低渗注CO2提高采收率技术研究

低渗透油藏注气提高采收率评价【摘要】随着油气田勘察工作的不断深入，低渗透难采储量在原油中所占的比重越来越大。

因为渗透率较低，使得注水提高采收率受到一定的限制，由于发现了大量的气源，这就为注气提高采收率的方式提供了便利的物质基础，并且能够充分显示出注气技术的优势。

本文将针对低渗透油藏的基本特点进行详细的分析，并结合我国的具体情况，提出合理的建议。

【关键词】低渗透油藏；注气；采收率近年来，我国发现的大部分油藏，都属于低渗透的油藏。

这种油藏在开采的时候非常困难，现在基本上采用注水以及衰竭式的开采方式，但是对于低渗透油藏来说，在注水方面，存在着一定的困难，对于低渗透油藏如何进行合理的开发已经成为社会越来越关注的问题。

随着科技的发展和时代的进步，注气技术逐渐的被研发出来，利用注气技术可以降低低渗透油藏的开发难度，提升开采率。

1.低渗透油藏的基本特点和注气机理1.1基本特点（1）低孔、低渗、自然产能较低，注水困难，无法进行常规投产。

（2）原有的密度小，粘度较低，基本性质好。

（3）储层的物理性质较差，拥有大量的胶结物，分选差、颗粒较小，后生作用强。

（4）油层内混合着一定的砂泥岩，且砂层的厚度不够稳定，砂层间的非均质性较强。

（5）油层受到岩性的控制，与水动力缺乏较强的联系，边底水也非常不活跃。

流体流动的时候包含非达西流动的特点。

1.2注气机理虽然注气机理存在着诸多的论述，但是大体上基本分为三种，即非混相驱、多次接触混相和以此接触混相。

多次接触混相又可以分为凝析气驱混相和蒸发气驱混相。

总体来说，注气开采可以降低界面的张力，从而在驱油的时候能够达到更高的效率，最终提高整体的经济效益。

2.低渗透油藏注气方面的问题2.1注气压力高，能力低低渗透油藏由于渗透率过低，导致对于气的质量就有非常高的要求，在注气的时候一定要注意注气对于底层产生的影响和危害。

因为注入的压力过高，对于压缩机的基本压力等级的要求就会很好。

2.2低渗透油藏注气方式在我国众多的低渗透油藏中，大部分都存在着裂缝现象，例如青海的南翼山油田、吐哈的丘陵油田、克拉玛依油田的乌尔禾油层、新疆的火烧山油田、辽河的雷家油田、大庆的朝阳沟油田、吉林的大安油田、扶余油田、新民油田、新立油田等，对于这些具有裂缝性质的低渗透油藏，选择何种注气方式，怎样能够更好的进行注气工作，对于开采工作者来说是一个巨大的问题。

关于低渗透油藏注二氧化碳驱油的研究与应用摘要：含油饱和度高的低渗透油藏，注水受效差或注不进水，为了提高低渗透油藏内原油采出程度，提高油田开发的经济价值，采用向低渗透油藏注入液态二氧化碳驱的措施，使原油在低渗透油藏中的渗透性变好，提高了低渗透油藏中原油的采收率，有利于实现碳减排和碳中和的生产目标。

关键词：低渗透油藏二氧化碳油田采收率近年来，随着我国大部分油田开发程度的逐步深化和新发现低渗透油藏储量的大幅度增加，研究和应用低渗透油藏，提高油田采收率，已成为我国石油工业持续稳定发展的一项重要任务。

注二氧化碳驱油成为低渗透油藏提高采收率的新技术和新应用。

1国内外现状我国油田大多是非均质多油层油田，注水开发生产过程中，随着开采时间的延长，油田内部的剩余油可采储量下降，并且分布不均匀。

反映在生产油井上，油井含水快速上升、产量快速下降，随着油田综合含水率上升，注入水驱油效率降低。

这既造成了注水量大幅上升，同时高含水原油在集、输处理过程中，加重了原油加热处理、脱水处理工作的负担，降低了注水开发效率，增加了油气生产过程中的碳排放。

那些分布在油田内部的低渗透油藏注水效果差或注不进水，并且这些低渗透油藏含油饱和度高，它们有的是单独的油层，有的分散在油田内的某些区块内。

由于油田开发到中、后期，油田内部的集输管网流程已十分健全，只有采取技术手段提高低渗透油藏内原油的采出程度，才能提高油田开发的经济价值，也是提高油田最终采收率的重要工作。

2现有技术分析针对注入水受效差的低渗透油藏，目前采取在油田内部打加密油水井，进行加密注水、加密采油开采方式，最大限度的提高注入水的波及系数。

这种方式受到的制约是：加密油水井数量较少时，经常会发生注入水沿着高渗透带，快速水淹，而那些低渗致密油层的低渗透带，注水压力增高，甚至注不进水，储量动用程度依然很低。

加密油水井数量上升造成钻井成本增加，油田开发的经济效益降低。

3技术方案3.1基本结构注二氧化碳装置包括二氧化碳废气汇集管网、二氧化碳液化装置、液态二氧化碳储备罐、液态二氧化碳储运车、液态二氧化碳井场罐，液态二氧化碳注入泵，液态二氧化碳注入管网，液态二氧化碳注入井。

二氧化碳驱技术在低渗透油藏开发中提高驱油效率的研究与应用摘要：在中石化总公司支持下，组建了CO2驱技术研究团队，形成了高温高盐油藏CO2驱油三次采油关键技术，解决水驱废弃油藏和低渗难动用储量的开发难题。

在国内率先开展了特高含水油藏CO2/水交替驱；深层低渗油藏CO2驱。

油田层次开展了四种油藏类型五种矿场试验。

验证该类油藏二氧化碳驱可行性，探索合理举升方式，进一步优化二氧化碳驱井网井距，验证大井距可行性，探索深层低渗稠油油藏有效开发方式，扩展二氧化碳驱应用范围以及特高含水废弃油藏二氧化碳驱提高采收率技术。

探索储层粘土含量高、水敏性强油藏二氧化碳驱提高采收率技术。

关键词：二氧化碳驱低渗油藏提高采收率换油率1、研究目的1.1 某厂低渗难动用储量涉及开发单元11个，地质储量1601.85×104t，标定采收率7.56%，目前采出程度5.54%。

涉及单元多为低孔隙、低渗透的地质特点。

2010年开始二氧化碳驱在胡1块深层低渗油藏实施先导试验，胡1井组气驱取得成效后，相继在其他五个低渗类型油藏实施气驱开发。

目前总覆盖地质储量309.5×104t。

累注气17.9×104t，累增油3.05×104t。

1.2低渗油藏水驱效率低，注采井组呈现两极分化现象，一是注水压力高油井难以见效，二是油井见效快、含水上升快、见效稳产周期短，通过二氧化碳驱提高驱油效率。

2、研究内容及成果2.1 二氧化碳驱机理上优于水驱一是超临界二氧化碳注入能力强，增大有效井距；二是CO2驱补充地层能量，可膨胀地层原油，提高驱油效率再者CO2能进入的孔喉半径比水小一个数量级（0.01μm），低渗油藏，增加驱油体积25%以上，随CO2溶解，原油体积膨胀。

毛管半径分布曲线不同驱替方式驱替压力变化曲线2.2二氧化碳驱解决注入压力过高的问题根据深层低渗油藏开发情况调查，注水压力高，注气难度不大。

从地质条件类似的胡某区块二氧化碳注入能力看，二氧化碳驱可以解决注入压力过高的问题。

低渗透油田提高采收率技术研究【摘要】石油开采时石油行业的一个重要环节。

面临石油能源需求日益增加的现状，有效开发低渗透油藏成为了当前亟待解决的问题。

而在我国，低渗透油藏地质情况复杂，其开采技术也相差甚大。

本文通过分析低渗透油藏的地质特征，论述了有效开发低渗透油田的主要技术措施，介绍和分析了井网优化对油田开发效果的影响。

【关键词】低渗透油藏提高采收率周期注水井网调整1 低渗透油田地质特征及开采规律低渗透油田地质特征如下：（1）油藏类型较单一。

我国低渗透油田主要是岩性油藏和构造岩性油藏，一般为弹性驱动油藏，弹性能量的大小依各油藏的地质特征和饱和程度的高低有所不同。

（2）储层物性差。

低渗透油田储层的成因是多方面的。

根据低渗透油田的实际，形成低渗透的主要原因有两个，即储层的沉积作用和成岩作用。

一般说来，储层渗透率低，其孔隙度也低，所以这类油田也叫低孔低渗油田。

（3）孔喉细小、溶蚀孔发育。

低渗透砂岩储层的孔隙以粒间孔为主，原生粒间孔（<25%）和次生粒间溶蚀孔（40%～70%）都有发育，但溶蚀孔要较发育，另外还有微孔隙（<35%）、晶间孔和裂隙孔。

由于低渗透储层一般孔喉半径很小，在一定驱动力作用下，相对大的孔道进油了，而毛管压力阻力大的小孔道，油进不去，所以造成了低渗透储层含油饱和度比较低。

（4）构造运动拉张、挤压形成油田的裂缝。

我国西部沉积盆地多为挤压型盆地，裂缝多伴随逆冲断层发育，裂缝发育很明显，发育规模大，延伸长度和密度大。

裂缝的空隙度很低，但渗透率比基质岩高得多，对流体流动影响很大，对石油储量影响较小。

2 低渗透油田开采特征低渗透油田储层物性差、岩性变化大、孔隙结构复杂、非均质严重、天然能量弱.在开采过程中表现出与一般中高渗透油田不同的开采特征。

（1）自然产能低，只有通过优化压裂改造以后，才能做出正确的技术经济评价。

（2）天然能量不足，地层压力和油井产量下降快，一次采收率低；（3）低含水期含水上升慢。

低渗储层提高采收率技术研究低渗储层是指渗透率低于0.1mD的油气储层，其特点是流动性差，采收率低。

为了提高低渗储层的采收率，需要结合储层的特点和运行机制，开展相关的技术研究与实践。

本文将重点介绍低渗储层提高采收率的技术研究。

首先，针对低渗储层的特点，可以考虑通过增加有效采收面积来提高采收率。

一种常用的方法是增加水平井和水平井侧钻井数量，在储层中打开更多的裂缝或裂缝网，增加地层储量的排采通道，提高采收率。

此外，还可以采用地层压裂技术，通过高压泵将压裂液注入储层中，形成更多的裂缝，增大渗流面积，提高渗透率和采收率。

其次，可以考虑通过改变储层流动性来提高采收率。

一种方法是通过注入低聚物、表面活性剂等化学物质来改变储层流动性，减小储层孔隙和喉道的毛细力，增加油气流动的效率。

另一种方法是通过注入气体或者低能量水驱来改变储层流动性，减小水相和油相的相对渗透率差异，提高油气的排采效率。

第三，可以通过增加地层能量来提高采收率。

一种方法是利用CO2驱油技术，通过注入CO2气体来增加地层能量，改变原油的饱和度和流动性，提高采收率。

另一种方法是利用地热能，通过注入热水或者热工质来增加地层温度，改变原油的流动性，提高采收率。

第四，可以通过提高油气的扩散速度和移动能力来提高采收率。

一种方法是通过注入表面活性剂或者聚合物等物质，增加原油的溶解度和扩散速度，促进原油在储层中的运移。

另一种方法是通过注入纳米流体，利用纳米尺度效应，提高原油在储层中的扩散速度和移动能力。

最后，可以考虑通过优化注采工艺来提高低渗储层的采收率。

一种方法是合理安排注采井距和井网密度，避免因井网密度不合理导致的油气排采不畅。

另一种方法是合理控制注采压力，避免过高或过低的注采压力对储层的损害。

综上所述，提高低渗储层的采收率是一个较为复杂的工程问题，需要结合储层特点和采收机制，采用多种技术手段进行研究和实践。

只有在不断总结经验和不断创新的基础上，才能更好地解决低渗储层开发中的问题，提高采收率。

CO_2驱技术在低渗透油藏提高采收率中的应用随着油田开发的进行,辽河油田公司NM低渗透油田注水开发困难,成为制约其有效动用的瓶颈问题。

由于CO2具有临界压力低,粘度低,易于压缩等特性,CO2的注入能力明显高于注水能力,且渗流阻力小,比注水更易建立有效驱替体系。

因此,利用CO2的驱替机理,通过开展CO2驱油试验,评价CO2驱油效果,研究形成CO2驱油丌发技术,为水驱难以动用油层的有效开发提供技术支持。

本文选取NM油田N1区块作为CO2驱油试验区块,在对该区块地质构造、开发情况进行详细分析的基础上,重点进行了如下室内研究工作：1、针对CO2驱油的特点,在模拟油藏条件下,开展了膨胀实验、细管实验及长岩心驱替实验,并通过引入了混相系数的概念,进一步丰富了CO2的驱油机理,确定了该技术在N1试验区块的可行性。

2、采用JASON软件进行了储层反演预测,并依据井-地震结合解释成果,建立了地质模型,完成了断层、构造、孔隙度、渗透率、含油饱和度5种模型。

通过对主力油层进行模拟,计算地质储量为284.4×104t,与容积法计算结果相比,相对误差2.14%,计算初始地层压力为15.37MPa,与实测值项目,相对误差2.50%。

利用模型对区块及单井动态指标进行模拟,结果证明模型基本符合实际,所建数值模型可用于本方案优选和开发指标预测。

3、通过PVT单次闪蒸实验拟合,饱和压力的拟合值与实验值相比,相对误差为3.08%,单次闪蒸油气比、地层原油密度、地面脱气油密度等参数的拟合也基本满足数值模拟要求。

注气膨胀实验结果表明,粘度、膨胀系数的拟合结果较好,满足要求。

通过对Nl井区开展的前期实验数据拟合,得到了实际地层流体相态特征以及能够支持数值模拟的流体临界参数场。

4、依据层系组合划分原则,确定K1jf11、K1jf13、K1jf21、K1jf22四个层为注气试验目的层,通过综合分析地层裂缝、CO2注入压力、砂体控制程度、注采强度等诸多因素,最终确定采用五点式井网。

CO2驱提高采收率机理及认识【摘要】针对高压低渗油藏开发效果差，注水难度大的情况，本文详细介绍了CO2驱提高低渗油藏采收率机理，并结合高89-1块注CO2先导实验区矿场实验取得的开发效果进一步深入研究，结论及认识为同类型低渗透油藏提高采收率提供借鉴。

【关键词】低渗油藏CO2驱提高采收率1 CO2驱提出的背景低渗油藏储层物性差、注水开发难度大。

渗透率小于3×10-3um2时，注水作用距离小于90米，注水开发难度大。

弹性开发递减快、采收率低。

数模预测与递减法标定弹性开发采收率仅8%—10%。

2 CO2驱提高采收率机理2.1 CO2的物理性质CO2有气、液、固三种物理形态。

气态时密度随温度升高而减小，随压力升高而增大；粘度在温度不变时，随压力升高而明显增大。

液态时密度受压力影响甚微，随温度降低而明显增大，粘度受温度影响较大，随温度升高减小。

固态时密度不受压力影响，随温度降低略有升高。

2.2 CO2的驱油机理使原油体积膨胀。

CO2溶解于原油，压力、温度和原油组分不同，可使原油体积增加10%～100%，为驱油提供动能，提高驱油效率。

使原油粘度降低。

CO2溶解于原油时，原油粘度显著下降，降幅取决与压力、温度和非碳酸原油粘度大小，原油粘度越高，在碳酸作用下粘度降低的百分数就越高。

改善流度比。

CO2溶于水可使水的粘度提高20%左右。

碳酸化后，油水流度趋向靠近，能改善油水流度比，扩大波及面积。

萃取和汽化原油中的轻烃。

CO2先萃取汽化原油中轻质烃，随后较重质烃被汽化产出，最后达到稳定。

萃取和汽化现象是CO2混相驱油的重要机理。

降低油水界面张力。

原油与水的界面张力为30.68mN/m，是原油与CO2界面张力的10倍左右，随压力升高，二氧化碳与原油界面张力逐渐降低。

酸化解堵作用。

CO2溶于水形成碳酸水，溶解储层的灰质，改善储层渗透率。

溶解气驱作用。

大量的CO2溶于原油中具有溶解气驱的作用。

随压力下降，CO2从液体中逸出，液体内产生气体驱动力，提高驱油效果。

第30卷第2期油气地质与采收率Vol.30,No.22023年3月Petroleum Geology and Recovery EfficiencyMar.2023—————————————收稿日期：2021-06-14。

作者简介：丁帅伟（1987—），男，河南新密人，讲师，博士，从事油气田开发研究工作。

E-mail ：***************。

基金项目：国家自然科学基金项目“基于饱和度和不同尺度的湖相页岩力学响应机理研究”（41902145），陕西省自然科学基础研究计划“基于响应面理论和粒子群算法的致密油藏CO 2吞吐数值模拟研究”（2021JQ-454）。

文章编号：1009-9603（2023）02-0104-08DOI ：10.13673/37-1359/te.202106030低渗透油藏CO 2驱不同注入方式对提高采收率与地质封存的适应性丁帅伟1，2，席怡3，4，刘广为5，刘骞1，2，于红岩1，2（1.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西西安710069；2.二氧化碳捕集与封存技术国家地方联合工程研究中心，陕西西安710069；3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；4.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；5.中国海洋石油国际有限公司，北京100020）摘要：低渗透油藏已成为中国油气开发的重要领域，开展CO 2驱可实现提高采收率和CO 2地质封存的双重目的，但不同的注入方式对其适应性存在差异。

以某低渗透油藏典型物性和流体参数为例，利用数值模拟手段论证了CO 2连续注入（CGI ）、水气交替注入-气水段塞比恒定（CWAG ）和水气交替注入-气水段塞比逐渐减小（TWAG ）3种不同注入方式对提高采收率和地质封存的适应性。

研究结果表明，3种注入方式对于渗透率为1mD 的储层累积产油量和CO 2埋存量最高，采用生产气油比约束的工作制度更有利于CO 2驱提高采收率或地质封存。