特低渗透油藏CO2驱效果研究.doc

特低渗透油藏CO2驱效果研究 作者： 日期：4 个人收集整理 勿做商业用途摘 要特低渗透油藏注水开发过程中出现渗流阻力大，注水压力高，注水效果差等诸多问题，经研究发现注气开发有利于解决上述问题.本文通过室内物理实验方法，研究CO2驱中非混相驱替和混相驱的驱替效果和驱替机理,进一步确定此类油田是否适合CO2驱。实验结果表明,对于特低渗透油田有以下结论：(1)CO2驱采收率随注入量增加而增加,随驱替压力的增加而增加;（2)CO2突破前，生产气油比保持在原始溶解油气比，CO2突破后，生产气油比增加；(3）压力增加,CO2注入能力提高，当非混相驱时，压力增加，CO2注入能力增加的幅度比较小，达到混相以后，CO2注入能力迅速提高.（4)对于特低渗透油藏，混相驱采收率高于水驱,非混相驱采收率低于水驱;CO2驱注入能力最小是水驱700倍。总而言之，特低渗透油藏适合CO2驱。关键词：特低渗透油藏;CO2驱;驱替机理；室内实验 AbstractWith the development of national economy,crude oil demand exceeds supply， more and more very low permeability reservoirs need to be exploited. We meet many problems in the presence of water flooding，such as high filtrational resistance，high water flooding pressure，bad water flooding effect。Reserchments of recent years demonstrate that gas injection can resolve these problems.Laboratory experiment of CO2 displacement is developed in order to verify suitability of CO2 flooding to this kind of reservoir。 The results of laboratory experiment as flow:(1） In CO2 flooding，oil recovery factor increases as injection volume;（2）Before CO2 breakthrough，oil/gas ratio maintains original oil/gas ratio，after CO2 breakthrough oil/gas ratio increases; (3)Injection capacity increases with pressure，amplitude of injection capacity rising in CO2 miscible flooding is higher than in CO2 immiscible flooding;（4)Oil recovery factor of CO2 miscible flooding is higher than water flooding,however，Oil recovery factor of CO2 immiscible is lower than water flooding。 Injection capacity of CO2 is more powerful than water flooding. In a word,CO2 miscible flooding is suitable to very low permeability reservoir.本文为互联网收集，请勿用作商业用途个人收集整理,勿做商业用途Key words:Extralow permeable reservoir;CO2 flooding;Displacement mechanism； Laboratory experiment目 录第1章 概述11.1我国低渗透油藏的地质特征11。2国内低渗透油田的注气开发现状21.3 国外低渗透油田的注气开发现状61。4 国内外CO2提高油气采收率的发展趋势8第2章 CO2驱概论102。1 CO2驱的概念102。2 CO2主要开发方式102.3 CO2注入方式132。4 CO2 注入工艺技术132.5 注CO2采油存在的问题及解决方法14第3章 CO2驱油实验173.1 实验条件173.2 实验仪器及流程183。4 实验过程183。5 CO2驱效果分析183。6 水、气驱替效果对比23结 论24参考文献25致谢27第1章 概 述1.1我国低渗透油藏的地质特征1。1。1低渗透油田储层物性特征(1)孔隙度据32个油层组，12120样品的统计,孔隙度平均值为18.55，最大孔隙度为30。2，最小为1。2%.就油层孔隙度分布而言,平均孔隙度小于10的油层占6。67%；平均孔隙度10%15的油层占43。33；平均孔隙度在15%20%之间的油层占36.67;孔隙度大于20%的油层占13.33,显示出低孔的特点1。(2）渗透率在统计的12120块样品、32个油层中，就油层组而言，油层平均渗透率在（10050）10-3m2之间占6.25；在（5010）10-3m2之间占37.5%；小于10103m2占56.25，后两者和占93.75%.（3)低渗透储层的油水饱和度总的趋势是我国低渗透油层含油饱和度较低,一般为5560%左右，但各大油田之间相差比较悬殊.含油饱和度最高的为文东油田盐间层，达72，最低为克拉玛依油田八区乌尔禾油藏，只有45%8。1.1。2原油性质特征我国低渗透油田原油性质一般比较好,其特点是密度比较小、粘度低、含胶质和沥青少,另外凝固点比较高、含蜡量比较多,具体数据如下：地面原油密度:最小0.83g/cm3，最大0.89g/cm3,一般为0.84g/cm30.86g/cm3;脱气原油粘度：最低4.8mPas，最高57mPas，一般为7mPas8。7mPas；原油凝固点：最低11，最高36，一般为1633；原油中胶质含量：最少2,最多21，一般3%19%。低渗透油田原油性质比较好,包括；两个方面的特点：(1)低渗透油田原油一般属于正常原油，亦即通称的稀油，基本没有稠油。稠油（粘度大于500mPas)一般都储藏与高渗层油层之中.（2）在同一油田范围内，低渗透油层一般埋藏较深,其原油性质通常比埋深较浅的高渗透油层要好。1.1。3驱动能量特征我国低渗透油田基本上是低饱和油田,但饱和度差异较大，有的油田饱和度高，原油溶解气量多，如克拉玛依八区乌尔禾油藏；多数低渗透油藏饱和度低，原有溶解气量较少，饿、如吉林新民油田。 绝大部分低渗透油田都属于构造-岩性圈闭油藏，再加上储层性质差。渗透率低，边水能量微弱，对油藏驱动作用小.1。2国内低渗透油田的注气开发现状油气是能源的重要成员，是工业的“血液,也是现代社会发展的基础和国民经济发展的重要支柱。随着国民经济的高速发展，原油需求量日益增加，然而当前我国石油工业面临严峻的挑战，一方面我国东部主力油田均进入了高含水期，原油产量呈下滑趋势。一方面我国现在后备储量十分紧张，探明未动用的地质储量中大部分为低渗透油田储量，进入上世纪90年代以来，低渗透油田的储量增长很快，在总探明储量中所占的比例越来越大。近几年，在当年探明的石油地质储量中,低渗透层储量所占的比例高达607019，这表明低渗透层将是今后相当一个时期增储上产的主要资源基础。不同国家和地区对低渗透油田的划分标准并不是十分统一的。根据储层性质和油田开发技术经济指标划分，美国将渗透率100103m2的油田称为低渗透油田，前苏联的标准是 50103100103m2以下,而我国一般将渗透率在 1010350103m2的油田称为低渗透油田，渗透率为 110310103m2的称为特低渗透油田，小于 110-3m2称为超低渗透油田。本文中低渗透砂岩油田指的是渗透率5010-3m2的低渗透砂岩油田。截止到 2002 年底,我国低渗透石油资源量为 210.7108t，占总资源量的22。4,其中中油股份公司已经探明的未动用储量就高达 32108t,占总探明储量的50以上，扣除各种不确定因素后，低渗透已探明未动用储量至少为 26108t储量.低渗透地质储量较多的有新疆、大庆、胜利、吉林不同国家和地区对低渗透油田的划分标准并不是十分统一的.低渗透油田广泛分布在全国各个地区，截至2000年底，我国已探明的低渗透油田地质储量为52。14108t，占全部探明地质储量的26。1;我国已经动用的低渗透油田地质储量为26.66108t，占全部已动用储量的25.5%.目前发现的低渗透油田储层以中深埋藏深度为主.由各油区的低渗透储层埋藏深度统计表明，目前发现的油藏以中深层为主，埋藏深度小于1000m的油藏约占5.2，10002000m的油藏约占43。1%,20003000m的油藏约占36.2，大于3000m的油藏约占15。5.低渗透储层中特低渗透及超低渗透储量占较大的比例。根据渗透率的大小，低渗透油藏可以分为三类：一类渗透率为1050md,其储量占53;二类渗透率为110md，其储量占38。6%；三类渗透率为0。11md，其储量占8。4%.低渗透油田渗透率较低,细小孔道比例大，针对这些特征，当前有以下几种注气EOR方法：（1）氮气和烟道气驱替，成本低，但是最低混相压力高，只有在深层，轻质油藏能达到混相；（2）烃气驱替，最低混相压力介于氮气驱替和CO2驱替之间，气源问题不好解决；（3）CO2驱替，最小混相压力小，达到混相条件低，较其它气体易于膨胀、膨胀,降粘，萃取石油。从而获得较高的石油采收率。虽然国际上CO2驱替在很多国家实验室研究有相当大的成果，而且现场已经广泛应用，但是在国内仅仅开展了相应的室内试验研究和一些先导性试验，很少应用于有现场.随着技术的进步，油价的攀升以及环境的需要,CO2采油方法越来越受到重视。相信CO2驱替方式将在低渗透油田上有广泛的应用。前面我们提到我国油田水驱采收率较低,东部油田综合含水率已很高，普遍进入油田开发产量递减阶段，近年发现的又多为低渗透和高粘度油田的难采储量，发展多元的EOR技术已成为陆上石油工业持续发展的一项迫切战略任务.我国发展注气较慢,原因在于:（1）对于多数油田而言，气源紧张，不可能用来大量注气；（2)原油含蜡多，密度和粘度都比较高,绝大多数油藏原油粘度大于5 mPas，注气后由于不利的流度比、气窜和重力差异比较严重,波及系数不高,而且难于混相，需要研究的问题较多。因此注气混相驱和非混相驱一直未能很好地开展起来,但近十几年有所改变。1998年，全国开展了三次采油潜力的二次评价工作，据初步统计，适合于注气CO2混相驱的地质储量在10。57108t以上，占参评石油地质储量的10。4%，与水驱相比，平均可提高采收率16.4%,增加可采储量1.73108t。因此，要改变单一的注水开发模式,因地制宜、经济有效地发展多种提高采收率技术，这就迫切地要求我们对注气混相和非混相驱技术予以足够的重视和必要的关注.但注气混相驱和非混相驱仍处于试验探索阶段，与国外相比有较大差距，只在近几年，随着西部油田的开发,注气混相驱和非混相驱才提到议事日程。吐哈油区的葡北油田注烃混相驱矿场试验已经启动，无疑它将大大推动我国混相驱提高采收率技术的快速发展.但总的来讲，由于我们混相驱研究开始比较晚，与国外相比还有很大差距，需进一步加快CO2天然资源的勘探,使注气混相驱和非混相驱技术有较快的发展，成为一种可行的提高采收率方法。因地制宜发展各种注气EOR技术，根据气源条件,发展注烃和非烃气体混相和非混相技术。天然气资源丰富的西部地区优先开展注烃混相、近混相和非混相驱.吐哈葡北注烃混相驱已经开展3年 ,效果好;大庆、胜利、江苏、吉林、江汉、中原、华北、青海和长庆等油区进行过、正进行或将进行这项试验，望取得成功，促进此项技术发展。下面看看国内各个油田的应用情况。本文为互联网收集，请勿用作商业用途个人收集整理，勿做商业用途大庆油田从60年代开始就在小井距进行了早期注CO2水及CO2轻质油提高采收率的矿场试验，分别比水驱提高采收率7.3和6。80年代引进国外先进工艺，1985年大庆油田开始CO2非混相驱油先导性矿场试验研究，在进行完可行性研究（室内实验与数模计算研究）及确定出最佳CO2驱油试验方案后，1988年大庆油田在萨南东部过渡带开辟了注CO2试验区，1990年至1995年底先后对葡2油层和萨 1014油层进行了非混相CO2驱油先导性矿场试验。两次试验均采用先进行前期水驱，尔后进行水、气交替注入方式，CO2气体注入总量各为0.2PV左右.矿场试验结果表明，降低了水油比和水驱剩余油饱和度，取得比水驱提高采收率6以上的好效果，增采1t原油需注入2200m3CO2气体,接近当时美国CO2驱的经济极限2070m3。20世纪初，针对大庆长垣外围油田特低渗透储量在常规注水开发条件下很难经济有效开发的实际， 2003年在宋芳屯油田南部开展了扶余油层注CO2驱油试验.试验目的层FI7层，2003年3月试验，试验井组包括1口注气井和5口采油井,累计注入液态CO216500m3，2004年8月见到注气效果,累计增油1524t。2005年8月对投产初期产油仅0.02t的芳188-137井进行了CO2吞吐试验，吞吐后初期日产油2.3t，之后日产油一直稳定在0。61。3t，说明CO2吞吐可以作为特低渗透油层有效动用的辅助手段.通过近3年的注气试验，注气井注入压力较低,油层吸气能力较强，注气井吸气能力平均0.57m3/（d.Mpa。m），为吸水能力的7。2倍。注气井组5口油井都见到不同程度的注气效果，产量和地层压力有所回升 ，试验井组累积增油1480t，目前试验井组日增油4t左右.至2005年10月见气后产量稳中有升、气油比和套压上升，地层压力相对较高。个人收集整理,勿做商业用途个人收集整理，勿做商业用途葡萄花油田太63-42井投产以来一直处于低产状态，日产油3。0t,控制地质储量7.38104t，剩余地质储量7.15104t，采出程度仅有3。06%。葡74-77井控制地质储量9。8104t，剩余地质储量7.97104t,采出程度仅有18.71%。该井吞吐试验前日产油2.0t，综合含水67。7%。太63-42井连续注入5h，累积注入CO278。4t,平均注入速度5。2t/h，注入过程中套压从2。1MPa升至7。5MPa，又降到2。5MPa。葡74-77井连续注入15h,累积注入CO2100t，平均注入速度6.7t/h，注入过程中套压基本保持2.1MPa.这2口井2002年11月开井生产，初期产能逐渐上升,综合含水下降。太63-42井吞吐后转抽初期日产油量为5。2t,与试验前相比，日产油量增加2。2t.葡7477井吞吐后转抽初期日产油量为4.0t，与试验前相比，日产油量增加2。0t,含水降至39.4%。太63-42井连续生产123d，累积增油249t，平均日增油2。02t。葡74-77井连续生产96d，累积增油220。3t,平均日增油2。3t。胜利油田桩西油区于2000年6月在桩39-9井开始进行矿场试验，至2003年8月共实施CO2吞吐井26口，成功20口，邻井见效1口,初期日增油48t，已累计增油26215t。综合措施增油效果显著.江苏油田富14断块于1996年2月在保持最低混相压力的状态下，于1998年末开始进行了CO2与水交替(WAG)的注入试验。进行了6周期的注入试验后，水气比由0.861升至21。油井见到了明显的增油降水效果，水驱后油层中形成了新的含油富集带。试验区采油速度由0。5升至1。2%，综合含水率由93。5%降至63。4%。到目前为止,CO2波及区采收率已提高4,CO2利用率为1240m3/t（油） ，经济效益明显。苏北洲城油田2000年11月对QK18井S1402层进行CO2吞吐，注入液态CO2380t，注入压力1820MPa，注入温度1320，关井58d，至2001年1月开井放喷,喷出井筒内残留的CO2后停喷,然后进行试生产，生产正常.随着生产时间的延长，产量逐渐降低，2002年45月进行了第二轮CO2吞吐，注入O2760t，油井产量重新恢复.从2001年2月至年底，生产量334d，累计生产原油1075.65t，平均日产油3.2t，比试油产量高出了一倍，增幅明显，并稳定生产了近9个月，平均含水2%，原油粘度降低了45。2% 。文中油田为复杂断块油气藏，渗透率一般在(10300）10-3m2，从2003年1月29日文38-16井实施单井CO2吞吐开始，到2003年12月共实施6口井7井次,平均单井注入强度25t/m，设计注入液态CO2量1497t，实际注入1421.4t,注气压力多在30MPa以上，设计闷井期在1530d之间，除文38-16井按方案为15d浸泡期外，其余5口井浸泡期均长于浸泡期,都在30d以上。而文38-16井的吞吐效果也是较好的一口井。实施6口井中5口井有效，其中有3口井达到很好的增油效果，增油均达到180t以上,最好的增油为329t，2口井有增油效果,增油为45t左右，1口井基本无效，有效率85。7，平均换油率0.65t/m3。吉林油田利用万金塔CO2气田的液态CO2，在吉林油田开展CO2吞吐和CO2泡沫压裂已在100井次以上。从以上现场应用实例可见，CO2在油田开发中,不论采用何种驱油方式都取得了非常好的效果,对于CO2在油田的推广具有广泛的应用前景。 安塞油田是一典型特低渗透油田，其储油层为三迭系延安组致密砂岩,地质储量5 000万吨，该区渗透率较低，平均孔隙度11.7,平均渗透率0.97md，原油密度为（0。840。85）g/cm3，地下粘度（23）mPas，油层压力为8。31 MPa,饱和压力为（4.656.79)MPa，油层温度45，原始含水饱和度为0.46，原始含油饱和度为0。54,油藏无气顶。注入天然气，当注入80 乙烷时，可实现混相驱替。计算水驱采收率是20。6%,而天然气驱采收率是26.3,采收率增长大于5.中原油田正在开展注烃类气和氮开发低渗透油田研究及现场实验,如果能注入水，对轻质油藏采用气水交替既易达到混相，也有望进一步提高采收率虽然低渗透油藏进入现场试验项目数量较少,但随着低渗透难采储量的增加，低渗注气正日益受到各油田公司的重视。川中大安寨低渗透裂缝灰岩低渗透油藏(基质K=（0。008 860.038 48)103m2，综合K=0.1103m2，室内评价研究了裂缝性灰岩油藏注气室内评价方法，不同脱气压力下恒压注天然气1.2 PV时的采收率，研究表明原油脱气越多，其采收率越低,注气比衰竭式开发可提高采收率6。21%。大庆油田外围特低渗储层正在探索注气的可行性；青海南翼山带裂缝油藏（基质K=0。8103m2)注天然气可行性也在论证之中；长庆油田已开展了注气试验，现正在总结经验，准备扩大;克拉玛依油田也在考虑注气问题。总之随着低渗透难采储量的增加和天然气的大发展，天然气将作为现场注气的主流，并得到越来越广的应用。1.3 国外低渗透油田的注气开发现状研究注CO2气体提高采收率的方法，已经具有几十年的历史，早在1920年就有文献记载，可以通过注入CO2气体的方法来采出原油。从1950年起，许多国家在实验室和现场均对CO2提高采收率方法进行了相当规模的研究。结果证明,CO2是一种高效驱油剂。近年来，随着技术的进步、油价的攀升以及环境保护的需要，注CO2采油的方法越来越受到重视，很多国家开展了注CO2采油的现场实验CO2驱油技术的研究与应用起始于20世纪50年代，国外对低渗透砂岩油藏注气开发的研究和应用比较早，也比较广泛。直到70年代，随着CO2集输、注入工艺的日趋成熟及腐蚀与结垢问题的不断解决,该方法才逐渐应用于油田并逐年增加.迄今为止，有3%的世界原油产量由注气提高采收率（EOR）获得，目前气驱开发在国外已成为较为成熟的广泛应用的提高采收率方法之一。2000年3月，美国油气杂志发表了EOR（IOR）调查，结果表明注气已成为除热采以外发展较快的EOR技术,领先的是美国和加拿大 17 .美国是CO2驱发展最快的国家，自20世纪80年代以来，美国的CO2驱项目不断增加，已成为继蒸汽驱之后的第二大提高采收率技术。美国从1972年到1987年的15年间，应用CO2驱油的矿物试验数达82个，其中混相驱54个，非混相驱28个.美国南部德克萨斯州已经发现了相当数量的天然CO2矿藏，为美国CO2驱油提供丰富而且廉价的CO2，因此美国CO2驱油的油矿比较多。美国目前正在实施的CO2混相驱项目有64个。最大的也是最早使用CO2驱的是始于1972年的SACROC油田。其增产油量仍呈继续上升的趋势。大部分油田驱替方案中，注人的CO2体积约占烃类孔隙体积的30，提高采收率的幅度为72216。本文为互联网收集，请勿用作商业用途个人收集整理，勿做商业用途在美国，由于有相当大的CO2储量，主要以CO2驱为主导。2000年，美国实施CO2混相驱项目63项，加拿大实施CO2混相驱5项，均获得了较高的利润。美国注CO2项目的成本由1985年每桶石油18.20美元下降到1995年的10.25美元，采收率一般可提高8%15的原始地质储量（OOIP），生产寿命一般为1220a。美国的CO2驱除老基地西德克萨斯州二叠盆地外,已发展到俄克拉荷马和堪萨斯两州Morrow砂岩油田等地区18。2000年，美国气驱增油量为5。23104m3/d，占EOR增油量的44%。从美国在70年代开始大规模实施CO2驱的油田来看，它们的岩性、埋藏深度、储层和流体性质等均不相同。14个油田中，有5个注CO2后，采收率较高，一般达到剩余地质储量的40%50%；有4个可采出原油地质储量的10%30；有4个采收率较低,小于剩余地质储量的10，其主要原因是储层异常非均质。1986年美国采用CO2混相驱油增产原油约为1.65106m3.据估计,在美国借助CO2可增加可采储量51083109t。根据矿场试验情况，每增产1m原油需注入305000mCO2，合理注入量应为1530%孔隙体积。加拿大,注气项目占了总EOR项目的75.5%，EOR增产则为原油总产量的20，加拿大具有丰富的天然气资源，其工业性混相驱工程以液化气、富化气等烃类溶剂为主导,加拿大的烃类混相驱EOR方法已经在许多油田获得了成功，在加拿大实施过的61个烃类混相驱油田项目中只失败了8次。90以上的项目的注入压力为15.2119.3MPa，47个成功项目的增油量为1644（平均值为32%），几乎是水驱的2倍.在阿尔伯达进行的混相驱，平均最终采收率达59%。与水驱采收率相比，垂向混相驱增加的采收率为原始地质储量的15%40%，而水平混相驱增加的采收率为5%20。在水驱中，由于毛细管力的作用，被注入水驱替过的储层内总会留有一部分残余油，还有一部分储层驱替不到而形成滞油区，但混相驱可以解决此类问题。前苏联最早从1953年开始对注CO2提高采收率技术进行研究。1967年前苏联石油科学研究院在图依马津油田的亚历山德罗夫区块进行了工业性基础试验。之后，在奥利霍夫、拉达耶夫、科兹洛夫油田以及谢尔盖耶夫油田和罗马什金油田的部分区块进行矿场试验应用。前苏联油田采用注CO2驱的效果是明显的，最终采收率可增长10.4%13.每注1tCO2可增产油量0.320。89t。尽管这些油藏的地质条件不同，但都取得了好的应用效果。前苏联在科兹洛夫、拉达耶夫、谢尔盖耶夫等油田上也进行了试注。俄罗斯2000年第一期石油业杂志上提出用注气法开采低渗透油藏、高含水油藏、深层油藏、高粘油藏和气顶油藏，认为利用注气方法开发前3种油藏最有前景。到八十年代，其他产油国对CO2驱油逐渐重视，矿场工业性试验越来越多，效果越来越明显。据初步统计，1986年加拿大有6个,法国有2个，特立尼达有2个,匈牙利有2个,此外,土耳其和克罗地亚等国也开展了CO2驱矿场试验，并获得了很大的成功.根据近几年资料,统计分析27个油田(美国19个,加拿大3个，前苏联5个）进行CO2驱油的结果表明：明显增加产量的有17个，占63%；增加产量并取得经济效益的有12个，约占45;其中还有一些油田的效果目前尚未做出肯定的回答。根据上面国外气驱开发实践调研情况，国外砂岩油藏注气开发主要有以下几个特点:（1)多数为水驱末的三次采油。（2）多为轻质油藏，自身有比较充足的富气来源。（3）多数都采用混相段塞驱、水气交注的驱替方式。1.4 国内外CO2提高油气采收率的发展趋势国内外利用CO2提高油气采收率的主要技术为CO2混相驱和CO2非混相驱。其应用基础研究主要集中于相态特性研究和CO2驱油机理研究。有关相态的研究主要是以为技术的应用提供设计依据为目标，研究CO2在油藏条件下的相态特性、基本规律、工艺条件等；有关CO2驱机理的研究则主要围绕对CO2混相驱机理的基本认识。CO2驱油技术随着油田开发的深入，其发展趋势主要体现在以下四个方面：（1)研究和应用对象由常规稀油油藏向复杂油气藏发展。与国外多数油藏相比,我国油藏条件非常复杂，利用CO2提高采收率将面临着许多特殊的理论与技术难点。我国油藏条件的复杂性主要表现于原油粘度高、含蜡量高、凝固点高、油藏构造复杂、非均质性强。另外，低渗透（或特低渗透）油藏和高温高盐油藏占有相当大的比例。多数主力油田经过十几年至几十年的注水开采，在长期注水冲刷的部位已形成了窜流通道。上述复杂油藏都将成为我国CO2提高采收率技术研究与应用的对象。（2）单一CO2驱油技术向复合与综合技术发展.由于CO2提高采收率技术对油藏条件的敏感性和油藏条件的复杂性，单一的CO2（混相和非混相)驱油技术一般不能完全解决复杂油藏开发中的所有问题.因此，多种技术的有机组合将成为CO2提高石油采收率领域中十分重要的发展方向，例如油藏深部调剖-CO2驱技术等。(3)是传统的主导技术向技术的多样化发展。在不同的油藏条件下，提高石油采收率需要多样技术的优选和复合,以实现低成本、低CO2产出、高油气采收率。有待研究和发展的技术包括提高CO2吸附滞留量的强化采油技术、针对我国油藏混相压力高特点的CO2近(拟）混相驱技术、CO2深部调剖技术、低渗油藏CO2提高石油采收率技术、稠油油藏CO2提高石油采收率技术、高温高盐油藏CO2提高石油采收率技术、CO2提高天然气采收率技术、CO2提高煤层气采收率技术等13.（4)CO2提高石油采收率理论研究向深化与量化发展。在研究层次上由岩心尺度向孔隙尺度和分子尺度发展；对于微观机理的研究深度由孔隙尺度下对流动和驱替现象的观测向微观物理化学本质及定量规律研究发展；研究方法由微观和宏观的相对独立研究向微观与宏观的耦合发展.据“中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究”结果，仅在参与评价的101。4108t常规稀油油田的储量中,适合CO2驱的原油储量约为12.3108t，预计利用CO2驱可增加可采储量约1。6108t。另外，我国现已探明的72.3108t的低渗透油藏原油储量，尚有50左右未动用.开发这些储量，CO2驱比水驱具有更明显的技术优势.对于高温高盐油藏，耐温抗盐的驱油剂和调剖剂始终是化学驱提高原油采收率技术的瓶颈问题，而CO2驱提高原油采收率技术则基本不受上述因素的影响。可见，CO2驱对于低渗透油藏的开发具有非常好的应用前景。第2章 CO2驱概论2.1 CO2驱的概念CO2驱油法就是在一定压力及原油组成条件下,向油层注入CO2,并在一定的条件下CO2会从原油中抽提出较重组分的碳烃化合物,不断使CO2的驱油前缘与原油组分接近，从而形成混相液，有效地将原油驱替入生产井的一种提高原油采收率的方法。2.2 CO2主要开发方式根据国内外大量的注CO2驱油的现场试验资料分析，目前的驱油方式主要有以下几种：2。2.1 CO2非混相驱（1）CO2非混相驱的应用CO2非混相驱的主要采油机理是降低原油的粘度，使原油体积膨胀，减小界面张力.当地层及流体的性质决定油藏不能采用混相驱替时,利用CO2非混相驱的开采机理，也能达到提高原油采收率的目的,其主要应用包括：用CO2来恢复枯竭油藏的压力.虽然与水相比，恢复压力所用的时间要长的多，但是由于油藏中存在的游离气相将分散CO2，使之接触到比混相驱更多的地下原油,从而使波及效率增大。特别是对于低渗透油藏，在不能以经济速度注水驱替来提高油藏压力时，采用注CO2就可能办得到,因为低渗透性油层对注入CO2这类低粘度流体的阻力很小。重力稳定非混相驱替。用于开采高倾角、垂向渗透率较高的油藏.重油CO2驱，可以改善重油的流度，从而改善水驱效率。应用CO2驱开采高粘度原油。通过文献调研发现，目前在国外，特别是在国，大多实施的是CO2混相驱替，非混相驱替很少。目前在美国的注CO2混相驱产量已经达到234420b/d，而非混相驱替仅有2698b/d;而从正在实施的项目看，混相驱有80个而非混相驱仅有2个，因此无论是产量还是项目数混相驱都占据主要地位。（2)CO2非混相驱油机理CO2非混相驱油具有如下几个方面的机理：原油粘度降低当CO2溶解于原油时，原油粘度显著下降，下降幅度取决于压力、温度和非碳酸原油的粘度大小。原油原始粘度越高，在碳酸作用下粘度降低的百分数也越高。也就是说，CO2驱对中质油和重质油的降粘作用更为明显。温度较高时,因CO2溶解度降低，降粘作用反而下降，在同一温度条件下，压力升高时， CO2溶解度升高，降粘作用随之提高.但是，压力过高超过饱和压力时,粘度反而上升。将CO2注入油层后，在地层温度下，CO2快速气化，CO2溶解于原油中，从而使原油粘度降低，而且随着压力增加，油中溶解气量增大，粘度迅速降低.对于高台子油层，地层压力(18.8MPa）下，溶解油气比为80.07m3/m3,原油粘度为1.745 mPa.s，在该压力下注入CO2，溶解油气比最大可达236。06 m3/m3，此时油中溶解的CO2量为155.99 m3/m3,地层油粘度为1.104 mPa.s，原油粘度降低36。73，大大增加了原油的流动性。根据达西定律,在地层条件不变的情况下，原油粘度降低36。73%,原油产量可提高36。73%19。原油膨胀大量室内和现场试验表明，原油中充分溶解CO2后,可使原油体膨胀1040%，其结果不仅增加了原油的内动能，而且也大大减少了原油流动过程中的毛管阻力和流动阻力,从而提高了原油的流动能力.高台子油层,地层压力(18.8MPa）下,注入CO2,溶解油气比最大可达236.06 m3/m3，膨胀系数为1.2053，即原油体积可增加1。2053倍，如果地层原油饱和度为44。76%，注入CO2后就增加到53.95，原油饱和度增加9.19%.溶解气驱CO2进入油层后,占据一定的孔隙空间,增加了油层的压力，使原油增产。生产过程中随压力的下降，溶于原油的CO2逸出，具有溶解气驱的作用.在液体内产生气体驱动力，提高驱油效果对油气采收率的提高具有非常重要的意义。降低界面张力CO2溶解于原油后，CO2和原油的性质差别减小，它们之间的极性差缩小,界面张力降低，从而减小毛管力作用。残余油饱和度随油水界面张力的降低而减小.CO2极易溶解于油,其在油中溶解度比在水中的溶解度大39倍。在驱油过程中，大量的CO2与轻烃混合，可大幅度的降低油水界面张力,减少残余油饱和度，从而提高原油采收率19。抽提作用在地层条件下，未被地层油溶解的CO2气相密度较高，CO2驱替和吞吐浸泡期间，当压力超过一定值时（此值与原油性质及温度有关），能气化或萃取原油中的轻质成分。特别是部分经膨胀仍然未能脱离地层水束缚的残余油与CO2气相发生相间传质，束缚油的轻质成分与CO2气体形成CO2富气相，在CO2吞吐过程中产出，增加单井产量。轻质烃与CO2间具有很好的互溶性,当压力超过一定值（此值与原油性质及温度有关)时，CO2能使原油中的轻质烃抽提和汽化，当CO2突破后，主要沿大孔道流动，其流动速度大大加快，此时，CO2驱替作用降低,主要是靠CO2抽提原油中的轻质组分，并携带出地层。减小束缚水饱和度CO2溶于束缚水中,水体积膨胀，使部分束缚水变成流动水，高台子油层束缚水饱和度为57。11%，如注气压力为18。8MPa，水膨胀系数为1.1168，束缚水饱和度变为51。14%,这样5.97的水变成流动水，这部分水将油驱到可流动孔道，使采收率提高。岩石性质发生变化 CO2溶解于水后略呈酸性，与地层基质相应地发生反应,另外，CO2注入过程中,在一定的压差下，一部分游离气对油层的堵塞物具有较强的冲刷作用,可有效地疏通因二次污染造成的地层堵塞，提高岩层的渗透率;CO2与高价阳离子产生的物质，使岩石亲水性增强，从而使小孔道和孔隙表面的油进入孔道中间，变为可流动的油。改善原油与水的流度比CO2在原油中溶解后使原油的粘度降低，因此流度增加；CO2在水中溶解后使水碳酸化，粘度增加,流度下降；综合作用的结果，使原油和水的流度趋于接近，使水的驱油能力提高，同时也进一步扩大了水驱的波及面积,提高了扫油效率。酸化解堵作用,提高注入能力由化学反应式CO2+H2OH2CO3可知,溶解了CO2的水溶液略显酸性.在CO2驱替、吞吐注入及浸泡过程中,溶解了CO2的地层水可与地层基质相互反应。在页岩中，由于地层水PH值降低，可以抑制储层的粘土膨胀,因此CO2水对粘土有稳定作用。在碳酸岩和砂岩中， CO2水与储层矿物发生反应，部分溶解油层中的碳酸盐,生成易溶于水的碳酸氢盐,从而提高了储层的渗透性。由于注入CO2气体的酸化作用导致油层的渗透性提高,在一定压差下,一部分游离气对油层的堵塞物具有较强的冲刷作用,可有效地疏通因二次污染造成的地层堵塞。2。2.2 CO2混相驱替（1）CO2混相驱的应用在混相驱替过程中,CO2抽提原油中的轻质组分或使其汽化，从而实现混相以及降低界面张力等作用，是CO2混相驱最重要的提高采收率的机理。由于受地层破裂压力等条件限制，混相驱替只适用于API重度比较高的轻质油藏.CO2混相驱替在浅层、深层、致密层、高渗透层、碳酸盐岩层、砂岩中都有过应用的经验，分析以往的经验，CO2混相驱替对开采以下几类油藏具有更重要的意义。水驱效果差的低