二氧化碳驱油技术研究进展及下步工作部署建议课件.ppt

1、二氧化碳驱油技术研究进展二氧化碳驱油技术研究进展及下步工作部署建议及下步工作部署建议胜利油田勘探开发研究院胜利油田勘探开发研究院二零一七年五月二零一七年五月胜利油田胜利油田20172017年开发年开发技术座谈会发言材料技术座谈会发言材料汇汇 报报 内内 容容 一、二氧化碳驱技术概况一、二氧化碳驱技术概况 二、特低渗透油藏二、特低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术 四、面临的挑战及下步工作部署建议四、面临的挑战及下步工作部署建议 三、中低渗透油藏三、中低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术2（一）中低渗透油藏急需（一）中低渗透油藏急需COCO2 2驱开发技术驱开发技术未动用储量未动用储量规模大，常

2、规水驱开发难以动用规模大，常规水驱开发难以动用胜利油田特低渗、中低渗油藏胜利油田特低渗、中低渗油藏未动用储量未动用储量分类表分类表类型探明未开发地质储量万吨探明未开发储量比例%上报控制储量万吨上报控制储量比例%特低渗透（10mD)3102883.52003466.2中低渗透（10-100mD） 614516.51023333.8小计3717310030267100难点难点：埋藏深、物性差、丰度低，常规水驱开发难以动用。：埋藏深、物性差、丰度低，常规水驱开发难以动用。需求需求：寻求单控储量相对较高的有效开发方式。：寻求单控储量相对较高的有效开发方式。3（一）中低渗透油藏急需（一）中低渗透油藏急需

3、COCO2 2驱开发技术驱开发技术胜利油田特低渗、中低渗油藏胜利油田特低渗、中低渗油藏已开发单元已开发单元分类情况表分类情况表已动用储量单井能力低（日液已动用储量单井能力低（日液8.8t8.8t）、采收率低（）、采收率低（18.9%18.9%）。）。需求需求：特低渗需寻求新的能量补充方式，中低渗需寻求新的提高采收率方法：特低渗需寻求新的能量补充方式，中低渗需寻求新的提高采收率方法开发方式动用储量采收率单井日液 单井日油综合含水动液面亿吨占比例 / %t/dt/d%m注水开发特低渗透（75%75%）注入模式：注入模式： 气水交替混相驱（气水交替混相驱（80%80%）注入时机：注入时机： 水驱后转

4、气驱水驱后转气驱提高采收率：提高采收率：7 720%20%换油率：换油率： 0.25-0.6 t/t0.25-0.6 t/tCO2CO2美国美国COCO2 2驱项目渗透率区间图驱项目渗透率区间图国外三次采油技术产量构成变化图国外三次采油技术产量构成变化图国外三次采油技术项目数构成变化图国外三次采油技术项目数构成变化图产量统计（产量统计（b/db/d）项目数统计（个）项目数统计（个）58.5%41.5%项目数项目数项目数项目数7（二）（二）COCO2 2驱国内外技术现状驱国内外技术现状美国低渗透砂岩油藏气水交替混相驱提高采收率美国低渗透砂岩油藏气水交替混相驱提高采收率面积面积/ km/ km2

5、272.872.8原始地质储量原始地质储量/t /t4286428610104 4储层深度储层深度/m/m18901890渗透率渗透率/ /mmD D35-5035-50黏度黏度/ /cpcp1 1地面地面原油原油相对密度相对密度0.820.82注入方式注入方式WAGWAG井网形式井网形式五点法五点法井网密度井网密度/ /口口/km/km2 22.52.5PostlePostle油田井位图油田井位图PostlePostle油田生产注入动态图油田生产注入动态图2005 2006 2007 2008 2009 2010 20113.8t/d380t/du PostlePostle油田位于俄克拉荷油

6、田位于俄克拉荷马州德克萨斯县，发现于马州德克萨斯县，发现于19581958年年u 储层为储层为MorrowMorrow组砂岩层组砂岩层u 19741974年注水开发年注水开发u 19981998年近乎关井年近乎关井u 20072007年开展年开展COCO2 2混相驱，混相驱，压力水平压力水平1.1MMP1.1MMP以上以上u 注气后产量增加注气后产量增加100100倍，倍，提高采收率提高采收率18%18%8（二）（二）COCO2 2驱国内外技术现状驱国内外技术现状国内：国内：以深化理论研究和关键技术攻关配套为主，处于先导试验和扩大试验阶段以深化理论研究和关键技术攻关配套为主，处于先导试验和扩大

7、试验阶段油藏类型：油藏类型：低渗透油藏低渗透油藏/ /中高渗透高含水中高渗透高含水后期后期注入模式：注入模式：连续气驱为主（混相连续气驱为主（混相/ /非混相）非混相）注入时机：注入时机：弹性开发转气驱、水驱后转气驱弹性开发转气驱、水驱后转气驱国内国内COCO2 2驱实施情况驱实施情况单位 序号油藏驱替类型 深度/m 孔隙度/%渗透率/mD注入方式中石油1大庆芳48块非混相186812.31.3连续气驱2大庆树101块非混相212010.71.1间歇注气3吉林黑59块混相驱244012.43连续气驱4吉林黑79块混相驱244013.55.2连续气驱5吉林乾安老区非混相220015.85.5连续

8、气驱6吉林红87块非混相220010.90.3连续气驱中石化7华东草舍油田混相驱304214.146连续气驱8胜利高89块混相驱300012.54.7连续气驱9腰英台D833块非混相230014.25.4气水交替10中原濮城沙一混相驱235028.1690气水交替11中原胡96块混相驱400015.34.9连续气驱12中原新霍混相驱350014.75连续气驱13中原卫42-43混相驱356013.23.9连续气驱14中原文200混相驱370014.14.3连续气驱中国中国CO2驱试验项目变化趋势驱试验项目变化趋势9（二）（二）COCO2 2驱国内外技术现状驱国内外技术现状20052005201

9、32013年，在泰州组开展年，在泰州组开展COCO2 2混相驱先导试验混相驱先导试验，累增油累增油7.977.97万万吨，吨，提高采收率提高采收率7.97.9个百分点，个百分点，折算吨换油率折算吨换油率0.44t0.44t油油/tCO/tCO2 2。华东分公司低渗透油藏华东分公司低渗透油藏COCO2 2混相驱提高采收率混相驱提高采收率探明储量探明储量: 142: 142 10104 4t t渗透率渗透率: : 2424 mD mD混相压力混相压力: : 29.429.4MPaMPa地下原油粘度地下原油粘度: 12.8mPa.s: 12.8mPa.s原始地层压力原始地层压力: 35.9MPa:

10、35.9MPa油藏埋深油藏埋深: 3020m: 3020m草舍油田泰州组底块砂岩顶面构造图草舍油田泰州组底块砂岩顶面构造图草舍泰州组CO2驱增油效果曲线图1008060402002001.10 2002.10 2003.10 2004.10 2005.10 2006.10 2007.10 2008.10 2009.10 2010.10 2011.10 2012.10 2013.10区块产量，区块产量，t/dt/d新井自然新井自然注气井注气井5 5口，生产井口，生产井1111口，新井口，新井6 6口口10（二）（二）COCO2 2驱国内外技术现状驱国内外技术现状中原油田特高含水油藏中原油田特高含

11、水油藏WAGWAG驱提高采收率驱提高采收率20082008年年6 6月注气，日油月注气，日油0.3t/d0.3t/d，受效后上升到，受效后上升到12t/d12t/d，累注，累注3.43.4万吨，累万吨，累增油增油67756775吨，换油率吨，换油率0.20.2t t油油/tCO/tCO2 2，采出程度由采出程度由53.9%53.9%提高到提高到61.96%61.96%11（三）胜利油田（三）胜利油田COCO2 2驱历程驱历程持续攻关持续攻关COCO2 2驱提高采收率技术驱提高采收率技术12（三）胜利油田（三）胜利油田COCO2 2驱历程驱历程胜利油田通过技术攻关和现场试验胜利油田通过技术攻关和

12、现场试验 ，初步形成，初步形成COCO2 2驱配套技术驱配套技术13汇汇 报报 内内 容容 一、二氧化碳驱技术概况一、二氧化碳驱技术概况 二、特低渗透油藏二、特低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术 四、面临的挑战及下步工作部署建议四、面临的挑战及下步工作部署建议 三、中低渗透油藏三、中低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术14二、特低渗透油藏二、特低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术面临面临问题问题技术技术思路思路目的目的15（一）混相（一）混相/ /近混相机理近混相机理l COCO2 2驱混相实现：驱混相实现：COCO2 2对轻烃的抽对轻烃的抽提使气相持续富化提使气相持续富化l 混相驱的特点：

13、混相驱的特点：理论上，混相时两相理论上，混相时两相的界面张力趋于零，驱油效率最高的界面张力趋于零，驱油效率最高高高89-189-1块不同压力时块不同压力时COCO2 2- -原油界面张力原油界面张力高高89-189-1块不同压力时块不同压力时COCO2 2驱油效率驱油效率多次接触混相相图多次接触混相相图00.511.522.533.544.5101520253035界面张力界面张力/dyccm-1压力压力/MPa粘度：粘度：1.59mPa.s1.59mPa.s温度：温度：126126粘度：粘度：1.59mPa.s1.59mPa.s温度：温度：12612616（一）混相（一）混相/ /近混相机理

14、近混相机理地层温度地层温度116116140.0140.0136.2136.2126126142142125125地层油粘度地层油粘度mPasmPas1.711.711.221.221.061.061.461.463.063.066.256.25l 易混相要求：易混相要求：原油必须富含轻烃组分、较高的压力和较低的温度。原油必须富含轻烃组分、较高的压力和较低的温度。胜利油田原油轻烃含量低、地层温度高，最小混相压力均在胜利油田原油轻烃含量低、地层温度高，最小混相压力均在26MPa26MPa以上。以上。17（一）混相（一）混相/ /近混相机理近混相机理 物理模拟实验表明：要获得好的驱油效果需达到物理

15、模拟实验表明：要获得好的驱油效果需达到混相驱混相驱/ /近混相驱近混相驱；对于地层压力；对于地层压力低于混相压力的已开发（未开发）油藏，低于混相压力的已开发（未开发）油藏，如何实现混相驱是提高开发效果的关键如何实现混相驱是提高开发效果的关键。高高89-189-1块混相能力与驱油效率的关系块混相能力与驱油效率的关系18（二）超前注（二）超前注COCO2 2混相驱开发技术混相驱开发技术1 1、超前注、超前注COCO2 2混相驱开发机理混相驱开发机理大于大于混相压力后，压力变化率变化混相压力后，压力变化率变化趋势减缓趋势减缓机理一机理一 注气增能：注气增能：升压过程，溶解储能；降压过程，膨胀稳能。实

16、现高于水驱采油速度升压过程，溶解储能；降压过程，膨胀稳能。实现高于水驱采油速度 混相压力压力变化率COCO2 2溶解度增加，原油膨胀，弹性能增加溶解度增加，原油膨胀，弹性能增加采油速度明显高于同类水驱采油速度明显高于同类水驱19（二）超前注（二）超前注COCO2 2混相驱开发技术混相驱开发技术1 1、超前注、超前注COCO2 2混相驱开发机理混相驱开发机理机理二机理二 传质增效：传质增效：通过扩散和弥散减低原油粘度，提高微观波及；混相大幅提高驱油效率，延缓气窜。通过扩散和弥散减低原油粘度，提高微观波及；混相大幅提高驱油效率，延缓气窜。超前增加地层压力，达到混相驱，超前增加地层压力，达到混相驱，

17、提高提高驱油效率驱油效率扩散和弥散作用延缓扩散和弥散作用延缓COCO2 2突破，突破，降低原油粘度，改善降低原油粘度，改善宏观波及效率宏观波及效率扩散和溶胀动用较小孔隙中的油，改善扩散和溶胀动用较小孔隙中的油，改善微微观波及效率观波及效率20（二）超前注（二）超前注COCO2 2混相驱开发技术混相驱开发技术 如何选择合理超前注气技术政策界限，延长高产稳产时间，提高经济效益和采收率如何选择合理超前注气技术政策界限，延长高产稳产时间，提高经济效益和采收率2 2、 超前注超前注COCO2 2优化设计技术优化设计技术21（二）超前注（二）超前注COCO2 2混相驱开发技术混相驱开发技术 制定了超前注制

18、定了超前注COCO2 2混相驱开发技混相驱开发技术政策界限，指导特低渗透油藏术政策界限，指导特低渗透油藏超前注超前注COCO2 2方案设计方案设计。周期注采注采时间比值与采收率关系图周期注采注采时间比值与采收率关系图合理注气速度图版（注采阶段）合理注气速度图版（注采阶段）2 2、 超前注超前注COCO2 2优化设计技术优化设计技术22（三）（三）COCO2 2驱井网适配优化技术驱井网适配优化技术 井网井距与储层分布、储层改造适配井网井距与储层分布、储层改造适配，实现平面均衡驱替；，实现平面均衡驱替；注、采参数与注、采参数与流线适配流线适配，实现前缘均匀推进，达到提高采收率的目标。，实现前缘均匀

19、推进，达到提高采收率的目标。23（三）（三）COCO2 2驱井网适配优化技术驱井网适配优化技术滩、坝分布与井网组合模式滩、坝分布与井网组合模式不同类型储层不同井网形式不同类型储层不同井网形式COCO2 2驱波及系数驱波及系数不同类型储层不同井网形式不同类型储层不同井网形式COCO2 2驱换油率驱换油率滩砂和坝注滩采油藏适用反七点井网，纯坝砂和滩注坝采油藏适用五点法井网滩砂和坝注滩采油藏适用反七点井网，纯坝砂和滩注坝采油藏适用五点法井网1 1、井网形式、井网形式24（三）（三）COCO2 2驱井网适配优化技术驱井网适配优化技术2 2、差异井距优化、差异井距优化 基于基于COCO2 2驱的驱替特点

20、，由仅驱的驱替特点，由仅考虑考虑油相的井距计算方法油相的井距计算方法，转为，转为综合考虑综合考虑COCO2 2驱替模式、油气水驱替模式、油气水渗流特征渗流特征的井距计算方法。的井距计算方法。注采井间注采井间COCO2 2驱替模式示意图驱替模式示意图不同组分渗流模式图不同组分渗流模式图2122211非混相混相1-rbogbogweCOkakapprrCOCO2 2驱驱极限井距极限井距混相带长度极限泄油半径算系数非混相启动压力梯度计、11ba系数混相启动压力梯度计算、22ba水驱水驱极限井距极限井距5992.0)(226.32极限排拒KPPdwe一般一般COCO2 2驱技术井距驱技术井距30030

21、0600m600m，一般水驱技术井距，一般水驱技术井距125125175m175m25（三）（三）COCO2 2驱井网适配优化技术驱井网适配优化技术2 2、差异井距优化、差异井距优化依据滩坝砂展布和储层物性，分区确定合理的井距和改造措施适配。依据滩坝砂展布和储层物性，分区确定合理的井距和改造措施适配。26（三）（三）COCO2 2驱井网适配优化技术驱井网适配优化技术优化缝长和注采方向，延缓气窜，提高采收率。优化缝长和注采方向，延缓气窜，提高采收率。 裂缝的影响：油气两相渗流区裂缝的影响：油气两相渗流区变窄、曲线形态变陡；变窄、曲线形态变陡；COCO2 2突破时突破时间变早、渗透率急剧下降。间变

22、早、渗透率急剧下降。3 3、压裂裂缝优化、压裂裂缝优化27（三）（三）COCO2 2驱井网适配优化技术驱井网适配优化技术 适当压裂（适当压裂（缝长缝长20%20%注采井距注采井距）、）、裂缝与注采方向正交，可以提高单井裂缝与注采方向正交，可以提高单井累产油量、延缓气窜。累产油量、延缓气窜。不同压裂缝长气油比随时间变化曲线不同压裂缝长气油比随时间变化曲线不同的压裂缝长下累油量曲线对比不同的压裂缝长下累油量曲线对比优化缝长和注采方向，延缓气窜，提高采收率。优化缝长和注采方向，延缓气窜，提高采收率。3 3、压裂裂缝优化、压裂裂缝优化28（四）（四）COCO2 2驱矿场进展及认识驱矿场进展及认识针对滩

23、坝砂特低渗油藏储层特征，开展区块（井组）针对滩坝砂特低渗油藏储层特征，开展区块（井组）COCO2 2驱试验驱试验坝砂为主坝砂为主储层特征储层特征代表性区块代表性区块试验目的试验目的高高89-189-1块块探索探索COCO2 2驱补充能量可行性驱补充能量可行性，配套完善，配套完善注采工艺及地面工程技术。注采工艺及地面工程技术。滩砂为主滩砂为主高高891891块块滩砂滩砂COCO2 2大井距条件下混相驱大井距条件下混相驱可行性。可行性。滩坝间互滩坝间互樊樊142-10142-10块块试验试验COCO2 2混相驱开发技术混相驱开发技术，验证不同注，验证不同注采井距下注入受效情况。采井距下注入受效情况

24、。（樊（樊142-7-X4142-7-X4井组）井组）291 1、高、高89-189-1块特低渗透油藏块特低渗透油藏COCO2 2驱先导试验驱先导试验试验目的：探索滩坝砂特低渗透油藏试验目的：探索滩坝砂特低渗透油藏COCO2 2驱补充能量的可行性驱补充能量的可行性301 1、高、高89-189-1块特低渗透油藏块特低渗透油藏COCO2 2驱先导试验驱先导试验311 1、高、高89-189-1块特低渗透油藏块特低渗透油藏COCO2 2驱先导试验驱先导试验u油井见到明显增油效果油井见到明显增油效果 1313口见效油井初期平均日增油口见效油井初期平均日增油3.2t3.2t321 1、高、高89-18

25、9-1块特低渗透油藏块特低渗透油藏COCO2 2驱先导试验驱先导试验u油井见到明显增油效果油井见到明显增油效果 试验区累计增油试验区累计增油5.945.94万吨，换油率万吨，换油率0.22t/tCO0.22t/tCO2 2332 2、樊、樊142-7-X4142-7-X4井组井组COCO2 2混相驱先导试验混相驱先导试验试验目的：探索滩坝间互储层注试验目的：探索滩坝间互储层注COCO2 2恢复压力混相驱可行性及混相驱开采特征恢复压力混相驱可行性及混相驱开采特征樊樊142-7-X4142-7-X4试注井组井位图试注井组井位图含油面积含油面积: 0.94 km: 0.94 km2 2地质储量地质储

26、量: 32.6: 32.6万吨万吨空气渗透率：空气渗透率：1.2mD1.2mD注气时地层压力：注气时地层压力：17MPa17MPa滩砂、坝砂共存滩砂、坝砂共存井网：反七点注采井网井网：反七点注采井网注采井距：注采井距：243-676243-676米；米；生产方式：生产方式： 注气井未压裂注气井未压裂油压油压MPaMPa日注日注t/dt/d20130611 20130919 20131228 20140407 20140716 20141024 20150201 20150512 20150820 20151128 20160307 20160615 20160923 2017010122830

27、302928122826191818270122436015304593023.423.7 23.8 23.523.819.223.19樊樊142-7-X4142-7-X4井注气曲线井注气曲线樊142-1井生产曲线12/1/201612/19/20161/6/20171/24/20172/11/20173/1/201715.04.63.32.21.81.51.33.41.91.41.78.3081606129.38.47.17.34.24.24.25.83.804080120818894787186609456日油日油t/dt/d油压油压MPaMPa气油比气油比mm3 3/t /t 2013

28、2013年年6 6月注气，月注气， 6 6口口油井关井恢复地层压力，注气速度油井关井恢复地层压力，注气速度15-3015-30t/dt/d，累注累注COCO2 2 1.91.9万吨，万吨，压力恢复压力恢复33.7MPa33.7MPa，油井自喷油井自喷3 35t/d5t/d342 2、樊、樊142-7-X4142-7-X4井组井组COCO2 2混相驱先导试验混相驱先导试验试井和数模前缘预测研究表明：试井和数模前缘预测研究表明： 主力小层已基本达到混相驱，主力小层已基本达到混相驱，COCO2 2组分前缘推到组分前缘推到6-26-2井井u坝砂区坝砂区压力上升快（樊压力上升快（樊142-6-2142-

29、6-2、141-1141-1、142-6-3142-6-3），达到混相条件；），达到混相条件；滩砂区滩砂区压力上升压力上升慢（樊慢（樊142-8-x4142-8-x4）、）、相变不连通区相变不连通区为弹性恢复（樊为弹性恢复（樊142-7-3142-7-3、樊、樊142-8-3142-8-3）。）。COCO2 2组分预测图组分预测图35（四）（四）COCO2 2驱矿场进展及认识驱矿场进展及认识认识一：注水困难油藏，认识一：注水困难油藏，COCO2 2具有良好的注入能力具有良好的注入能力 相同注入量条件下，注气压力是注水压力的相同注入量条件下，注气压力是注水压力的一半，且注气压力基本稳定，而注一半

30、，且注气压力基本稳定，而注水压力呈上升趋势水压力呈上升趋势。时间时间05101520253035F144-16G89-17020040060080010001200200802200902201002201102201202201302201402201502201602201702注入压力（注入压力（MPaMPa）月注入量（月注入量（m m3 3）初期平均油压：初期平均油压：14MPa14MPa目前平均油压：目前平均油压：12.5MPa12.5MPa初期平均油压：初期平均油压：12.5MPa12.5MPa目前平均油压：目前平均油压：30MPa30MPa36（四）（四）COCO2 2驱矿场进展

31、及认识驱矿场进展及认识认识二：二氧化碳驱扩大井距，原难动用低渗储量可经济有效动用认识二：二氧化碳驱扩大井距，原难动用低渗储量可经济有效动用类别类别气气 井井气井压气井压裂级别裂级别油油 井井油井压油井压裂级别裂级别注采注采方位角方位角与地应力与地应力绝对夹角绝对夹角注采注采井距井距m m受效时间受效时间monthmonth见气时间见气时间monthmonth稳增产期稳增产期monthmonth气驱速度气驱速度m/dm/d沿地应沿地应力方向力方向G89-17G89-17不压裂不压裂G89-9G89-9 大大( (中中) )规模规模464614143363362 27 715151.551.55G

32、89-16G89-16小规模小规模G89-1G89-1大规模大规模717111113543543 34 47 72.852.85G89-19G89-19不压裂不压裂G89-3G89-3不压裂不压裂2372373 3335.5335.56 68 86 61.421.42G89-19G89-19不压裂不压裂G89-P1G89-P1大规模大规模55555 55555553 34 48.58.54.484.48G89-4G89-4大大( (中中) )规模规模 G89-11G89-11 大大( (中中) )规模规模888828284634633 34 43 33.733.73G89-4G89-4大大(

33、(中中) )规模规模 G89-1G89-1大规模大规模2402400 0702702111122228 81.031.03小计（均值）小计（均值）6 662.862.810.210.2408(458)408(458)3.4(4.67)3.4(4.67) 5.4(8.17)5.4(8.17) 7.9(7.92)7.9(7.92)2.73(2.51)2.73(2.51)非地应非地应力方向力方向G89-20G89-20小规模小规模G89-11G89-11 大大( (中中) )规模规模13213272722412414 410108 80.780.78G89-4G89-4大大( (中中) )规模规模

34、G89-5G89-5不压裂不压裂29129151515285283 313138 81.311.31G89-4G89-4大大( (中中) )规模规模 G891-7G891-7大规模大规模17917961613353357 7161610100.680.68G89-X18G89-X18不压裂不压裂G89-S2G89-S2不压裂不压裂19619644443113113 34 411112.512.51小计小计（均值）（均值）4 410910957573543544.254.2510.7510.759.259.251.321.32高高89-189-1块试验区典型不同注采方向井见效特征表块试验区典型不

35、同注采方向井见效特征表 沿地应力方向，井距沿地应力方向，井距330-1000m330-1000m，油井能够见效；，油井能够见效； 非地应力方向，井距非地应力方向，井距240-530m240-530m，油井能够见效；，油井能够见效；37（四）（四）COCO2 2驱矿场进展及认识驱矿场进展及认识高高89-189-1块块COCO2 2驱先导试验井位部署图驱先导试验井位部署图 压裂规模越大，气驱速度越大，气窜时间越早，压裂规模越大，气驱速度越大，气窜时间越早，注气井不压裂、油井小注气井不压裂、油井小规模压裂规模压裂有助于延缓气窜时间，提高稳增产期。有助于延缓气窜时间，提高稳增产期。认识三：注气井不宜压

36、裂、生产井宜小规模压裂，开发效果好认识三：注气井不宜压裂、生产井宜小规模压裂，开发效果好38（四）（四）COCO2 2驱矿场进展及认识驱矿场进展及认识认识四：超前注气可大幅度提高单井产能认识四：超前注气可大幅度提高单井产能 注气前油井采油指数注气前油井采油指数0.38-0.560.38-0.56t/d.MPat/d.MPa（泵抽（泵抽），平均），平均0.450.45t/d.MPat/d.MPa； 注气后自喷采油指数注气后自喷采油指数0.9-2.70.9-2.7，平均，平均1.951.95； 采油指数倍数采油指数倍数1.6-6.9.1.6-6.9.，平均，平均4.44.4。樊樊142-7-X41

37、42-7-X4井组注气前后采油指数统计表井组注气前后采油指数统计表39汇汇 报报 内内 容容 一、二氧化碳驱技术概况一、二氧化碳驱技术概况 二、特低渗透油藏二、特低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术 四、面临的挑战及下步工作部署建议四、面临的挑战及下步工作部署建议 三、中低渗透油藏三、中低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术40三、中低渗透油藏三、中低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术面临面临问题问题技术技术思路思路目的目的中低渗油藏中低渗油藏COCO2 2驱存在问题驱存在问题平面波及系数低：不利平面波及系数低：不利的流度比、强非均质性的流度比、强非均质性纵向波及系数低：超覆纵向波及系数低：超覆

38、作用、强非均质性作用、强非均质性COCO2 2/ /水交替驱技术水交替驱技术CSCS技术技术注入方式优化注入方式优化注采参数优化注采参数优化活性剂优选活性剂优选注入参数优化注入参数优化胜利油田中低渗油藏胜利油田中低渗油藏COCO2 2驱配套技术驱配套技术提高波及系数提高波及系数提高驱油效率提高驱油效率41（一）中低渗透油藏（一）中低渗透油藏COCO2 2气水驱技术气水驱技术1 1、气水交替驱提高采收率机理、气水交替驱提高采收率机理 水驱替下步剩余油，水驱替下步剩余油，COCO2 2驱替上部剩余油，驱替上部剩余油，提高纵向波及提高纵向波及CO2驱（波及面积驱（波及面积43% ）水气交替（波及面积

39、水气交替（波及面积97% ）水驱（波及面积水驱（波及面积76%）第二轮水驱后第二轮水驱后第二轮第二轮CO2驱后驱后 COCO2 2与水形成贾敏效应，改变液流方向，与水形成贾敏效应，改变液流方向，提高波及体积提高波及体积机理一：通过气水分流扩波及，气水贾敏变方向，实现上、下部位、机理一：通过气水分流扩波及，气水贾敏变方向，实现上、下部位、 高、高、 低渗透储层波及扩大。低渗透储层波及扩大。42（一）中低渗透油藏（一）中低渗透油藏COCO2 2气水驱技术气水驱技术1 1、气水交替驱提高采收率机理、气水交替驱提高采收率机理针对水驱后残余油类型：针对水驱后残余油类型：“孤岛孤岛”油、油膜、油、油膜、“

40、盲端盲端”油，通过油，通过COCO2 2驱驱 降低界面张力，驱替降低界面张力，驱替“孤岛孤岛”残余油；残余油； 抽提作用抽提作用+ +溶解膨胀，使溶解膨胀，使“油膜油膜”分散启动，驱动运移；分散启动，驱动运移； 传质扩散，透过水膜，将传质扩散，透过水膜，将“盲端盲端”残余油驱替出来。残余油驱替出来。不同孔径剩余油饱和度动用状况图不同孔径剩余油饱和度动用状况图机理二：高效驱油，动用不同尺度剩余油，大幅降低不同类型残余油。机理二：高效驱油，动用不同尺度剩余油，大幅降低不同类型残余油。COCO2 2驱替盲端油驱替盲端油COCO2 2驱替驱替“孤岛孤岛”残余油残余油溶解溶解膨胀膨胀抽提抽提43（一）中

41、低渗透油藏（一）中低渗透油藏COCO2 2气水驱技术气水驱技术2 2、COCO2 2气水交替驱油藏工程设计技术气水交替驱油藏工程设计技术层系划分：一套层系开发层系划分：一套层系开发井网形式：五点法井网井网形式：五点法井网平均注采井距：平均注采井距：281m281m交替时机：交替时机：35MPa35MPa，含水，含水41%41%注入注入COCO2 2量：量：0.3PV0.3PV （49.849.8万吨）万吨）单井注入速度：单井注入速度：15-28t/d15-28t/d气水比：气水比：1:11:1交替周期：交替周期：2 2个月个月史深史深100100关键技术政策关键技术政策 CO CO2 2-WA

42、G-WAG驱方案驱方案比比水驱提高采收率水驱提高采收率10.5%10.5%，累增油累增油23.923.9万吨。万吨。（21.2%，84.0%）（31.7，80.6%）气水交替驱含水与采出程度15年变化曲线史深史深100100北区气水交替驱井网部署图北区气水交替驱井网部署图44（二）中低渗透油藏（二）中低渗透油藏CSCS驱技术驱技术COCO2 2与活性剂（与活性剂（C+SC+S）驱作用机理）驱作用机理混相驱驱油效率高混相驱驱油效率高驱油机理驱油机理复合作用复合作用膨胀降粘机理膨胀降粘机理溶解气驱溶解气驱形成泡沫封堵，改善形成泡沫封堵，改善平面、纵向非均质性平面、纵向非均质性增溶增溶COCO2 2

43、到原油，改到原油，改善驱油介质善驱油介质/ /油的流度油的流度比比注气注气开发开发引入引入活性剂活性剂由于超覆作用，驱油效果变差由于超覆作用，驱油效果变差COCO2 2驱油驱油生成泡沫后驱油效果图生成泡沫后驱油效果图45（二）中低渗透油藏（二）中低渗透油藏CSCS驱技术驱技术1 1、室内实验研究进展、室内实验研究进展 活性剂增加活性剂增加COCO2 2溶于原油的能力溶于原油的能力1.3-1.81.3-1.8倍，可改善气油流度比倍，可改善气油流度比150175200225250275300325350202428323640气油比/cm3/g压力/MPa油相气油比曲线CO2+增溶剂CO2l 活性

44、剂对活性剂对COCO2 2的增溶作用的增溶作用加入活性剂前后原油的膨胀活性剂的增溶能力增加增加1.3-1.81.3-1.8倍倍46（二）中低渗透油藏（二）中低渗透油藏CSCS驱技术驱技术1 1、室内实验研究进展、室内实验研究进展活性剂在注入气的作用下遇水生成泡沫，可改善油藏的非均质性。活性剂在注入气的作用下遇水生成泡沫，可改善油藏的非均质性。l 活性剂的泡沫封堵活性剂的泡沫封堵注入速度与泡沫封堵能力关系注入速度与泡沫封堵能力关系含水孔隙中生成了泡沫含水孔隙中生成了泡沫472 2、模拟应用效果评价、模拟应用效果评价方法方法1 1：水驱后活性剂驱：水驱后活性剂驱方法方法2 2：水驱后：水驱后COC

45、O2 2驱驱方法方法3 3：水驱后活性剂：水驱后活性剂COCO2 2交替（交替（SAGSAG）实验表明：水驱后活性剂与实验表明：水驱后活性剂与COCO2 2交替驱（交替驱（SAGSAG）效果最好。）效果最好。（二）中低渗透油藏（二）中低渗透油藏CSCS驱技术驱技术48（二）中低渗透油藏（二）中低渗透油藏CSCS驱技术驱技术注水注水注气300tCO2吞吐u日产油：日产油：1t/d1t/d增加至增加至5t/d5t/d并稳定并稳定u含水：含水：98%98%降至降至656580%80%u累增油：累增油：892t892t（其中吞吐增油（其中吞吐增油108t108t，水，水+ +洗油剂驱增油洗油剂驱增油7

46、84t784t）洲洲2020日度曲线日度曲线华东局华东局“2C”2C” (CO (CO2 2+ +洗油剂洗油剂) )技术提高采收率试验技术提高采收率试验洲城垛一段洲城垛一段试验效果试验效果洲城垛一段洲洲城垛一段洲2020井组井位图井组井位图49汇汇 报报 内内 容容 一、二氧化碳驱技术概况一、二氧化碳驱技术概况 二、特低渗透油藏二、特低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术 四、面临的挑战及下步工作部署建议四、面临的挑战及下步工作部署建议 三、中低渗透油藏三、中低渗透油藏COCO2 2驱技术驱技术50四、面临的挑战及下步工作部署建议四、面临的挑战及下步工作部署建议（二）（二）COCO2 2驱工作目

47、标及保障措施驱工作目标及保障措施（一）（一）COCO2 2驱规模应用面临的挑战及对策驱规模应用面临的挑战及对策（三）建议开展的二氧化碳驱先导试验（三）建议开展的二氧化碳驱先导试验51（一）（一）COCO2 2驱规模应用面临的挑战及对策驱规模应用面临的挑战及对策挑战一：油藏条件和原油性质客观决定了挑战一：油藏条件和原油性质客观决定了COCO2 2与原油混相压力高，与原油混相压力高， 开发效果不理想开发效果不理想 国外：国外：原油性质好，轻质组分含量高，粘度、密度低，混相压力一般低于原油性质好，轻质组分含量高，粘度、密度低，混相压力一般低于12MPa12MPa； 胜利：胜利：原油重质组分含量高、粘

48、度、密度高、温度高，混相压力原油重质组分含量高、粘度、密度高、温度高，混相压力 30MPa30MPa，已开发，已开发油藏大多为非混相驱。油藏大多为非混相驱。如何创新发展，通过技术突破，提升混相能力（降低混相压力），是提高如何创新发展，通过技术突破，提升混相能力（降低混相压力），是提高COCO2 2驱开发效果的关键驱开发效果的关键52挑战二：油藏非均质性强，造成挑战二：油藏非均质性强，造成COCO2 2驱开发中气窜严重驱开发中气窜严重国外：国外：主要用于水驱较好的中低渗油藏，水驱后转主要用于水驱较好的中低渗油藏，水驱后转COCO2 2水气交替驱，利于控制气窜水气交替驱，利于控制气窜胜利：胜利：水

49、驱无法正常开发的低（特低）渗透油藏；衰竭开采后补充能量，采取连续注水驱无法正常开发的低（特低）渗透油藏；衰竭开采后补充能量，采取连续注气、间歇注气，不利于气窜的控制气、间歇注气，不利于气窜的控制（一）（一）COCO2 2驱规模应用面临的挑战及对策驱规模应用面临的挑战及对策53挑战三：低成本气源匮乏、运输成本高挑战三：低成本气源匮乏、运输成本高CO2气源：80%以上天然CO2气（200元元/ /吨吨)工业废气回收利用有减免税收等政策支持CO2输送方式：管道输送为主（输送为主（0.060.06元元/ /（吨（吨. .公里）公里）) )CO2气源：高碳天然气分离（450650元/吨）燃煤电厂燃煤电厂

50、捕集处理（500850元元/ /吨）吨）CO2输送方式：罐车（1元/（吨.公里）)美美国国胜胜利利如何转变发展方式，降低源头成本，是实现如何转变发展方式，降低源头成本，是实现COCO2 2驱效益开发的关键问题。驱效益开发的关键问题。美国美国COCO2 2气输送管网（超过气输送管网（超过39003900英里）英里）罐车运输图罐车运输图（一）（一）COCO2 2驱规模应用面临的挑战及对策驱规模应用面临的挑战及对策54对策：对策：紧盯低成本发展，突出创新驱动，实现紧盯低成本发展，突出创新驱动，实现COCO2 2开发技术的新突破开发技术的新突破聚焦聚焦混相驱开发，混相驱开发， 由由满足混相压力满足混相