广泛用于油田的开发方式有注气混相驱、近混相驱、非混相驱；还有注气维持地层压力驱油等。该技术使用的气体包括：天然气、液化石油气、CO2、N2、烟道气和空气等。气驱采油是一项复杂的技术，其中包括抽提、溶解、蒸发、凝析、增溶等能改变原油相态特征的作用机理。目前在国外，注气提高采收率技术已发展成为一项比较成熟的技术，从室内研究到先导性试验，再到工业推广，形成了从注气机理研究、数值模拟、工艺设计、效果预测等一整套理论实践作法。注气驱油在国外已获得了广泛应用，世界上已有上千个各类注气采油工程项目。气驱是最有发展前途的提高采收率方法之一。今天我们主要介绍注CO2提高采收率和注空气提高采收率两个方面。一、注CO2提高采收率技术1、研究现状注CO2提高原油采收率提出于二十世纪三十年代，室内实验开始于五十年代，并于六十年代开始进行矿场试验。进入七十年代以来，注CO2提高原油采收率的理论研究和生产应用都获得了迅速发展，逐渐成为一种重要的提高采收率方法。多年的生产实践表明，CO2驱可以延长水驱近衰竭油藏寿命15-20年，提高采收率7-25%，是石油开采，特别是轻质油开采的最好提高采收率方法之一。（1）世界老油田开发问题与提高采收率技术选择当前各大产油国中，加大新油藏的勘探开发是石油工作的重要方向；另外，提高已发现油田的采收率，是各国石油工业的焦点所在。当前世界大部分油田都已经过了产量高峰期，在非OPEC国家中，成熟油田的产量占的比重越来越高。（2）世界CO2提高采收率概况世界CO2提高采收率潜力为16001083000 X108桶，世界CO2驱油产量占世界提高采收率产量的15，CO2驱油项目主要分布在美国，另外，在俄罗斯、加拿大、土耳其等国家也有CO2驱油项目进行，并取得良好效果。2008年，世界总提高采收率产量为186.1104桶d，CO2提高采收率产量为27.25104桶d，占总的提高采收率产量的15.1，远小于油田上普遍采用的蒸汽驱。随着CO2提高采收率技术的深入和广泛应用，其所占比例有很大的提升空间。世界低渗透油田中，特别针对渗透率小于50mD的油气藏，提高采收率项目总计99个，其中气驱82个，占83，而CO2混相驱提高采收率占91。（3）美国概况1972年第一个CO2提高采收率混相驱油项目在Permian盆地的Sacroc油田实施，在20世纪70年代至80年代早期CO2提高采收率技术得到适度的发展，到80年代和90年代，虽然油价低，但CO2提高采收率技术迅速发展。分析其原因主要有三个： 油价决定于新技术的发展，新技术应用使原油成本下降； 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3 000104m3d； 重组后的石油公司经营效果明显好转，财政激励使提高采收率项目增多。2008年，美国CO2提高采收率已经实现了工业化应用，全国有105个CO2提高采收率项目，总产量25104桶d，占美国提高采收率产量的38，占世界CO2提高采收率日产量的91，其中80CO2提高采收率产量来自Permian盆地，项目数量占世界总数的85。世界上94的CO2提高采收率项目在美国，2004年CO2提高采收率增加的原油产量占美国提高采收率项目总产量的31。CO2提高采收率的产量占美国石油产量的3.6。自20世纪80年代以后，CO2提高采收率项目稳定增长。IEA(International Energy Agency，国际能源机构)2008年能源展望预计到2030年，美国CO2提高采收率产量将达到130 x104桶d。（4）中国CO2提高采收率技术现状CO2驱在我国六十年代就受到了重视，1963年首先在大庆油田作为主要的提高采收率方法进行研究，并专门开辟了小井距提高采收率先导试验区，与同条件水驱相比，采收率提高10%左右，1969年大庆又开展了CO2加轻质油段塞的提高采收率小井距矿场试验，结果比水驱提高采收率8%。80年代后期，大庆油田与法国研究院合作，利用工业尾气在萨南过渡带进行CO2驱试验。1991年7月开展以3：1的水气交替比向葡I2层注CO2，到1993年共注入CO2 0.2154PV（孔隙体积），试验无效果。1994年5月以平均水气交替比2.13：1向葡II10-12层注CO2，至1995年7月完成试验，共注入CO2 0.1933PV，至1995年11月提高采收率6.7。中原油田也与美国、加拿大合作进行了注CO2混相驱的可行性研究，江汉油田与石油勘探开发研究院和石油大学合作进行了王场油田CO2混相驱的可行性研究，这些油田均由于气源问题未能取得一定现场经验。另外，吉林油田两井油田开展了CO2非混相驱和CO2吞吐。江苏油田CO2混相驱研究始于1995年，经过长期的室内实验、数值模拟、工艺配套研究，在富14断块开展了CO2混相驱提高采收率现场先导试验，完成了6个完整的水气交替注入周期，累计气水比为1.21：1，累积注CO2为620104m3，占12.1%HCPV（烃类孔隙体积），累积增产原油6218t，提高采收率4.01%，CO2利用率为1140m3/t(油)。中国国家科技部于2006年批准“973”国家重大基础研究发展计划“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”，中国石油天然气集团公司于2007年设立重大科技专项“温室气体CO2资源化利用及地下埋存”，中国石油天然气集团公司于2007年设立重大矿场试验“吉林油田CO2提高采收率及地下埋存现场试验”， CO2提高采收率及地下埋存研究进入崭新阶段。中国适合注气储量为35X108t，增加可采储量3.5108t，相当于新发现一个11108t储量的大油田。国内研究建立了适合中国地质特点的CO2埋存评价体系，建立符合中国地质特点的CO2埋存基本地质理论，开展了CO2提高采收率、高效廉价CO2捕集、CO2储运、腐蚀与结垢等相关课题研究，中国石油在吉林油田开展了提高采收率与埋存的先导性试验。中国CO2提高采收率与埋存研究取得重要成果。2、注CO2提高采收率原理简介CO2驱油机理极其复杂，且与油藏压力、油藏温度、油藏流体性质等有密切关系。到目前为止，人们发现的CO2驱油机理主要有：（1）CO2溶于原油能使原油体积膨胀，从而促使充满油的空隙体积也增大，这为油在空隙介质中提供了条件。若随后底层注水，还可使油藏中的残余油量减少。（2）CO2溶于原油可使原油粘度降低，促使原油流动性提高，其结果是用少量的驱油剂就可达到一定的驱油效率。（3）CO2溶于原油能使毛细管的吸渗作用得到改善，从而使油层扫油范围扩大，使水、油的流动性保持平衡。（4）CO2溶于水使水的粘度有所增加，当注入粘度较高的水时，由于水的流动性降低，从而使水油粘度比例随着油的流动性增大而减少。（5）CO2水溶液能与岩石的碳酸岩成分发生反应，并使其溶解，从而提高储集层的渗透率性能，使注入井的吸收能力增强。（6）CO2溶于水可降低油水界面的表面张力，从而提高驱油效率。（7）CO2可促使原油中的轻质烃类（C2C3）被抽提出来，从而使残余油饱和度明显降低。在不同原油的成分、温度和压力条件下，二氧化碳具有无限制地与原油混相的能力，实际上可以达到很好的驱油目的。（8）CO2在油水中的扩散系数较高，其扩散作用可使二氧化碳本身重新分配并使相系统平衡状态稳定。（9）注入碳酸水，可大大降低残余油饱和度，因为在含水带内的碳酸水前缘，能形成和保持二氧化碳气游离带。在以上研究的基础上，未来注CO2提高原油采收率的研究主要做以下三项工作：（1）流体相态研究；（2）最小混相压力的确定；（3）岩心驱替试验。（1）流体相态研究相态对于混相驱替过程是相当重要的，相态研究是研究混相驱替方式、驱替机理的重要依据。常规的相态测试时通过PVT仪进行的。主要包括恒组成膨胀试验，定容衰竭试验（CVD），多级脱气实验（DLT）和分离实验。流体相态测试的现代测试方法包括连续相平衡装置（CPE），超临界流体色谱法（SFC），振动管法，全自动异常高压三相相平衡装置，超声波测试，射线测试。（2）CO2驱油最小混相压力的确定混相驱替是油田注CO2应用比较广泛的一种驱替方式，混相驱更有利于驱出原油。因此要使CO2油藏流体达到混相就需要油藏压力高于最小混相压力，那么对于最小混相压力的研究就显得相当的重要，经过调研发现有四种确定最小混相压力的方法：在带观察窗的高压PVT容器中确定相包络线；细管实验；上升气泡装置；消除界面张力法（VIT）。（3）岩心驱替试验岩心驱替试验是一种比较好的直观的模拟地层流体流动的研究方式。注CO2提高原油采收率的方式主要有四种：CO2吞吐、连续注CO2、气水交替和气水同注。CO2吞吐是一种有效的提高原油采收率的方式，在传统的水驱后进行CO2吞吐可以进一步提高原油采收率，但是它的作用面积相当小，对较大面积的整装油藏就有一定的局限。调研发现，在注CO2驱油的早期，连续的注入CO2是一种有效的提高原油采收率的方式，但是随着研究的深入发现，驱替效率可以进一步的提高。CO2的流动性大，连续注入CO2，CO2就会沿高渗透层流动，这样油层的波及效率低，CO2气体很快就突破，采收率就不高。由于这些原因，发展了气水交替和气水同注，可以很有效的改善流度比提高波及效率，从而推迟CO2气体的突破时间，驱出更多的油。气水交替和气水同注对常规砂岩油藏原油的驱替非常有效，但是对于非均质很强的砂岩油藏和低渗透的碳酸岩油藏可能就不这样。对于非均质很强的砂岩油藏，研究出一种新的提高波及范围的方法，注入一种含有特殊物质（牛碳酸酐酶）的流体到高渗透率砂岩层，这种物质能使砂岩中含量极少的钙沉淀，从而降低该层的渗透率，使高低渗透率的差值减少，当CO2气体注入油藏，波及效率就会提高。但是此方法还是有一定的争议，渗透率降低会不会引起高渗透区产油能力的讲的。在碳酸岩油藏里，气体会沿着高渗透率的裂缝流动，这样气体会很快突破。目前国外很多研究正对这一问题进行研究，进行了室内岩心驱替试验研究，模拟具有裂缝的岩心驱替。在岩心表面外有一个2mm环空模拟裂缝，裂缝先填塞一种密封物质（如凝胶），然后基质饱和活油，建立原始油水饱和度，接着升温将密封物质移出，最后按常规方法进行气水交替。此方法只是在室内研究获得了成功，现场应用有待进一步的研究。目前，在室内实验的基础上，已开发出了各种经验公式和PVT相态计算软件，但是还不能完全替代室内实验。3、CO2驱油方式简介综合利用二氧化碳驱油机理，二氧化碳驱油方式主要有以下三种：（1）CO2混相驱驱油CO2提高采收率混相驱油项目数量不断增加，使CO2提高采收率应用规模扩大，提供了研究CO2提高采收率驱油物理化学机理的条件。但由于CO2提高采收率项目实施条件及个别项目效果不好，目前发表的有关论文较少。CO2混相驱油的主要机理是二氧化碳抽提原油中的轻质组分或使其汽化，从而实现混相以及降低界面张力。根据应用经验，相对密度小于0.9042的原油宜采用二氧化碳混相驱。CO2提高采收率混相驱实施的储层地质条件为：储层的深度范围在10003000m范围内；致密和高渗透率储层；原油黏度为低或中等级别；储层为砂岩或碳酸盐岩。Permian盆地的10个CO2提高采收率项目实践表明，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164m3 CO2替换1桶原油(即330 kg桶)。在Rocky Mountain为270kg桶，在Midwest为400 kg桶。在Permian盆地提高采收率为109，在Rocky Mountain地区提高采收率为76，在Midwest提高采收率为7.2。由于经济和技术的原因不是所有的储层都适合于CO2提高采收率混相驱油。以CO2提高采收率的实践和研究为依据，关于CO2提高采收率项目的一般规律如下：（i）储层可以达到最小混相压力，可以实现混相驱油并最少消耗CO2。（ii）储层经过注水开发以后原油饱和度在35一40范围内。（iii）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。（iv）原油密度应低于35 oAPI，黏度在l2mPas范围内。（v）虽然很多报告指出成功的水驱是CO2提高采收率项目实施的基础，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。（2）CO2提高采收率非混相驱油与CO2提高采收率混相驱油项目相比，CO2提高采收率非混相驱油项目较少。一个大型的CO2提高采收率非混相驱油项目在Turkey东南的Bati Raman油田实施。储层中的原油为重油，密度为915 oAPI。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6000桶/d，预测使用CO2提高采收率油田的采收率为6.5。CO2提高采收率非混相驱油机理是大量CO2溶解在原油中(13m3桶)，使原油膨胀，使原油黏度下降10个级数，同时，减小界面张力，抽提和汽化原油中的轻烃。适合CO2提高采收率非混相驱油的条件如下：（i）储层纵向上渗透率高。（ii）储层中大量的原油形成油柱。（iii）储层具有可以形成气顶的圈闭构造，储层连通性好。（iv）储层中没有导致驱油效率降低的断层和断裂。虽然CO2提高采收率非混相驱油项目较少，驱替1桶原油需要CO2 280400 m3，即560790 Kg桶，但CO2提高采收率非混相驱油项目可最多提高采收率20。（3）单井非混相CO2吞吐开采技术CO2吞吐开采技术相对来说具有投资低，返本快的特点，其开采机理主要是使原油体积膨胀、降低原油粘度、抽提轻烃和相对渗透率效应。这种方法近似于常规稠油开采的蒸汽吞吐工艺。但是，这种周期注入CO2的方案，不仅适合于常规稠油，而且也适用于开采较轻质原油。当残余油饱和度很低，油井处于或接近经济极限，再采用大面积的提高采收率方法已不适宜和不经济时，该方法尤其具有吸引力。通常，该方法是向生产井注入大量CO2，然后关井一个周期，使CO2浸泡原油，溶解在原油中，降低原油粘度，增加原油动能。然后重新开井生产，原油产量由上升到稳定，最常的稳产可达48个月。4、CO2驱油的工艺流程CO2驱油提高原油采收率的综合工艺流程一般由以下单元组成：（1）CO2气源及CO2浓缩装置；（2）CO2的处理及输送装置；（3）CO2储藏系统；（4）管道输送系统；（5）向地层注入CO2的高压机组；（6）CO2分配站；（7）向地层注入CO2的注入井；（8）随地层中的产出液一起产出的CO2气体的分离和处理系统；（9）防腐和防水化物形成的控制和监测系统；（10）安全系统和环境保护系统。其综合工艺流程为：二氧化碳从产地进入浓缩装置，在浓缩装置中分离出二氧化碳气所含的水分、机械杂质和附属的七气态组分。从浓缩装置中出来的二氧化碳混合器（二氧化碳含量一般为8090），进入热力学处理装置，该装置可实现冷却、加热、蒸发等过程，其目的是使进入泵或压缩机等输气装置入口的二氧化碳热力学参数以及它的相态满足输送条件。处理后的二氧化碳进入压缩机组，在增压系统中还可以包括冷却或加热设备，以调节输入干线的二氧化碳气温度。二氧化碳沿管线流动，在中间输送站补充输送过程中损失的能量，最后进入矿场高压注气站，在高压注气站上，二氧化碳经安装在站上的压缩机组增压，使压力升高到将二氧化碳注入地层所需要的注入压力，在确定压缩机的输出压力时，应同时考虑管线中的沿程压力损失和注入井内二氧化碳的气柱重量。从高压机组输出的二氧化碳进入分配站，在进入个注入井中。注入一段时间的二氧化碳后，二氧化碳气体就会到达采油井井底，然后成为石油气的组成部分和原油一起被举升到地面。按照流程，大部分二氧化碳将在集油站的一级分离器中，被分离出来，然后在进入高压机组。5、国内外应用实例分析（1）二氧化碳混相驱油 位于密西西比州西南的Little Creek油田从1970年开始进行二氧化碳混相驱油，到1987年完成了60PV（PV指地下实际动用的孔隙体积）的二氧化碳注入量。二氧化碳混相驱的增产油量约为原始石油地质储量的21，二氧化碳利用率为2244.1m3/m3。 中原油田文184块构造简单，是一个地层压力较高的低渗油藏，注水压力高，油井见水快，注水开发效果不明显。通过对该区的油藏数值模拟研究得出：纯二氧化碳与该区块的流体在地层压力条件下可以混相，根据提供的气源量，进行气驱提高采收率，在驱替机理和地层适应性上都是可行的。在可提供的气源量条件下，推荐用井组注入量0.1PV水气交替方案，三个段塞驱油，总共用二氧化碳量为8.73106m3，注水量2.6104m3，方案实施时间1390d。实施结束后，井组累积产油比水驱增加1.42104m3。（2）二氧化碳非混相驱油 Wilmington I 油田位于加利福尼亚Los Angeles盆地，该油田于1976年开始二氧化碳非混相驱驱油，分为三个阶段：第一个阶段，向全部生产井和注入井周期性的注入二氧化碳，然后生产井关井一个周期。第二个阶段，生产井生产，注入井连续注入大量二氧化碳，当二氧化碳驱替原油的压力达到7.45MPa时，原油粘度由283mpas降到18mpas。第三个阶段，以2：1的水气注入比，向注入井交替注入二氧化碳和水，注入40PV的二氧化碳后，在连续用水驱替。到1987年，增产原油是原始石油地质储量的11，二氧化碳总利用率为1068.6m3/m3。 1988年大庆油田在萨南东部过渡带开辟了注二氧化碳试验区，19901995年年底，先后对葡I2油层进行了先导性矿区试验。两次实验均采用先进行先期注水，然后进行水气交替注入方式，二氧化碳注入总量为0.2PV左右。试验结果表明，通过二氧化碳驱油，降低了水油比和水驱剩余油饱和度，提高采收率6（地质储量），每增采1t原油需注入2200m3气体。（3）二氧化碳吞吐驱油 Paradis 油田位于南路易斯安那州，19841985年间，在该油田11口井上进行了二氧化碳吞吐采油试验。其中有一口井在1984年3月进行了二氧化碳吞吐采油。在第一个周期内，3d的注气时间里向井内注入了509706m3的二氧化碳气，然后关井浸泡三周，然后开井生产，产量递减后，1985年2月又进行了第二个周期的二氧化碳吞吐采油，在5d的注气时间里向井内注入了333874m3的二氧化碳气，然后关井浸泡，1985年3月开井生产。两个周期的二氧化碳吞吐采油，累积增产油量32910.5 m3，二氧化碳有效利用率338.4m3/m3。 江苏FM油田富46断块的生产井F48进行了二氧化碳吞吐矿场试验，取得了理想效果。室内长岩心吞吐实验结果表明：二氧化碳吞吐的最佳注入量为0.20.3PV，可提高水驱残余油采收率10以上；数值模拟研究结果表明：控制二氧化碳注入量低于121.3103m3、浸泡期为7天、返排速度低于50m3/d，及提高注入速度可达到最佳吞吐效果。矿场试验采用管线输送和液态注入方法，实施后，F48井初期日增油8t，有效期14个月，累计净增油1500t，投入产出比为1：5.82，内部收益率89。6、CO2提高采收率问题及经济效益分析CO2提高采收率混相驱项目理论上采收率可达到90以上，CO2非混相驱项目也可有较高采收率。但是项目运行过程中，CO2混相驱提高采收率只有815。目前CO2提高采收率项目存在如下问题：经济性问题、流度难以控制问题、CO2注入量不足问题及其它问题等。（1）流度控制难问题地下储层的沉积往往比较复杂，注入的CO2优先进入渗透率较高的岩层，而非残余油饱和度高的岩层，导致残余油饱和度高的岩层不能得到有效的驱替。（2）波及系数低问题注入的CO2并不能充分地与油层进行接触，主要原因有黏性指进和重力超覆。由于CO2的黏度比原油和水的黏度低很多，很容易造成CO2突进。而重力超覆导致注入的CO2不能高效地发挥作用。通常采用加入增黏剂的办法来加大CO2与油层的接触面积，增强驱替效果。（3）CO2注入量不足问题由于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及沥青就会沉淀，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。因此必须通过提高附近注人井的CO2注入量，来提高地层压力。（4）固相沉积问题CO2能抽取原油分子中更高分子量的烃，使蜡质、沥青质等有机固相物质从原油中沉积出来。因此在CO2驱油中比注氮气和烃类气体更容易形成石蜡、胶质、沥青质的沉积，对储层造成伤害。另外，CO2在油井井底流经炮眼进入井筒时，体积迅速膨胀、吸热，油井井底的温度降低，导致原油中的石蜡大量沉积。由于低渗透油藏注CO2提高采收率技术是一个十分复杂的综合研究课题，国外经历了50多年的探索，国内处于起步阶段。低渗透、非正规井网的断块油藏CO2驱油的研究工作做得较少，如何有效的提高CO2波及效率的技术尚需要系统研究。（5）经济效益问题当前技术水平条件下，提高采收率技术的经济投入较大幅度高于常规的采油技术。CO2提高采收率技术具有相当高的产油潜力，但同时，与当前油田普遍采用的的技术相比，其资金投入要求较高，达到近50美元/桶，这在一定程度上制约着CO2提高采收率的广泛应用。提高采收率技术的环境影响也是在实际应用中必须考虑的因素，使其资金投入和环境效应达到最佳平衡点是技术开发应用的关键。相对来讲，CO2提高采收率技术环境影响最小，但是资金投入较大。7、CO2提高采收率技术展望IEA(International Energy Agency，国际能源机构)2008年预测分析，CO2提高采收率技术具有广泛的应用前景，世界CO2提高采收率的增油潜力为l 6001083 000108桶，相当于目前世界可采原油量的7一14，其中北美地区乐观预测增油潜力最高。当前，CO2提高石油采收率技术研究方向主要有：适应CO2驱要求的精细油藏筛选与描述技术，CO2与原油的相态理论，低渗透油藏的CO2驱替过程的弥散和扩散规律与数值模拟技术，CO2-原油-水多相混合物的复杂渗流规律，驱替过程中复杂生成物的影响，CO2驱过程窜流通道识别理论、方法及防止窜流的对策，持久防腐防垢工艺研究等。文献分析认为，当前CO2驱替研究和应用对象已由常规稀油油藏向复杂油气藏发展，由高渗透油藏向低渗透油藏发展，由整装油藏向复杂断块油藏发展，单一CO2驱油技术也向复合与综合技术发展，包括向提高采收率的复合技术和CO2提高采收率地质埋存一体化综合技术方向发展。因此，可以认为低渗透复杂断块油藏注CO2提高采收率也是一个值得研究的方向。同时，随着2005限制温室气体排放的京都议定书的生效，CO2排放受到来自法律、经济及道义上越来越多的制约。以现有的技术及市场需求量直接利用CO2的数量有限，不可能满足CO2限排的需要。根据目前国外相关研究，收集到的CO2除少部分直接应用以外，大部分可用适当的技术埋存起来。主要包括：CO2注入地下水层中永久地质储存；注入废弃油气藏储存或正在开发的油气藏提高采收率；注入煤层增加煤层气采收率，目前已有不少示范工程正在进行，成为国外地质和环境科学研究的一个热点。其中，CO2注入油气藏提高采收率被认为是目前最有潜力的CO2地质埋存技术，CO2需求量大，且满足永久隔离CO2的要求。因此，CO2的分离、循环利用与地质埋存也成为目前CO2提高石油采收率技术热点研究方向之一。在此背景之下，长期制约我国注CO2提高采收率应用规模的气源问题有望得到彻底解决。特别是对于低渗透断块油藏，含油面积小,有大量的单井或少井控制储量，一次采油采收率低，注水采油受到经济因素的约束而得不到广泛应用。而注CO2提高采收率CO2需求量相对较小，特别适合将发电厂、化工厂等分散的CO2回收、罐车运输到矿场，大幅度提高采收率的同时进行CO2地质埋存，在获得经济效益的同时获得可观的社会效益。因此，对于低渗透断块油藏，注CO2可将提高采收率与CO2捕集回收和地质埋存很好的结合起来，是近期最有潜力的开发方式。目前，我国对注CO2提高采收率研究较多，且已形成了一定技术体系，但对CO2捕集回收和地质埋存还没有进行实质性的研究，只是进行了少量的跟踪调研和理论分析，需要尽快开展注CO2提高采收率与地质埋存的课题研究，低渗透断块油藏即是最佳的切入点之一。8、枯竭油气藏CO2埋存量预测（1）IEA(International Energy Agency，国际能源机构)评估枯竭油气藏CO2埋存量IEA(International Energy Agency，国际能源机构)对世界CO2的埋存潜力进行了评估，结果见下表。表中数据是对比2000年至2050年CO2的排放量得出的。深部盐水层埋存量计算来自于20世纪90年代，最近的计算结果显示北西欧地质储层的埋存量至少为800109t(主要指深部盐水层)，将来的研究需要确定深部盐水层的埋存量。（2）IPCC评估枯竭油气藏CO2埋存量IPCC(The Intergovernmental Panel on Climate Change，联合国政府间气候变化专门委员会)评价的世界CO2的地质埋存量数据是对比2000年至2050年CO2的排放量得出的，同时考虑注入CO2的成本为20美元/t，如下表所示。二、注空气提高采收率技术近年来，注气提高采收率技术在我国发展较快，其中注天然气、CO2等方法已相当成熟。但注气驱往往受到气源或成本的限制，使得大规模的现场应用无法实施。因此，需要一种廉价而充足的注入剂，以满足工业化应用的需求。应用注空气开采轻质油藏，是注气提高采收率技术的新领域。空气来源广阔，不受地域的限制，无环境污染，成本廉价。在以往生产中，注空气实际上多是用于稠油油藏进行火烧油层开采，近年来，轻质油藏注空气提高采收率技术已逐渐引起人们的关注。利用廉价丰富的空气作为注入剂开发油藏将成为最有前途的提高采收率手段之一。1、研究现状注空气低温氧化工艺是挖潜中轻质、低渗油藏剩余油比较经济可行的新技术，它的驱油机理不但具有传统的注气作用，而且还具有氧气产生的其它效果。与火烧油层工艺相比，轻质油田注空气的工作原理相当于低温氧化烟道气驱过程：原油与注入空气中的氧反应消耗掉氧气，产生的二氧化碳和空气中的氮气以烟道气驱方式提高采收率。注空气气体来源广，气源丰富，成本低，氧化反应产生的热效应也可增加采收率。因此，随着近年来原油价格居高不下，注空气技术受到各石油公司的普遍重视。近年来国产中小型空气压缩机发展很快，性能可靠、价格便宜，满足压力和排量要求，为注空气技术在国内相关油田的推广打下了基础。20世纪70、80年代以来，我国针对注空气提高轻质油油藏采收率，在室内研究、数值模拟以及现场试验等方面做了大量工作，并取得了一定成果。19771978年胜利油田在胜坨油田开展了空气-泡沫驱油试验，1982年大庆油田在小井距北井组萨7+8层进行了“正韵律油层注水后期注空气矿场试验”，取得了一定的效果和经验。近几年,随着油藏注空气理论和技术的成熟，在吐哈、辽河等油田进行了部分试验研究。2004年9月吐哈油田注空气可行性研究成果通过验收。前几年，胜利油田和石油大学也合作立题，在室内进行了相关的机理研究实验和现场前期工作。广西百色油田于1996年开始采用纯空气-泡沫驱，2001年开展了空气-泡沫段塞驱油试验，使成本大幅度降低，同时对注空气的安全性进行了论证和检测，从生产井套管气组分分析，氧含量均小于2%，因此在油田开发后期注空气是安全的，经济效益显著，投入产出比为15.01。2004年又发展到泡沫辅助-空气驱阶段,并开展了泡沫辅助-气水交替注入现场试验,均取得很好的效果。目前，胜利和中原油田正处于注空气/空气泡沫驱的先导试验阶段。2、注空气提高采收率原理简介空气注入轻质油藏后，氧气与原油发生低温氧化反应，氧气被消耗，生成碳的氧化物，并且反应产生的热量使油层温度有所升高，促使轻质组分蒸发。因此，直接起驱替作用的并不是空气，而是在油层内生成的CO、CO2以及由N2和轻烃组分等组成的烟道气。稠油油藏注空气是借助原油燃烧产生大量的热，使稠油降粘而流动。而轻质油藏注空气一般具有以下几种驱替机理：（1）高压注空气提高或维持了油藏压力；（2）通过原油低温氧化将空气中的氧气全部消耗掉,至少可实现氮气驱或间接的烟道气驱；（3）烟道气可能与原油之间发展为混相驱；（4）由于氧化反应的热效应可以产生原油降粘、热膨胀效应；（5）对陡峭或倾斜的油藏顶部注空气还能产生重力驱替作用。轻质油藏注空气过程根据原油与氧气发生低温氧化的不同反应阶段，可以划分为3个区域，不同区域具有不同的特征：（1）氧化反应后缘区。为注入井附近油藏带该区被注入空气所驱替，部分原油被氧化，剩余油饱和度较低，并且不再耗氧。（2）氧化反应前缘区。该区是一个较大的氧化带，在这里氧气与原油发生反应而被消耗，氧气的浓度从21%逐渐降至0。（3）氧气未波及区。该区位于氧化带前方的一个较宽的烟道气驱带，为烟道气以及少量轻质油组分驱油的过程。3、开发影响因素在注空气开发油藏过程中，多种因素对开发效果都会造成影响，以下是影响注空气开发效果的主要影响因素： （1）原油流动性注空气之前，地下流体体系必须能够流动。对于流动性差或无法流动的油藏(例如：沥青质油藏)，需要进行预热，其方法可以是通过向注入井注入一个小的蒸汽段塞进行预热。（2）油藏构造早期实践表明，油藏倾角在5左右时，注入空气易于沿构造倾角往下移动，因此，如果油藏存在倾角，在构造高部位注空气可以得到很好的开发效果。（3）点火方式点火方式通常分为自燃点火和人工点火。原油的反应性能和油藏温度决定了油藏的点火方式。对于深层稀油油藏，油藏温度高，原油具有很好的反应性能，当高速注入空气时可以自燃。对于原油反应性能差的稠油或沥青质油藏，通常采用人工点火。常用的人工点火方法包括使用井下电加热器或天然气燃烧管来加热注入的空气，使其与原油接触时达到着火点。（4）腐蚀作用在对注入空气进行多级分离过程中，空气中的大部分水分已经脱去。经过3到5个阶段的压缩与分离，注入气已经变成了干空气，此外，可以在压缩机出口处添加润滑剂，使之和空气一起注入，并在注气管线、阀门、以及套管内壁上形成一层油膜，,从而降低注入体系的腐蚀作用。生产井的腐蚀因素包括水、CO2、H2S、O2以及高温高压。生产井的油套环空应该用永久型注入封隔器隔离环空，或采用其他防腐措施进行保护，其中的防腐办法之一就是定期在环空循环原油，使其附着在油套壁上。（5）爆炸 由于润滑剂或润滑剂沉积造成压缩机和管线的爆炸。采用合成双酯润滑剂，定期清除管道内的润滑剂沉积，设计的压缩机有足够的级数，排气温度在149以下，可防止爆炸的发生。 停注和重新启动后，烃类流体向井筒回流造成注入井爆炸。国外油田注空气的开发试验过程中，一般是当压缩机的停机时间超过30 min时，就采用一套净化洗井液系统，向井内泵入氮气、水或2%的氯化钾水溶液，将剩余的空气推入地层，以阻止烃类流体向井筒回流。其中氯化钾水溶液用于防止地层粘土遇淡水膨胀，与氮气相比，成本低，但在井筒条件下，氯化钾水与氧气的混合物反应会造成注气井的油管和套管严重腐蚀，应在涂料油管的注气井中使用。经过几个月的注气开采后，当近井地带的烃大部分已燃烧掉或被驱替时，方可停止使用洗井液系统。 由于氧气突破造成生产设施爆炸。目前，国外主要是通过监测产出流体中的氧气而加以预防。如采用与现场自动化防控、警报系统相连的氧气探测器监测生产，测试设备中的氧气含量，产出气样定期送往实验室做分析等。4、国内外应用实例分析（1）Buffalo油田注空气项目Buffalo油田位于美国Williston盆地南达科他州的西北角，分为6个单元，到目前为止，已有3个单元成功实施了高压注空气。位于Buffalo油田西部的2个相邻单元WBRRU(属于Koch公司)和WBBRRU(属于Harper公司)，由于Harper公司以前实施的注空气项目没有成功，所以就建议在WBBRRU实施了水驱。这就恰好为注水和注空气的经济效果对比提供了方便。WBRRU和WBBRRU的岩石流体性质基本一致，属于轻质原油。从1987年起，2个单元分别实施了高压注空气和注水。Kumar等人19872005年对其进行的经济分析结果显示，在1999年之前，原油的平均价格低于每桶20美元，而注空气的操作费用大于注水的操作费用，所以在早期，WBRRU的注空气经济效益并不比水驱经济效益好。但是在原油价格大于每桶25美元时，高压注空气项目增加的资金回收量就比较具有吸引力，其经济效益大于水驱经济效益。（2）MPHU（Medicine PoleHills Unit）油田注空气项目MPHU油田位于Williston盆地的西南附近，北达科他州的西南部，产层为平均深度为2 896 m的奥陶系的红河碳酸盐岩层,原油的API度为39，属于轻质原油，一次采收率为15%。1987年开始实施高压注空气，到1994年9月，预计增加原油采收率14.2%。MPHU油田增加的原油产量、增加的资本投入和操作费用决定了项目的经济可行性，从19851995年的现金流量图可以看出，注空气的净收益率非常大。MPHU注空气项目证实了轻油注空气的经济和技术成功性。即使在较低的油价环境下，增加原油(19852016年)的现金流内部收益率也为13%。轻油高压注空气过程中可以产生大量的天然气，其恰好增加了MPHU油田约50%的折现现值。（3）百色油田注空气项目在1996年9月开始的百色油田空气泡沫驱过程中，起泡液按较理想的配方在注水站的储水罐内配制，用注水泵送入泡沫发生器内，与空气压缩机送来的空气混合形成泡沫，经油套环空注入地层。1996-09-161996-09-17在百4-4x井中的12961380 m井段注入起泡液160m3、空气9050m3，液气比156.7，注入压力02MPa。百4-4x井注泡沫后，原为干井的百4-6井于1996-12-21开抽，日产油812 t，不含水，这种状况一直维持到1997年3月，1997年45月日产油610 t，含水51%61%，1997年7月日产油量下降到2.02.5t，含水略有升高。7月中旬在百4-4x井又注入起泡液600m3、空气约30000m3，液气比约150，一周后百4井日产油量回升到45 t，1997年612月含水为65%75%。1997-03-041997-03-15在百4-16x井1281.81322.2m井段注入起泡液987 m3、空气86160m3，液气比187.3，注入压力04.5MPa，平均2MPa。此后原来不产油的百4-4x井1997年35月日产油12 t，含水84%95%。截止1997年底，百4块西区进行的空气泡沫驱油试验已增产油2454 t，其中百4-6井增产2101 t，现场试验效果显著。5、空气提高采收率问题（1）低渗透油藏注空气面临的问题我国低渗透油藏开发面临的问题从总体上讲属“注不进、采不出”，在注空气方面面临的问题主要是： 低渗透油藏注空气压力高，注入能力低由于低渗透油藏渗透率低，对气质量要求高，要注意注气可能对地层造成的伤害；由于注入压力高，对压缩机压力等级提出了新的要求。 低渗透裂缝油藏注空气防气窜技术在我国，很多低渗透油藏都有