二氧化碳驱油检验规范

二氧化碳驱油检验规范1范围本规范规定了二氧化碳驱油开发全流程中涉及的油藏适应性评价、注入流体质量检测、驱替过程动态监测、驱油效果定量检验及环境风险管控等环节的技术要求、检验方法和判定规则。本规范适用于陆上常规砂岩油藏、低渗透油藏、页岩油藏及碳酸盐岩油藏的二氧化碳驱油开发项目，海上油藏二氧化碳驱油检验可参照本规范执行，使用本规范时应结合油藏地质特征、开发阶段及工程方案进行差异化调整。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件；凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T8979纯二氧化碳、高纯二氧化碳和超纯二氧化碳GB/T29172岩心分析方法SY/T5358储层敏感性流动实验评价方法SY/T6113油藏数值模拟规范SY/T6577二氧化碳驱油设计技术要求HJ25.4建设项目竣工环境保护验收技术规范石油开采Q/SY1636二氧化碳管道输送安全技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1二氧化碳驱油minimummiscibilitypressure在油藏温度条件下，二氧化碳与地层原油达到混相状态所需的最低注入压力，混相状态下两相界面张力为零，驱油效率可提升30%以上。3.2气窜breakthrough二氧化碳注入过程中，由于储层非均质性、流度比差异等因素导致注入气沿高渗通道过早突破至生产井的现象，突破后生产井气油比超过100m³/m³即判定为气窜发生。3.3埋存率storageefficiency注入油藏的二氧化碳中，被地质构造永久封存的质量与总注入质量的比值，是评价二氧化碳驱油与封存一体化项目效益的核心指标。3.4最小混相压力minimummiscibilitypressure在油藏温度条件下，二氧化碳与地层原油达到混相状态所需的最低注入压力，混相状态下两相界面张力为零，驱油效率可提升30%以上。4油藏适应性预检验4.1地质参数检验4.1.1储层厚度检验：单井控制有效厚度应不小于2m，纵向非均质性变异系数应小于0.7，若变异系数介于0.7~0.9之间，需补充层系细分方案论证，变异系数大于0.9的油藏不推荐采用二氧化碳驱油技术。4.1.2孔隙度与渗透率检验：常规砂岩油藏孔隙度应不低于10%，空气渗透率应不低于1×10⁻³μm²；低渗透油藏渗透率介于(0.1~1)×10⁻³μm²时，需配套储层改造措施验证评价；页岩油藏基质渗透率低于0.1×10⁻³μm²时，应开展缝网系统与二氧化碳渗流匹配性实验。4.1.3地层温度与压力检验：油藏温度应介于30℃~120℃之间，地层压力系数应不低于0.8，温度超过120℃时二氧化碳混相压力将大幅升高，需开展注气压力系统适应性评估。4.1.4原油性质检验：地层原油粘度应不高于50mPa·s，原油中重质组分（沥青质、胶质）含量应不超过20%，若重质组分含量超过20%，需补充沥青质沉淀风险实验，沉淀量超过原油质量1%时应配套防沉淀工艺。4.2驱替特征实验检验4.2.1最小混相压力测定：采用细管实验法进行测定，实验温度与油藏实际温度偏差不超过±1℃，实验过程中驱替压力梯度设置不大于0.5MPa/点，当驱替效率超过90%且保持稳定时，对应的压力即为最小混相压力，重复实验误差应不超过±0.3MPa。4.2.2长岩心驱替实验：采用实际储层全直径岩心，模拟地层温度压力条件下的驱替过程，水驱后转二氧化碳驱的提高采收率幅度应不低于8%，若低于8%需优化注采参数或调整开发方案。4.2.3储层敏感性实验：按照SY/T5358开展速敏、水敏、酸敏、盐敏及二氧化碳敏感性评价，二氧化碳与地层水、岩石矿物反应导致的渗透率损害率应不超过20%，损害率超过20%时需配套储层保护措施。5注入二氧化碳质量检验5.1气源质量指标5.1.1工业级二氧化碳纯度应不低于95%，其中甲烷含量不超过3%，氮气含量不超过2%，氧气含量不超过0.5%，氧气含量超过0.5%时会加剧管线及井下设备腐蚀速率，需配套脱氧处理工艺。5.1.2杂质控制要求：硫化氢含量不超过6mg/m³，总硫含量不超过20mg/m³，游离水含量不超过0.005%，避免输送过程中形成水合物堵塞管线，同时降低腐蚀风险。5.1.3对于化工、火电等来源的烟道气提纯二氧化碳，需额外检测重金属、有机氯等有毒有害物质含量，总有毒有害物质含量应不超过10mg/m³，避免注入后对地层流体造成二次污染。5.2检验方法与频次5.2.1气源进站检验：每批次气源进站时进行全组分分析，采用气相色谱法测定二氧化碳及杂质含量，采用卡尔费休法测定游离水含量，采用碘量法测定硫化氢含量，检验合格后方可进入注入系统。5.2.2注入过程在线监测：在注入井井口设置在线分析仪表，每2小时自动检测一次二氧化碳纯度、氧气含量及水含量，当检测指标超过限值时自动报警并切断注入流程，异常情况发生后需每30分钟人工取样复核一次，直至指标恢复正常。5.2.3年度溯源检验：每年委托具备CMA资质的第三方机构对气源质量进行一次全参数检验，检验报告作为项目环境影响后评价及碳减排核算的依据。6注入过程工艺检验6.1注入系统密封性检验6.1.1管线压力试验：注入管线安装完成后需进行水压试验，试验压力为最高工作压力的1.5倍，稳压2小时压力降不超过0.1MPa为合格，投用前采用氮气进行气密性试验，试验压力为最高工作压力的1.1倍，稳压24小时压力降不超过0.05MPa为合格。6.1.2井口装置检验：井口采气树及注入阀组耐压等级应高于最高注入压力10MPa以上，每年开展一次井口密封性检测，采用肥皂水检漏法，无气泡产生为合格，高压气驱项目每半年开展一次无损检测，检测壁厚腐蚀速率不超过0.1mm/年为合格。6.1.3井下管柱检验：采用抗二氧化碳腐蚀的13Cr管材或内涂层管材，下井前需进行通径、试压及腐蚀速率检测，生产过程中每2年开展一次井下作业检测管柱腐蚀情况，腐蚀深度超过壁厚10%时需及时更换管柱。6.2注入参数动态检验6.2.1注入压力控制：注入井底压力应高于最小混相压力0.5~2MPa，同时不超过地层破裂压力的90%，每日监测注入压力波动情况，压力波动幅度超过1MPa时需排查是否存在地层堵塞或气窜先兆。6.2.2注入速度与段塞控制：单井日注入量应符合开发方案设计要求，年注入量误差不超过±5%，采用水气交替注入工艺时，段塞比误差不超过±10%，段塞切换时机误差不超过±3天。6.2.3注入剖面监测：每12个月开展一次注入剖面测井，监测二氧化碳吸汽剖面均匀程度，吸汽差异系数超过0.6时需采取分层注气、调剖等措施调整吸汽剖面。7生产动态监测与效果检验7.1生产井动态监测7.1.1常规生产参数监测：每日监测生产井的产液量、产油量、含水率、气油比及井口温度压力，气油比连续3天超过100m³/m³时判定为气窜发生，需立即开展气窜来源识别并采取控气措施。7.1.2产出流体组分监测：每15天取样分析产出气中二氧化碳含量、原油组分变化及地层水离子组成，产出气中二氧化碳含量超过30%时需加密监测频次至每3天一次，同时核算二氧化碳产出率。7.1.3产出剖面监测：每12个月开展一次产出剖面测井，识别各产层的产液、产气贡献，对于高渗层出气严重的井，采取选择性堵气、分层采油等措施调整产出剖面。7.2驱油效果定量评价7.2.1阶段采收率核算：每半年开展一次产量递减分析，结合水驱开发历史数据，核算二氧化碳驱阶段提高采收率幅度，开发期末总提高采收率幅度应不低于10%，低于目标值80%时需开展方案调整论证。7.2.2存气率与埋存效率核算：根据注入量、产出量及监测数据，每年核算地下二氧化碳存气率，项目运行5年后存气率应不低于60%，开发期末埋存率应不低于80%，未达标时需优化注采参数或扩大埋存体积。7.2.3经济效果评价：每年开展一次技术经济评价，核算吨油成本、二氧化碳换油率，二氧化碳换油率应不低于3t/t（即每注入3吨二氧化碳增采1吨原油），低于该值时需评估项目可持续性。8环境风险防控检验8.1泄漏监测8.1.1地面泄漏监测：在注入站、管线沿线、油井井场等区域设置二氧化碳浓度监测报警器，报警阈值设置为0.5%（体积分数），每15分钟自动采集一次监测数据，发生泄漏报警时立即启动应急预案。8.1.2浅层地下水监测：在油藏开发边界外设置3~5口地下水监测井，每季度监测地下水水位、pH值、总矿化度及二氧化碳含量，监测值与背景值偏差超过20%时需排查是否存在二氧化碳泄漏。8.1.3大气排放监测：每年核算生产过程中二氧化碳无组织排放量，排放总量应不超过总注入量的1%，超过限值时需开展泄漏点溯源及封堵治理。8.2封井后长效检验8.2.1废弃井封堵检验：开发结束后废弃井采用水泥全井筒封堵，封堵水泥塞长度不小于50m，承压能力不低于地层压力的1.2倍，封堵完成后开展压力测试，稳压72小时压力降不超过0.1MPa为合格。8.2.2封后监测：项目结束后需持续监测30年，前10年每年监测一次，10年后每5年监测一次，监测内容包括地层压力、浅层气含量、地下水水质，未出现泄漏迹象后方可终止监测。9检验结