稠油油藏注CO2辅助蒸汽吞吐技术研究毕业论文Word下载.docx
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日期：
指导教师签名：
本科毕业设计（论文）
（稠油油藏注CO2辅助蒸汽吞吐技术研究）
燕山大学毕业设计（论文）任务书
学院：
系级教学单位：
石油工程
学
号
学生
姓名
专业
班级
题
目
题目名称
稠油油藏注CO2辅助蒸汽吞吐技术研究
题目性质
1.理工类：
工程设计（）；
工程技术实验研究型（）；
理论研究型（）；
计算机软件型（）；
综合型（）
2.文管理类（）；
3.外语类（）；
4.艺术类（）
题目类型
1.毕业设计（）2.论文（）
题目来源
科研课题（）生产实际（）自选题目（）
主
要
内
容
1.稠油油藏开发国内外研究及发展现状、研究意义
2.CO2驱油机理及研究发展现状
3.CO2驱替稠油可行性分析、影响因素分析
4.稠油油藏蒸汽吞吐机理、存在的（问题）技术难题
5.CO2辅助蒸汽吞吐技术机理、可行性分析
基
本
求
1.独立查阅、分析相关文献资料
2.独立完成开题、文献综述、方案论证和外文翻译，安排论文进度计划
3.按照论文研究进度要求，完成计划中的内容
4.参考国内外研究成果独立完成论文、设计和答辩
参
考
资
料
1.有关稠油开采、CO2驱，蒸汽吞吐的相关文献
周次
第1～4周
第5～8周
第9～13周
第13～16周
第16～17周
应
完
成
的
文献综述、外文翻译、开题报告、方案论证，研究进度安排
按计划完成课题任务
中期检查汇报、已完成的内容及下一步工作安排
完成论文
答辩
指导教师：
职称：
年月日
系级教学单位审批：
摘要
蒸汽吞吐作为应用最广泛的稠油技术，前期开发效果良好，但开发后期主要会存在气窜、含水率上升，井下技术条件变差等问题，产量递减严重。
通过借鉴二氧化碳采油技术应用经验，提出二氧化碳辅助蒸汽吞吐技术。
通过文献总结二氧化碳驱油机理：
原油降黏，原油膨胀，萃取轻质组分，改善地层渗透率和油水流度比等。
并从二氧化碳对稠油的降黏效果，改善油水界面张力和稠油溶解二氧化碳后体积系数的变化等实验，分析实验结果，证明CO2驱替稠油具有可行性。
二氧化碳开发稠油具有可行性，将二氧化碳采油和蒸汽吞吐有机结合，形成二氧化碳辅助蒸汽吞吐新型工艺，并从理论上和试验应用上研究了该技术的可行性，矿场试验中，蒸汽加二氧化碳与蒸汽吞吐相比，从采油量，采出程度，产水量前者都比后者高，证明二氧化碳辅助蒸汽吞吐在稠油油藏开发后期十分有效。
二氧化碳辅助蒸汽吞吐工艺是一种新型的采油技术，是一种针对稠油油藏蒸汽吞吐后期提出的有效措施，理论上是可行的，实验是成功的，该技术的成功应用将为稠油油藏的开发开辟新的途径。
关键词：
稠油二氧化碳采油技术蒸汽吞吐可行性研究
Abstract
Steamstimulationofheavyoilasthemostwidelyusedtechnique,pre-developmentworkswell,butlatertherewillbedevelopmentofthemaingaschanneling,waterrate,downholetechnicalissuessuchasconditionsdeteriorate,productiondeclineseverely.Applicationexperiencebydrawingcarbondioxideextractiontechnology,madecarbondioxideassistedsteamstimulationtechniques.
Floodingmechanismofcarbondioxidethroughtheliteraturesummary:
Crudeoilviscosityreduction,oilswelling,extractionoflightcomponents,improvingthedegreeofformationpermeabilityandoil-waterratio.Andcarbondioxidefromtheeffectsoftheheavyoilviscosityreduction,improvingwaterinterfacialtensionandheavyoildissolvedcarbondioxideandotherchangesinvolumefactorexperiments,analyzeexperimentalresultsprovethatCO2floodingheavyfeasible.
Carbondioxideisfeasibletodevelopheavyoil,oilandsteamstimulationcarbondioxidecombinetoformcarbondioxideassistedsteamstimulationofnewtechnology,andtostudythefeasibilityofthistechnologyfromthetheoreticalandexperimentalapplication,minetrials,pluscarbondioxideandsteamComparedtohuffandpuff,fromoilproduction,recovery,thelatterthantheformerhighwaterproductionprovescarbondioxideassistedsteamstimulationinheavyoilreservoirslatedevelopmentisveryeffective.
Carbondioxideauxiliarysteamstimulationprocessisanewoilrecoverytechnology,isaneffectivemeasureforthelateheavyoilreservoirsteamstimulationproposedtheoreticallyfeasibleexperimentissuccessful,thesuccessfulapplicationofthistechnologywillbeheavyoilTibet'
sdevelopmenthasopenednewavenues.
Keywords：
heavyoilcarbondioxidesteamstimulationmechanismfeasibilitystudy
第1章绪论
1.1课题背景
随着稠油油藏蒸汽吞吐进入到中后期，开采越来越困难，且出现一系列问题。
油井状况变差，油气比达到经济极限，该课题是为解决稠油油藏蒸汽吞吐后期诸多问题提出的。
1.2国内研究动态
中国的大庆油田、胜利油田、辽河油田和江苏油田等进行了CO2驱油试验，取得了一定的效果[1~3]。
例如，罗瑞兰、程林松等以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例，运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2吞吐进行了适应性研究，并得出结论：
原油黏度是影响CO2吞吐效果最敏感的参数，随原油黏度增大，换油率增大，可以选择原油黏度较高的油藏进行CO2吞吐；
对于有一定自然产能的油藏来说，含油饱和度并非越高越好，而是有一定的适应范围；
对于普通稠油，随原油黏度改变，合适的含油饱和度、孔隙度范围随之改变。
他们作出了普通稠油的黏度—含油饱和度图版、黏度—孔隙度图版，同时结合油田实际作出了两种不同标准的经济适应性图版，所得的结果对辽河稠油油藏选择合适的CO2吞吐井有一定的指导意义[4]。
张守军、郭东红为了改善超稠油蒸汽吞吐后期效果，探讨了应用自生二氧化碳泡沫辅助超稠油蒸汽吞吐技术的可行性。
室内考察了磺酸盐类高温泡沫剂（GFPJ）体系的发泡性能、再发泡性能、耐高温性能以及高温下的封堵性能[5]。
结果表明，GFPJ体系具有很好的发泡性能以及再发泡性能，GFPJ为泡沫剂的地下自生二氧化碳泡沫技术开展了130井次的蒸汽吞吐现场试验，取得了显著的应用效果。
陶磊、李兆敏等以王庄油田郑411西区为例，研究了二氧化碳辅助蒸汽吞吐开采超稠油机理，在测定超稠油黏温特性的基础上，利用PVT高压物性实验装置测定了二氧化碳在王庄油田郑411西区超稠油中的溶解能力、二氧化碳对超稠油的溶胀和降黏作用，以及二氧化碳与超稠油的界面张力。
在室内实验的基础上，对前人的部分研究成果进行了修正，确定了适用于郑411西区超稠油的黏度、溶解度和体积系数的计算公式，达到了较高的精度[6]。
1.3国外研究动态
自从Whorton等人于1952年取得第一个二氧化碳采油专利以来，二氧化碳采油一直是采油领域的重点[7]。
CO2采油技术应用最多的是美国、加拿大、前苏联、英国等。
近年来二氧化碳采油在美国仅次于热采技术，可提高采收率15%～25%[8~9]。
2004年美国共实施了71个CO2驱油项目[10]，其产油量达到32731.8m3/d。
国外成熟的二氧化碳采油技术，加速了稠油油藏后期二氧化碳辅助开采研究。
俄罗斯研制成功一种将饱和的尿素溶液注入被蒸汽加热的地层，使尿素在高温下，分解成氨和CO2，对地层进行注蒸汽、碱和CO2驱的综合处理方法，已在俄罗斯的部分稠油油藏试验结果表明，该方法是高效的，有广泛的适用性和良好的发展前景。
稠油油藏吞吐后期二氧化碳辅助蒸汽吞吐采油技术是在前期稠油油藏二氧化碳吞吐技术的研究基础上，拓展到稠油油藏领域。
该项技术研究以室内实验为基础，通过实验得出二氧化碳在稠油中的作用机理和不同注入方式的效果对比，通过开展现场试验，进行效果对比。
预计通过该工艺实施可以将达到提高单井原油产量、增加油气比、延长生产周期，提高采收率的目的。
该项技术为稠油油藏后期的开采提供一条新的捷径。
1.4主要研究内容
本文思路主要从目前稠油开发方式（蒸汽吞吐为主）、存在的问题，如何解决问题（CO2采油）、所采取措施可行性研究。
具体内容如下：
（1）稠油油藏开发国内外研究及发展现状、研究意义；
（2）CO2驱油机理及研究发展现状；
（3）CO2驱替稠油可行性分析、影响因素分析；
（4）稠油油藏蒸汽吞吐机理、存在的（问题）技术难题；
（5）CO2辅助蒸汽吞吐技术机理、可行性分析。
1.5小结
（1）介绍研究课题国内外动态，以及取得的研究成果。
（2）课题研究的主要内容。
第2章稠油开发现状
稠油指地层条件下，黏度大于50mPa·
s，或在油层温度下脱气原油黏度为100～10000mPa·
s的高黏度重质原油。
在油层温度下，脱气原油黏度高于10000mPa·
s的原油称为特稠油。
研究表明，除南极洲外各大洲均蕴藏有十分可观的稠油。
全球已探明的稠油资源储量超过3000×
108t，而可供开采的稀油资源仅剩下1700×
108t。
过去稠油开发主要集中在美洲大陆，近30年来亚洲的稠油开发得到了发展。
我国稠油资源丰富，探明控制储量已达16×
108t，是继美国、加拿大、和委内瑞拉之后的第四大稠油生产国。
其中陆地稠油资源占石油总资源的20%以上，稠油的突出特点是含沥青质、胶质较高。
重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。
2.1稠油开采方式
目前稠油开采的方法主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层、双水平井SAGD、水平井蒸汽吞吐。
直井蒸汽吞吐等技术，形成了以稠油热采为主要手段的开发方式[11]。
2.1.1热力开采技术
热力开采在普通稠油、沥青和重油以及油页岩的开采中得到了广泛的应用，主要包括蒸汽驱油（蒸汽吞吐和蒸汽驱）和层内燃烧法。
通过在油层内进行一系列程度的燃烧或注入热水、蒸汽提高油藏温度，增加稠油在油层的流动能力，提高开采效果。
国内应用比较广泛。
2.1.2其他开采技术
水平井蒸汽辅助重力泄油技术是适合稠油开发的技术，国内尚处于研究阶段，相对来说国外发展比较迅速。
例如水平井环道加热蒸汽驱（HASD）、蒸汽辅助重力泄油（SAGD），驱泄混合（SD+SAGD）等新的研究技术有效地改善了稠油的开发效果。
另外，还有一系列新兴技术包括VAPEX技术、THAI技术、水平井技术和其他如井下蒸汽发生器等技术在试验应用中。
2.2我国稠油开发现状
我国稠油资源集中分布在辽河、河南、新疆等地。
与国外相比，我国稠油油藏类型较多、埋藏较深、油层较薄，原油性质分布范围广等突出特点。
辽河是我国最大的稠油生产基地，同时也是我国主要的稠油生产试验区
目前，深层稠油区块采出程度和动用程度低，整体开发效益差；
水敏性油藏注汽、注水易造成黏土膨胀，油井出砂；
热采稠油区块进入了高轮次吞吐阶段，地下存水多，吞吐效果逐轮变差。
而转换稠油油藏开发方式目前尚处于试验阶段，因此，须加快寻找新的稠油开发方式。
2.3小结
（1）我国稠油资源丰富，是继美国、加拿大和委内瑞拉后第四稠油大国，集中分布在辽河、河南、新疆等，辽河是我国最大的稠油生产基地。
（2）稠油开采主要是以热力开采为主，其中应用最广的是蒸汽吞吐和蒸汽驱。
一些新型技术也在试验应用中。
（3）稠油油藏类型多，开采困难。
第3章CO2驱油技术研究
利用注CO2来提高原油采收率（EOR）是发展较快的一项工艺技术。
经过科研人员的多年研究和现场应用，已有许多成功的先例，其中开采轻质油藏的应用占多数，也在少数重质油藏的成功应用。
在我国的大庆、江苏等油田都进行过CO2驱的现场试验，并取得了一定效果。
3.1CO2性质
CO2在不同条件下有三种状态：
气态、液态、固态。
三相共存平衡点为-56.60℃、0.527MPa，CO2临界点为31.2℃、7.38MPa，超过这一温度压力后变为超临界状态。
相态图
3.2CO2驱油机理
CO2驱用于原油开采在国内外虽然有许多成功的先例，但是利用CO2开采稠油油藏的尝试还不多，尤其是对于蒸汽吞吐后期的油藏。
为了确定蒸汽吞吐后期油藏转注CO2吞吐采油技术的适应条件和经济可行性，有必要弄清CO2吞吐增产机理，以确定该技术的应用前景，为开发深层稠油油藏探索出一条新途径。
二氧化碳和原油的物理、化学和流动特性决定采收率。
二氧化碳的作用机理包括原油膨胀、原油降黏、降低原油界面张力、提高渗透率和溶解气驱。
3.2.1原油膨胀
溶解度是二氧化碳驱最主要的性质之一。
气体状态的二氧化碳可以高度溶解在碳氢化合物中，使原油体积明显膨胀，膨胀系数反映了原油注气后的膨胀能力。
一般理论上来说，对于一个油藏，注二氧化碳生产要使其泡点压力上升小，原油膨胀大，黏度降低幅度大。
研究发现123.8立方米的二氧化碳溶解在1立方米的原油中可以使其体积膨胀10-40%，但对稠油来说，大约膨胀5-10%。
3.2.2降低原油黏度
随着二氧化碳在稠油里溶解度不断增加，原油黏度显著下降，原油的黏度甚至会下降到初始黏度值的1/10-1/100，并且原油黏度初始值越高，降黏效果越好。
原油黏度和流度的降低使的原油流动性提高，从而提高采油率。
Jha表示：
在一定温度压力下，50~100立方米的二氧化碳溶解在1立方米的原油里，可以增加10~20%原油体积，减少90%以上的黏度。
表3-1原油黏度和温度压力关系[12]
压力/Mpa
黏度/mPa·
s
60℃
90℃
120℃
150℃
1734
321.1
90.4
37.2
1
1497
294.1
85.3
35.9
2
1277
255.7
77.5
33.8
3
1118
311.2
70.1
31.3
4
994.9
201.5
67.7
28.9
5
854.1
185.8
59.8
26.1
图3-1不同温度、压力下原油黏度
3.2.3降低油水表面张力
油水界面张力的减小会降低残余油饱和度，一般测定表明，多数油藏油水表面张力为10~20mN/m以下，要使残余油饱和度尽量的低，必须使油水表面张力降低到0.001mN/m或者更低。
实验证明界面张力降低到0.4mN/m以下时，采收率会明显的提高。
尽管非混相驱时二氧化碳和原油之间的界面张力不接近于零，二氧化碳溶解度仍然可以使其降低。
据研究发现，注入二氧化碳可以使油和水之间的表面张力降低30%左右。
压力被证明是至关重要的因素。
实验证明压力从0.1MPa增加到5.5MPa，界面张力降低25~16mN/m。
3.2.4改善油水流度比
因大量注入的CO2在原油中的溶解，使原油黏度降低，流度增加，而水中溶解二氧化碳后会呈现碳酸化，黏度增加（见图3-2），流度降低，从而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，大大提高了扫油效率。
图3-2水的黏度和二氧化碳溶解度关系
3.2.5提高油层渗透率
二氧化碳和水可以产生碳酸，可以与石灰石和白云石发生反应提高渗透率，从而提升原油采收率。
实验室实验显示，经过二氧化碳酸水驱替后，白云石渗透率能提高了近三倍。
3.2.6溶解气驱
二氧化碳停止注入后，油藏压力会下降，溶解在原油里的二氧化碳会释放出来，此过程类似于溶解气驱机制，释放的气体可以使采收率提升2~18.6%。
另外，一些二氧化碳驱替原油后占据了一定孔隙空间，成为了束缚气，也可使原油增产。
3.2.7萃取和汽化原油中的轻质烃
CO2吞吐浸泡期间，CO2能够萃取和汽化原油中的轻质组分，形成CO2富气相，从而减小注入气与原油之间的界面张力，减小原油的流动阻力，使油更易于流动，提高波及效率。
3.3二氧化碳驱油影响因素
由于生产过程中条件复杂，二氧化碳驱油效果与理想情况相差甚大，为了使注入的二氧化碳的作用发挥到最大，研究生产过程中对影响二氧化碳采油效果的因素进行实验分析。
3.3.1温度影响
油藏温度小于120℃时，能顺利的向地层注入CO2，实现混相驱油。
并且，在其他条件相同的情况下，地层温度较低时，更容易实现CO2混相驱油。
如果油藏温度较高，要实现CO2混相驱油就较困难，这是由于所需要的最小混相压力随油藏温度升高而增加。
见图3-3：
图图3-3最小混相压力随温度变化图
图3-3是用长12m胶结硫松的砂岩岩心进行的实验结果[13]，试验采用二氧化碳混相驱方法，驱替相对密度为0.8708的原油。
如果温度从44.4℃到121.1℃，最小混相压力从12.96MPa到20.96MPa。
3.3.2压力影响
如果油藏压力高于CO2与原油最小混相压力，向油藏注入CO2才有可能实现混相驱，如果油藏压力低于最小混相压力，向油藏注入CO2很难实现混相驱油。
CO2在温度高于临界温度31.2℃和压力高于临界压力7.38MPa状态下，处于超临界状态时，其性质会发生变化，其密度近于液体，黏度近于气体，扩散系数为液体的100倍，因而具有较大的溶解能力。
更容易达到
混相驱。
图3-6注入压力与采出程度的关系
图示，在二氧化碳去油过程中，无论是混相驱还是非混相驱注入压力越大，采出程度越高，驱油机理作用越充分。
3.3.3注入方式影响
注入方式主要是连续注汽、水气交替注入。
早期的实验室检测二氧化碳非混相驱于1948-1952年进行，几百个实验进行对轻、中质油的研究。
1982年，在萨斯喀彻温省对重力14-17oAPI和在28℃黏度为1430mPa·
s原油进行二氧化碳非混相驱检测实验，对连续注二氧化碳和水气交替注射两种方法的对比，实验结果表明水气交替效果更好[14]；
同时结果显示，注水驱替后含油饱和度对采收率有很大影响。
所以二氧化碳注入应从含油饱和度还较高时开始。
S.lnoue等人采用直径5.08cm，长1.83m，孔隙度为17.2%，渗透率0.15μm2的贝雷砂岩岩心做的CO2混相驱岩心驱替实验[13]，共五种注入方式：
（1）连续注入二氧化碳；
（2）0.4PVCO2段塞+注水；
（3）0.6PVCO2段塞+注水；
（4）1:
1水气交替注入+注水；
（5）1:
4水气交替注入+注水。
实验条件都是在52.5℃的油藏温度、原油比重0.769和12.41MPa的注入压力下进行。
表3-2岩心驱替实验结果
试验编号
驱替方式
连续注入CO2
0.4PVCO2+注水
0.6PVCO2+注水
0.4PVCO2WAG1:
0.6PVCO2WAG（1:
4）
原油采收率（%）
注水
31
32
30
注CO2
8
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