注CO₂驱提高原油采收率及温室气体地质埋存前景广阔。回顾国内外CO₂驱发展历程及简况,分析CO₂非混相驱及CO₂吞吐发展现状,总结了CO₂驱相态、驱油机理评价以及CO₂驱油藏工程优化设计技术,CO₂驱油藏工程设计重点在于提高驱油效率和波及效率,控制黏性指进和气体突破,实现混相或近混相驱,结合油藏特征优化井网和注入参数。指出CO₂近混相驱和提高波及体积是CO₂驱发展趋势。水气交替、泡沫驱、裂缝封堵及局部重力驱是防气窜的重要手段。在总结国内外目前CO₂驱技术及现场经验基础上,针对不同类型油藏特征做好CO₂驱与CO₂地质埋存相结合的顶层设计。

黄3区低渗裂缝性油藏开展注CO₂驱先导实验整体增油降水效果明显,但部分井见气,气窜现象严重,降低了CO₂驱增油效果。为了提高低渗裂缝性油藏CO₂驱波及效率,采用示踪剂监测结合生产动态分析及数值模拟生产历史拟合的方式识别了储层优势渗流通道。在此基础上获取考虑优势通道的井组数值模拟模型,通过组分油藏数值模拟技术研究优势通道对CO₂驱替效果的影响,并模拟对比了4种改善波及对策提高驱油效率的措施。结果显示,优势通道使CO₂驱原油采收率下降7 %。采用高强度封堵措施封堵优势通道效果最好,RF提高了1.8 %;优势通道井气窜早期关井效果较好;注水保持地层压力时其次;生产井GOR达到2 000 m ³/m ³时关井相对较差,RF仅提高0.11 %。研究成果对于低渗裂缝性油藏注气驱方案设计具有指导意义。

生产气油比是气驱油藏开发设计的一项关键指标。在明确气驱全生命周期产出气具有5种来源基础上,提出了与3个开发阶段相匹配的低渗透油藏气驱生产气油比预测公式。从注气到见气前阶段生产气油比主要受油藏流体初始溶解气油比控制,给出了水溶气等效气油比确定方法;从见气到气窜前阶段的生产气油比主要受气驱“油墙”的溶气能力影响,可借鉴低渗透油藏气驱“油墙”物理性质描述系统方法确定气驱“油墙”溶解气油比;气窜后阶段的生产气油比变化情况由游离气形成的气油比决定,其预测基于“采出液腾出的空间被注入气和水充满”朴素认识,联合应用油气渗流分流方程、Corey模型和Stone方程、低渗透油藏气驱增产倍数,以及交替注入的水气段塞比等概念进行计算。“3段式”气驱生产气油比预测油藏工程方法得到了低渗透油藏CO₂混相驱矿场试验的验证,可用于注气开发方案设计,采油工艺优化或注气埋存潜力评价。

水平井CO₂吞吐,尤其在井网不完善的小断块油藏、薄互层油油藏中,是对于CO₂驱替的一种有效的技术补充手段。对于高含水水平井,针对现有的水平井CO₂吞吐注入量设计的快速计算方法“椭圆柱体模型法”的三个局限性,提出了基于改进的柱体模型的CO₂注入量设计新公式。将该公式计算的最优注气量与数值模拟方法的优化结果相比,计算误差率小于10 %,可满足工业设计需要,同时相比于旧模型的计算精度显著提升。应用新公式设计J油田典型高含水水平井S49P1井的CO₂吞吐剩余油挖潜方案,获得良好的增油效果及经济效益,验证了该改进模型的适应性与可靠性。新模型的建立可为同类型水平井CO₂吞吐方案的制定提供精度更高的工程计算工具。

利用CO₂萃取作用进行吞吐施工能够克服致密油藏难以形成有效驱替的生产开发难题。通过PVTi模块进行原油馏分劈分,结合注CO₂膨胀实验数据得到地层原油的拟组分性质,应用CFD模拟研究影响CO₂对致密油萃取的相关因素。结果表明：超临界CO₂在多孔介质中主要萃取原油的轻质组分,尤其是C₁₅₊以下的组分;注入压力越大,CO₂注入量越多,对原油的溶解能力就越强,能增强其对重质组分的萃取;同时CO₂的注入量增加还能促进CO₂在多孔介质中的滞留,利于CO₂的封存;随着孔隙度的增加,CO₂的萃取效果先增加后下降,在较低孔隙度条件下依然有44 %的萃取效果。利用CO₂萃取致密油具有一定的应用前景。

原油组分和油藏温度对CO₂驱最小混相压力影响规律对于注气油藏筛选和评价具有重要意义。系线法是一种使用解析方式计算最小混相压力的方法,速度快,精确度高,操作方便。建立了系线法模拟油藏CO₂驱最小混相压力计算流程,研究了原油中C₄、C₁₀、C₁₄和C₂₀组分及温度对最小混相压力的影响规律。结果显示：系线分析法与细管数值模拟结果相近。随温度升高混相压力增加,高温时组分含量对最小混相压力敏感性更强;最小混相压力随着原油中C₄、C₁₀、C₁₄组分含量增加而减小,随C₂₀含量的增加而增大。该研究为注气最小混相压力计算及影响因素评价提供了一种流程简单、计算准确的新方法。

为深入研究CO₂驱提高原油采收率方法对原油物性的影响,加深了解CO₂驱油机理,为CO₂驱现场试验效果分析提供理论依据,针对在长庆姬塬油田黄3区进行的CO₂驱提高原油采收率现场试验,采用柱色谱法、气相色谱—质谱联用法等方法对长庆姬塬油田黄3区CO₂驱油前后采出原油的物性变化进行了详细研究,重点考察了原油族组分含量、不同碳链烷烃含量、凝点、黏温曲线的变化情况。试验结果表明：注入CO₂后,原油烷烃组分先减小后增加,非烃和沥青质组分先增加后减小;原油烷烃组分中轻质烷烃（C₈—C₁₆）先减小后增加,重质烷烃（C₁₇—C₄₀）含量先增加后减小;原油凝点先升高后降低,原油黏度低温（35 ℃）略有升高,高温下无明显变化。上述结果符合CO₂混相驱油机理,原油物性的变化是由CO₂抽提机理和CO₂萃取机理共同作用的结果。通过上述研究,为CO₂驱油机理的认识提供了数据支撑,为进一步制定提高CO₂驱油效率方案提供了一定依据。

针对滩坝砂特低渗透油藏CO₂驱面临混相难、波及系数低等问题,综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法,采用物理模拟和数学模拟相结合的手段,制定了CO₂驱评价标准,明晰了CO₂驱提高采收率机理,形成了CO₂驱井网适配优化设计技术,优化了示范区高89-1块CO₂驱技术政策界限。实践表明,技术应用效果良好,截至目前,CO₂驱油与封存示范区累计注入CO₂ 2.8×10 ⁵ t,累计增油6.5×10 ⁴ t,封存CO₂ 2.6×10 ⁵ t。

草舍泰州组油藏CO₂混相驱提高采收率项目是国内较为成功的项目之一。针对一次混相驱后剩余油分布复杂、后期气窜严重等问题,开展二次混相驱的可行性研究。金相显微镜下观测真实岩心CO₂混相驱的流动过程具有微观分维的特征,剩余油以薄膜状、孤立点珠状附着在岩石孔隙表面,CO₂二次混相驱油效率为93.40 %,比一次混相驱油效率提高9.73 %;密闭取心显示平均残余油饱和度为30.8 %,III油组潜力较大。设计二次混相驱油可行性方案,采用分层系开发动用底部油藏,高部位注气抑制重力超覆,水气交替减缓气窜,全过程防窜调整剖面等方式,预计可进一步提高采收率8 % ~ 10 %。

目前板桥油田板14-1断块油藏含水率98.1 %,采出程度10.93 %,常规控水稳油技术已无法解决油藏含水高、产能低、经济效益差的问题。和常规控水增油技术相比,CO₂吞吐压锥具有工艺简单、施工周期短、成功率较高等优势。采用数值模拟技术研究了CO₂吞吐降水增油机理,并在此基础上,优化了CO₂吞吐工艺参数,确定了油藏水平井CO₂吞吐最优工艺方案。在方案优选基础上,现场实施了CO₂吞吐方案。研究结果显示,CO₂吞吐通过气驱压锥,萃取原油中间组分,降低原油黏度机理实现了特高含水期水平井控水增油;通过对比不同工艺参数下单井累计增油量及换油率,CO₂的最优注入量为600 t、注入速度4.0 t/h、焖井时间17 d、产液量16 m ³/d、吞吐轮次2个。45H井现场先导试验显示,45H井产液量为12 m ³/d,含水率由98.1 %降低至62.5 %,产油量由1.6 m ³/d上升至4.73 m ³/d,CO₂吞吐控制底水锥进、降低油井含水率和恢复产能效果明显。研究表明,水平井CO₂吞吐对板桥油田同类油藏具有较好的适应性和应用推广前景。

苏北盆地低渗透油藏分布广,普遍存在天然能量不足且构造破碎,难以形成有效注采井网等问题,因此,水驱效果差。CO₂吞吐能有效解决这一问题,并且投入少、工艺简单、见效快。选择合适的油井实施是该项工艺成败的关键。通过对苏北盆地低渗透油藏近年实施的CO₂吞吐情况进行对比分析,结合室内物理模拟实验及数值模拟成果,认为埋深为中—深层,裂缝发育的封闭油藏较适合实施CO₂吞吐,裂缝对吞吐效果影响较大,地层压力存在一个适宜区间,并非越大越好,是否能达到混相对吞吐效果并无决定性影响。位于构造较低部位,初产高,含水在30 %~70 %的油井比较有利于吞吐,水平井实施吞吐效果优于直井。

CO₂注入油藏不仅可以大幅度提高原油采收率,且可以实现温室气体减排的目标。因此,CO₂驱技术得到越来越广泛的应用。我国油藏多属于陆相沉积,非均质严重,导致CO₂气窜严重,使CO₂驱油效果变差。利用层内非均质模型,开展了连续注气、水气交替、间歇注气和脉冲注入CO₂开采模拟实验,研究了非均质油藏CO₂驱开采驱特征及动力学环境对CO₂气窜的影响。实验结果表明：水气交替注入驱油效果最好,间歇注气和连续注气效果次之,脉冲注气效果最差;CO₂驱未见气和低气油比阶段采出程度高,是主要的生产阶段,延长两个阶段的生产时间可以提高开发效果;通过改变水动力学条件可以有效地抑制CO₂气窜,水气交替注入抑制气窜能力较强,而脉冲注气的扰动效应加剧了模型中CO₂气窜,上述实验结果表明非均质油藏水气交替注入是CO₂驱最优注入方式。

基于CO₂驱注采井完井管柱技术难点,系统阐述了国内CO₂驱注采井完井管柱的研究历程和发展现状,总结出CO₂驱注采井完井管柱的技术关键是注入井完井管柱的密封性能和采油井完井管柱的防腐防气性能。国内油田CO₂驱先导试验表明,封隔器的不断优化、油管的气密性检测等技术有助于提高注入井的密封性;CO₂缓蚀剂配方和加注工艺、气举控套、井下油气分离等工艺有助于提高采油井的泵效。同时,针对矿场注采井面临的技术难题,指出了CO₂驱注采工艺的下步研究方向。

CO₂驱油是有效提高原油采收率的手段之一。苏北油田自2005年开始注CO₂驱油试验,前期注气管柱采用Y221封隔器密封管柱,基本满足注气的要求,但也存在注气管柱气密封性能差、反洗阀打不开、无法循环更换油套环空缓蚀剂等问题,导致油管、油层套管腐蚀严重,后期施工困难。从2014年起,在研制采用Y445J封隔器的基础上,对油管材质等进行改进优化,设计了新型CO₂驱油注气管柱（Φ73.02 mm N80-3Cr-BGT1扣气密封油管+滑套开关+Y445J封隔器+Φ73.02 mm N80外加厚油管+多功能注气阀）。现场试验8井次,试验井均能够保证套压长期为零的良好状态。试验表明,该管柱具有气密封性能良好、可以循环更换油套环空缓蚀剂、防返吐等优点,各项性能符合设计要求,值得推广。

CO₂过度排放所引起的温室效应已经对人类的生活造成了诸多不利影响。CO₂地质封存技术作为一项有效的CO₂处置技术,已经受到了越来越广泛的关注。研究了CO₂在模拟深部盐水层溶液中的溶解度及溶解度随埋存深度（800~2 800 m）的变化规律。结果表明,在800~1 700 m埋深范围内,CO₂溶解度随着盐水埋深的增加而减少;当埋深大于1 700 m时,CO₂溶解度则随着盐水埋深的增加而增加。CO₂溶解度随埋存深度的变化用方程进行了拟合,以此为基础预估了一定区域封存场地的CO₂封存量。

针对鄂尔多斯盆地致密储层CO₂驱替过程中时移地震监测可行性问题,以苏里格地区的致密含油砂岩储层为基础,首先利用考虑压力变化的Digby模型来进行干岩石体变模量和切变模量的计算。其次,利用Digby模型结合Gassmann方程进行横波速度和纵波速度预测,及注入CO₂后随压力变化纵、横波速度的计算。然后以黄234井的含油储层测井数据为基础建立两层介质模型。最后,计算注入CO₂情况下随地层压力和CO₂饱和度变化情况下的AVO梯度截距。研究发现随着地层注入压力增大,梯度减小,截距增大;随着CO₂饱和度增加,梯度减小,截距也减小;CO₂注入前后的反射系数差异明显,致密砂岩油层注入CO₂后,其AVO特性呈现第二类含气砂岩的特征,可以被二次监测地震有效地监测出来。