CO_(2)驱前缘运移规律及气窜时机预测方法--以胜利油田G89-1区块为例

文章编号：1000 − 7393(2023)03 − 0358 − 10 DOI: 10.13639/j.odpt.202208025CO 2驱气体赋存特征微观可视化实验赵乐坤1 刘同敬2 张营华3 陈辉3 韩富强2 周建4 江绍静5 姚约东11. 中国石油大学(北京)石油工程学院；2. 中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院；3. 中石化胜利油田分公司勘探开发研究院；4. 北京金士力源科技有限公司；5. 陕西延长石油(集团)有限责任公司引用格式：赵乐坤，刘同敬，张营华，陈辉，韩富强，周建，江绍静，姚约东. CO 2驱气体赋存特征微观可视化实验［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（3）：358-367.摘要：CO 2微观赋存特征对现场利用CO 2驱油提高采收率具有重要意义，然而目前的实验手段无法直观揭示CO 2驱油过程中的赋存状态，相关研究成果较少。

采用微观渗流模拟技术，通过刻蚀不同孔喉特征二维微观可视模型，开展了CO 2混相与非混相驱及气驱后水驱微观可视化驱替实验，明确了不同驱替方式、不同驱替阶段和不同孔喉特征下CO 2的赋存特征。

结果表明，CO 2赋存特征受驱替方式、驱替阶段和孔喉特征的共同影响，CO 2驱阶段，CO 2赋存特征主要受驱替方式影响，其次是孔喉特征影响；气驱过程中CO 2主要以连续相形式存在，但混相驱时局部CO 2富集且处于超临界状态，部分溶解在残余油中，而非混相驱富集现象不明显；气驱后转水驱过程中，CO 2赋存特征受驱替方式和孔喉特征的共同影响，混相驱替时，低渗透模型中气体赋存形式呈分散的泡状，细小喉道中存在段塞，高渗透模型中以密集的段塞为主、分散的泡状为辅；非混相驱替时，低渗透模型细小喉道中存在段塞，高渗透模型以小段塞为主，集中分布于喉道中间。

研究成果有助于研究CO 2微观驱油机理和CO 2赋存特征，对提高CO 2驱油效率和辅助CO 2埋存研究具有理论指导意义。

关键词：CO 2驱油；赋存特征；混相驱；非混相驱；微观可视化实验中图分类号：TE357.4 文献标识码： AMicroscopic visualization experiment on gas occurrence characteristics in CO 2 floodingZHAO Lekun 1, LIU Tongjing 2, ZHANG Yinghua 3, CHEN Hui 3, HAN Fuqiang 2, ZHOU Jian 4, JIANG Shaojing 5, YAO Yuedong 11. College of Petroleum Engineering , China University of Petroleum (Beijing ), Beijing 102249, China ;2. Unconventional Petroleum Research Institute , China University of Petroleum (Beijing ), Beijing 102249, China ;3. Exploration and Development Research Institute , SINOPEC Shengli Oilfield Company , Dongying 257000, Shandong , China ;4. Beijing Jinshiliyuan Technology Co., Ltd., Beijing 102200, China ;5. Shaanxi Yanchang Petroleum (Group ) Co., Ltd., Xi’an 710075, Shaanxi , ChinaCitation: ZHAO Lekun, LIU Tongjing, ZHANG Yinghua, CHEN Hui, HAN Fuqiang, ZHOU Jian, JIANG Shaojing, YAO Yuedong. Microscopic visualization experiment on gas occurrence characteristics in CO 2 flooding ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(3): 358-367.Abstract: The CO 2 microscopic occurrence characteristics are significant for the study of CO 2 flooding to enhance the oil recovery. However, the form variation and occurrence characteristics of gas in CO 2 flooding have been rarely discussed so far. By基金项目: 国家重点研发计划项目“CO 2驱油技术及地质封存安全监测”(编号：2018YFB0605500)；中国石化重点科技项目“低丰度特低渗滩坝砂油藏CO 2驱技术研究与示范”(编号：P18088-2)。

２０２３年第５２卷第６期第９页石油矿场机械犗犐犔　犉犐犈犔犇　犈犙犝犐犘犕犈犖犜２０２３，５２（６）：９ １６文章编号：１００１ ３４８２（２０２３）０６ ０００９ ０８吉林油田犆犗２驱高气液比油井井筒压降预测模型周宇驰１，潘若生１，江劲宏２，刘永辉２（１．吉林油田油气工程研究院，吉林松原１３８０００；２．西南石油大学石油与天然气工程学院，成都６１０５００）摘要：目前，吉林油田ＣＣＵＳ已进入工业化推广应用阶段，部分井油压超过掺输压力，需介入控压措施，而准确预测井筒压力则是进行转喷预测和控压工艺设计的关键。

ＣＯ２驱高气液比油井井筒流动具有多组分、存在相变及流型转变等特征，导致现有压降模型不适用。

为了进一步揭示ＣＯ２驱油井井筒多相流动规律，准确预测井筒压降，开展了油气水三相井筒可视化流动模拟试验，明确了高气液比条件下，气体扰动对油水相间作用的影响规律；基于试验数据，通过因素分析，明确了表观气、液流速和含水率与持液率的变化关系，引入新的无因次数准数，拟合得到持液率计算新模型；综合考虑ＣＯ２在原油和水中的溶解度，以及ＣＯ２沿井筒流动的相态变化，建立了ＣＯ２驱高气液比油井压降预测模型；现场实际测压数据验证表明：新模型最大误差为８．３２％。

与常用工程压降模型相比，新模型精度最高。

该研究成果对保障ＣＯ２驱高气液比油井的安全稳定生产具有重要的意义。

关键词：ＣＣＵＳ；油气水三相井筒流动；模拟实验；持液率模型；压降模型中图分类号：ＴＥ９３１．２ 文献标识码：Ａ 犱狅犻：１０．３９６９／ｊ檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪．ｉｓｓｎ．１００１ ３４８２．２０２３．０６．００２［５］　曹式敬．“海洋石油９８１”超深水钻井装置防喷器系统可靠性分析［Ｊ］．中国海上油气，２０１３，２５（１）：４６ ４９．［６］　陈俊峰，张玉，聂红芳．石油井控装备修理与再制造标准比对分析研究［Ｊ］．中国标准化，２０２１（１１）：１６６ １６８．［７］　李中华，严金林，孙娟，等．螺栓损伤对环形防喷器密封的影响及维修建议［Ｊ］．机械工程师，２０２２（１１）：３３ ３９．［８］　郎一鸣，赵怀岗，吕旭鹏，等．某海底管道事故原因分析及相关治理对策建议［Ｊ］．中国海洋平台，２０２２，３７（２）：８５ ９１．［９］　薄纪康．基于随机有限元的大型防喷阀阀体疲劳寿命评估［Ｊ］．机械科学与技术，２０１２，３１（１１）：１８１２ １８１５．［１０］　吴奇兵，张士超，葛伟凤，等．水下防喷器疲劳寿命分析及判废研究［Ｊ］．石油矿场机械，２０１７，４６（６）：１ ５．［１１］　张士超，张昕，葛伟凤，等．基于ＸＦＥＭ的水下防喷器裂纹扩展分析［Ｊ］．石油机械，２０１７，４５（１２）：４３ ４７．［１２］　俞嘉敏，陈文斌，赵琪月，等．基于金属损失的闸板防喷器结构强度仿真研究［Ｊ］．科学技术创新，２０２０（３０）：１４３ １４４．［１３］　高宇，安晨，王义祥，等．基于风险的检验方法及关键绩效指标法在海洋工程装备中的应用［Ｊ］．中国海洋平台，２０２２，３７（３）：５６ ６０．［１４］　肖凯文，许亮斌，金学义，等．深水钻井防喷器可维修性试验研究［Ｊ］．海洋工程装备与技术，２０１９，６（Ｓ１）：１４３ １４９．［１５］　葛伟凤．海上井控设备故障等级分级及控制措施［Ｊ］．中国石油和化工标准与质量，２０１７，３７（８）：８３ ８４．［１６］　葛伟凤．基于权重分析的海上井控设备风险分级方法［Ｊ］．石油矿场机械，２０１７，４６（５）：８０ ８３．［１７］　舒鹏．钻井井控装备报废年限分析［Ｊ］．化工设计通讯，２０１９，４５（４）：１２８．［１８］　李中，吴建树，闫伟，等．基于贝叶斯网络的深水探井井筒完整性失效风险评估［Ｊ］．中国海上油气，２０２０，３２（５）：１２０ １２８．　收稿日期：２０２３ ０５ ０８　基金项目：中国石油股份公司重大科技项目＂ＣＣＵＳ注采工艺、产出气循环利用及高效防腐关键技术研究＂（２０２１ＺＺ０１ ０４）。

高89-4井区二氧化碳驱波及范围地震预测
李军;张军华;谭明友;曲志鹏;崔世凌
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2016(23)6
【摘要】通过分析胜利油田高89-4井区CO2驱油前后2期地震资料发现,地震资料在高频段的频谱吸收衰减差异明显.利用该特点提取单频、有效带宽能量及频谱衰减指数等属性,对CO2驱的波及范围进行了预测.研究结果表明,预测的波及范围与实际结果吻合率达到86.7％.预测结果对高89-4井区的CO2驱有一定指导作用,相关处理解释一体技术对国内外CO2驱油地震监测的理论与实践有一定的借鉴作用.
【总页数】5页(P40-44)
【作者】李军;张军华;谭明友;曲志鹏;崔世凌
【作者单位】中国石油大学(华东),山东青岛266580;海洋国家实验室矿产资源评价与探测技术功能实验室,山东青岛266071;中国石油大学(华东),山东青岛266580;海洋国家实验室矿产资源评价与探测技术功能实验室,山东青岛266071;中国石化胜利油田分公司,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司,山东东营257015
【正文语种】中文
【中图分类】TE122
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1.火山岩地震储层预测技术在水平井地质设计中的应用--以克拉玛依油田九区古16井区石炭系火山岩评价水平井设计为例
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二氧化碳一氮气混合气体与原油最小混相压力研究本文是十三五国家科技重大专项课题（2017ZX05009004）“低渗-致密油藏高效提高采收率新技术”之任务“低渗-特低渗油藏复合气体改善CO₂气驱可行性研究”的部分研究内容,论文运用CMG预测了纯二氧化碳与原油的最小混相压力、二氧化碳-氮气混合气体与原油最小混相压力以及二氧化碳加氮气段塞组合驱替的驱油效率。

首先运用细管实验法分别测得榆树林油田树101区块原油在油层温度为90℃时和108℃时二氧化碳与原油的最小混相压力分别为25.9 MPa和27.8 MPa,以此作为参考值。

利用油藏数值模拟软件Eclipse中PVTI对数据进行拟合,运用CMG法预测出榆树林油田树101区块在油层温度为90℃和108℃时,二氧化碳与原油的最小混相压力分别为25.66MPa和29.44MPa,与细管实验法实测值的相对误差分别是1.21%和5.56%,平均为3.39%。

并选用适应性相对良好多种的经验公式法计算出在相同条件下树101区块中二氧化碳与原油的最小混相压力,发现误差最小的Silva法和Emera-Sarma法的相对误差平均值分别是3.30%和4.68%,均比运用CMG计算的结果误差大,表明运用CMG计算二氧化碳与原油最小混相压力准确可靠。

其次,运用CMG中的组分模型GEM建立均质概念模型,经过计算和拟合,模拟了二氧化碳混入不同比例氮气时与原油的最小混相压力,绘制出最小混相压力与不同氮气含量混合气体的关系曲线,呈指数型函数曲线,随着混合气体中氮气含量的增加混相压力迅速增大,混合气体中氮气含量每增加1%,混相压力将平均增加1.15 MPa,使混合气体驱油的适应性变差,并且达到混相驱时的驱油效率逐步降低。

最后,模拟了0.3PV CO₂+后续N2段塞驱油,得到采收率为96.24%,不低于纯二氧化碳驱油时的采收率96.21%,表明难以实现氮气-二氧化碳混相驱替的条件下,实施二氧化碳加氮气段塞组合式驱替方式,也可以达到理想的提高采收率效果。

团队编号：19194052第九届中国石油工程设计大赛方案设计类采油气工程单项组完成日期 2019 年 4 月 17 日中国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本方案为XX油田采油气工程方案，根据SY/T 6081-2012《采油工程方案设计编写规范》，应用Meyer压裂模拟软件完成了对该区T井压裂方案的设计，应用自编软件“压裂液返排优化设计系统”，对压裂液返排进行优化，应用pipesim软件完成了采油气工程方案设计，全文共10个章节。

第1章节为油田概况。

本章介绍了油田地理位置、地层情况、构造和储层特征，温度、压力数据，以及实验和现场获得地层、原油、天然气参数。

第2章为完井设计。

本章分析了常用完井方式的优缺点、计算了井筒出砂情况，并在此基础上依据油田经验选择了套管射孔完井方式。

第3章为套管设计。

本章在所给井深结构的基础上，根据SY 5724-2008 《套管柱强度与结构设计》和《API 套管强度数据》对套管进行优选。

第4章为射孔工艺设计，本章基于为达到最大油井产能的目的，对影响射孔参数的各因素进行分析，优选了射孔参数，对射孔后的套管强度进行了校核，对射孔配套设备做出了选择；根据储层特性，以保护储层的原则，对射孔液类型进行优选。

第5章为压裂设计，本章利用Meyer软件对施工参数和泵注程序进行了优化设计，并利用自编软件“压裂液返排优化设计系统”对压裂液的返排进行了优化。

第6章将为采油采气设计。

生产阶段分为自喷阶段和人工举升阶段。

自喷阶段利用pipesim软件，建立生产系统模型，模拟生产阶段，设计出合理的油管尺寸和油嘴尺寸；人工举升采用的是有杆泵举升方式，并对有杆泵举升方式的设备做出了选择。

第7章为防蜡、防腐设计。

防蜡设计是根据原油高含蜡的特点，分析了蜡的形成机理，清、防蜡的方法，预测了蜡开始析出的井深，并作出了具体的清、防蜡措施；防腐设计主要介绍了油田上常见的油套管腐蚀机理和影响因素，提出了具体的防腐措施。

收稿日期:2004-01-08基金项目:国家/9730重点基础发展规划项目(G1999022508)作者简介:李振泉(1964-),男(汉族),山东东营人,高级工程师,中国科学院广州地球化学研究所博士研究生,从事提高油气采收率的研究。

文章编号:1000-5870(2004)03-0043-03油藏条件下溶解CO 2的稀油相特性实验研究李振泉1,2(1.胜利油田有限公司地质科学研究院,山东东营257015; 2.中国科学院广州地球化学研究所,广东广州510640) 摘要:以胜利大芦湖油田樊124区块稀油油藏为例,利用高温高压P VT 物性分析仪,通过CO 2对地层油的膨胀降粘、多次脱气和多次接触实验,研究了用不同量CO 2饱和的稀油相特性,给出了大量CO 2溶解引起的原油相特性参数的变化规律,解释了CO 2驱提高原油采收率的机理。

实验结果表明,CO 2可有效地使地层原油膨胀,改善原油的流动特性。

同时还可大量萃取地层油中的轻烃,使气相不断富化,从而达到动态混相,最终提高原油采收率。

关键词:稀油;CO 2驱;相特性;膨胀系数;降粘;提高原油采收率;实验研究中图分类号:T E 622.1 文献标识码:ACO 2是一种临界点比较低(31.05e ,7.399M Pa)易于压缩的气体,与地层油的最小混相压力远小于N 2和天然气等[1]。

因此,CO 2驱成为最主要的气驱提高原油采收率的方法。

最近十几年来,国外注CO 2提高采收率技术发展迅速,特别是在美国、加拿大等国已成为除热采以外第二大提高采收率技术[2,3]。

我国由于受CO 2气源的限制,注气技术没有得到有效应用,但是随着我国一批低渗、特低渗稀油油藏的开发,传统的注水采油技术受到了挑战,应用CO 2驱改善低渗稀油油藏开发效果成为一种重要的可选择技术。

笔者从研究溶解不同量CO 2稀油的相特性变化规律入手,探讨CO 2驱提高原油采收率的机理。

1 樊124区块基本情况1.1 油藏概况樊124区块是低渗透稀油油藏,主力产油层为Es 下3,是一套湖泊三角洲沉积砂体,含油面积为513km 2,地质储量为254@104t,油藏埋深3100~3300m,储层渗透率为4.7@10-3L m 2,孔隙度为13%,油层含油饱和度平均为57%,原始油藏饱和压力为1114MPa,原始气油比为87m 3/t,原始地层压力为31.5MPa ,油层温度为116e ,地面原油密度为018576g/cm 3,平均地面原油粘度为6.67mPa #s 。

第六章 水驱油理论基础我们已经相当详细的研究了单相流体的渗流规律，大家知道，由于自然和人工因素，油藏总会发生两相或三相流动。

世界上许多油藏具有天然水驱能力，更多的油藏则是利用便宜有效的人工注水开采方法。

在我国，所有主要的油田均采用人工注水保持压力的方式开发，因此在油藏内部出现油水两相流动是不可避免的，只有在一个相当短的时期内才可以把井附近的流动看作是单相的。

所以，研究油水两相渗流就成为非常必要的实际问题。

在天然水驱和人工注水方式下开发油田，油藏中发生了水驱油的过程。

油田开发开始，水就进入了含油区，然后逐渐向生产井底逼近。

由于油藏孔隙结构的高度非均质性，水不能将它经过的地区的油驱除干净，即还有剩余油。

在原始油水界面和水的前缘（目前油水界面）之间油水两相同时流动，只是含水饱和度逐渐升高。

在实验室做水驱油实验和实际生产过程中都证明了有一个较纯油生产期长的多的含水生产期。

在边水驱动的条件下，油藏内部有三个渗流区，第一区是从供给边线到原始油水界面，其中只有水在运动。

当然对于边内注水或面积注水时，这一区域就不存在了。

第二区域是从原始油水界面到目前含油边界（一般为油水前缘），其中油水两相流动。

第三区域是从油水前缘到生产井井底属于纯油流动。

参见图6.1。

油水两相驱的运动规律比较复杂，数学处理也比较麻烦，虽然早在1942年就已经获得平面一维和平面径向两相流的精确解，但广为人知的则是50年代以后的事了。

所以我们开始先假设油水两相区不存在，水的渗流区和油的渗流区直接相衔接。

这就等于假设了油水界面像活塞式的向前推进，一经扫过，全部油（至少是全部可动油）被驱除干净。

习惯上称水作活塞式驱动。

活塞式驱油的假设是不符合实际的，但作了这个假设以后，省去了处理油水两相区的麻烦，所以得结果在已经意义上也就揭露了水驱油的特点，所以至今在文献上仍能见到。

第一节 活塞式水驱油在水驱油是活塞式的假设下，一般要讨论水驱油问题，其难度也是很大的。

摘 要：中原油田自2010年开始进行了二氧化碳驱现场扩大试验，共实施11个区块32个井组，累计增油16.44万吨，二氧化碳驱实施效果显著。

但在二氧化碳驱过程中，由于设备、材质等问题，出现了二氧化碳排空、套管错断、井口上移等现象，容易引发安全环保事故。

因此，文章在收集整理二氧化碳驱井现有基础资料和地面系统现状的基础上，分析了二氧化碳驱注采过程中的安全环保风险，提出了防控对策，对中原油田下一步规模开展二氧化碳驱工作具有重大指导意义。

关键词：二氧化碳驱 安全 环保 风险分析中原油田二氧化碳驱提高采收率技术安全环保风险分析孙立辉（中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457000）收稿日期：2020-10-16作者简介：孙立辉，工程师，硕士。

2014年毕业于西安石油大学石油与天然气工程专业，现在中原油田从事三次采油、污水处理、分层注水等方面的工作。

基金项目：中国石油化工集团有限公司资助项目（P17003-6）中原油田根据油藏特点，经过前期技术攻关，自2010年起，先后在濮城沙一、胡96、文181、卫42等区块进行二氧化碳驱扩大试验。

截至目前，累计实施11个区块32个井组，累计注气69.87万吨，增油16.44万吨，取得了良好的增油效果。

但在实施二氧化碳驱过程中，因二氧化碳的特性以及受设备、地面系统配套等的限制，出现了套漏、套管错段、管线穿孔、二氧化碳外排等现象，引发了一系列安全环保问题[1-3]。

文章在整理分析井下管柱数据及地面系统现状的基础上，对中原油田二氧化碳驱安全环保风险进行了识别与评估，并制定了有效的预防和控制措施，对于保障中原油田二氧化碳驱安全环保生产具有重要意义。

1 二氧化碳驱工艺流程1.1 注入流程液体CO 2通过槽车运输至注气站内的CO 2储罐（–20℃，2.0 MPa ）中，经喂液泵升压至2.5 MPa ，输送至CO 2注入泵，增压后输送至注入井口，注入地层。

1.2 产出液集输流程采出气液利用原单井管线输至单拉罐，在重力作用下进行气液分离，气体排空，液体输送至联合站，利用现有的油水分离设施进行集中处理，分离后的原油进入联合站外输系统，污水进入联合站污水处理系统[4]。