注二氧化碳提高原油采收率技术研究进展

高慧梅 何应付 周锡生

摘要：综述了国内外CO₂驱技术的应用和研究进展。首先对世界注CO₂：采油的发展现状进行了统计分析，指出注CO₂驱油适用油藏参数范围较宽，提高采收率幅度较大，以逐年增长的态势和显著的成效成为未来提高原油采收率主要技术之一。进一步分析了CO₂的驱油机理、筛选标准和开发设计技术研究进展，特别是近年来发展的近混相驱替理论、模糊层次分析法以及注CO₂，驱的井网类型和注入方式。最后结合目前CO₂采油存在的腐蚀和波及体积较小的问题。提出了今后的发展方向。

关键词：二氧化碳；驱油机理；注采方式；发展趋势；采收率

中图分类号：TE357.7文献标识码：A

前言

随着温室效应对世界气候的影响日益显现，CO₂已经成为人们最为关注的焦点之一。埋存CO₂=是避免气候变化的有效途径之一，地质封存被普遍认为是未来主流的埋存方式，而其中最有存储潜力的地质结构是正在开采或已枯竭的油田或气田、盐水层、深煤层和煤层气田…。盐水层具有很大的存储潜力，由于经济因素，目前应用较少。目前CO₂的储存主要应用于提高原油采收率项目中。

研究注CO₂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。而CO₂的现场应用最早开始于1958年，在美国Permain盆地首先进行了注CO₂混相驱替项目，这一项目的结果说明注CO₂不但具有很高的效益，而且是一种有效的提高采收率方法。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提高采收率的方法越来越受到重视，很多国家开展了现场试验。

1世界注CO₂采油现状分析

国外提高采收率应用技术中，注CO₂驱是第二位的。目前全世界正在进行的提高采收率项目共367项，采油量为182.55×10⁴桶／d，其中注CO₂，采油项目共有124项，产油量为27.41×10⁴桶／d。而在所有的CO₂驱油项目中，混相驱共108项，日产油25.75×10⁴桶／d，非混相驱16项，日产油1.66×10⁴桶／d。

在所有开展注CO₂采油的国家中，以美国开展的项目最多，达到了105个，占全部注CO₂项目数的84.67％，日产油量为24.96×10⁴桶／d，占世界注CO₂产量的91.06％，其中注CO₂混相驱项目100个，产油量达到24.03×10⁴桶／d。

分析美国自1988年到2008年的EOR产量和项目实施情况，可以看出，采用热采方法生产的原油产量基本上呈现递减的方式，特别是从1998年到现在，随着油价的上升，产量反而有所减少；而CO₂提高采收率的方法正好相反，从1986年到现在，其产量逐年上升，即使是在油价偏低的几年，产量也没有减少的迹象，而近年来上升的趋势更加明显。从项目实施方面看，热采方法和注化学药剂方法的项目数明显呈现出逐年减少的趋势，特别是注化学药剂的方法从1986到1990年明显减少，目前已经停止实施；热采提高采收率的方法也从1988年的201个项目减少到目前的60个。而注CO₂的方法从1990到现在一直处于增加的态势，近年来增加速度更快，如在2002年仅有67个项目，而到了2008年就增加到了105个项目，基本上每年都有油田新开展注CO₂的项目。

进一步对美国现行的注CO₂项目进行分析可以看出，注CO₂驱油的适应范围较为广泛(表1)，如注CO₂不仅适合于白云岩和砂岩油藏，也适合于硅藻岩、石灰岩以及混合岩性类型油藏。其中渗透率介于0.1×10^-3～50×10^-3μm^２之间、深度小于2000m、原油重度在30～45。API之间、原油粘度小于2mPa·s的油藏最多，这个范围也可以被认为是注CO₂驱油的最佳区域。

通过对注C02驱替前后原油饱和度的分析，可以发现注CO₂采油结束后残余油饱和度较低，特别是对于注CO₂混相驱，项目结束时含油饱和度低于30％的共占61％。混相驱数据与非混相驱替数据对比也可以发现，混相驱替驱油效率明显高于非混相驱替驱油效率(表2)。

2注CO₂驱油机理及目标储层的筛选标准

2.1注CO₂驱油机理

COs的临界温度是31℃，与其相对应的临界压力为7.495MPa，在超过临界压力的高压条件下，随着压力增加，COs气变成一种液体的黏稠状物质。CO₂比一般烃类气体易溶于水，而且其在原油中的溶解度大于其在水中的溶解，CO₂可以从水溶液中转溶于原油中。CO₂本身的物理化学特性决定了其驱替机理主要是：降低原油界面张力，减少驱替阻力；降低原油粘度；使原油体积膨胀；萃取和汽化原油中的轻质烃；压力下降造成溶解气驱；酸化解堵作用，提高注入能力。

在不同的油藏条件下，CO₂的驱油机理并不相同，现场实施注CO₂项目主要分为混相驱和非混相驱。非混相驱驱油效率低，最典型的是注CO₂吞吐。目前国外注COs项目以混相驱为主，传统理论认为混相驱可分为一次接触混相和多次接触混相。由于受到地层压力的限制，一次接触混相无法在注COs驱油中实现。多次接触混相又可以分为凝析气驱和蒸发气驱2类。但是自1986年Ziek首次提出凝析／蒸发气驱这一新的驱替类型以来，越来越多的学者认识到注CO₂驱油并不是单一的凝析气驱或蒸发气驱。1987年Stalkup利用数值模拟和四元相图说明在注气过程中，凝析机理和蒸发机理同时存在；1988年Novosad指出富气驱过程中，并不能仅仅依靠凝析机理达到混相，蒸发过程起到极为重要的作用。多次接触混相的不同驱油机理可以借助四

元相图进行解释(图1)，图中水平面由气组分系线控制，垂直面由油组分系线控制。从图1可以看出，油组分和气组分所在位置与水平面和垂直面的相对位置决定了驱油机理的不同，或者说哪条系线成为临界系线决定了多次接触混相的驱油机理：①临界系线是原油系线则属于纯蒸发气驱；②临界系线是原油系线或注入气系线则属于蒸发／凝析气驱(V／C)；③交差系线是临界系线则是凝析／蒸发气驱；④注入气系线是临界系线则属于纯凝析气驱。

近年来很多学者通过进一步研究提出了近混相的概念，Orr等人在进行CO₂驱油细管实验时，提出采收率曲线中的转效点并不一定表示由非混相驱替到动态混相驱替的转变，转效点可能应是“近似混相的”。Shyeh—yung又将近混相驱的概念扩展，提出近混相驱是指注入气体并非与油完全混相，只是接近混相状态。Lars Hoier提出了近混相驱替的最小混相压力计算方法，沈平平等人通过多年的实验研究也相继讨论了近混相驱现象。

不管注CO₂混相驱的机理如何，实际油藏注CO₂混相驱的条件为：在高于最小混相压力条件下注入CO₂，并且最小混相压力要低于油藏地层压力。最小混相压力是储层进行CO₂混相驱油的基础条件，因此大量研究工作集中在最小混相压力的测量和预测上。目前主要通过实验、经验公式以及热力学模型等方法测量和预测最小混相压力。

2.2注COO₂驱油目标地层筛选标准

由于经济和技术方面的原因，并不是所有的油藏都适合注CO₂采油。自CO₂采油技术在现场实施以来，很多学者以油藏和原油的固有特性为基础开展了注CO₂混相驱、非混相驱和吞吐的筛选标准研究。1998年Thomas指出注气筛选油藏的6个重要参数是相态特征、界面张力、流度效应、孔隙大小分布、相对密度及润湿性。目前注CO₂驱油的筛选标准较多，在综合了经济因素以后，得出普遍采用的筛选标准(表3)。

上述标准较粗，没有把这些因素用系统的方法综合联系起来，给出评价参数对注气效果影响的权重。针对存在的这些问题，提出用模糊层次分析法对CO₂埋存及提高采收率候选地层进行筛选评价，该方法是建立在模糊数学基础上的一种模糊线性变换，图2是模糊层次分析法思路的示意框图。

3注CO₂驱油开发设计技术

3.1井网类型和注入时机

目前，已实施的注COO₂驱油项目所采用的井网类型主要是反九点、五点和线性类型3种。如小溪油田和SACROC采用的是反九点井网，而Wey—bum油田和SSU单元采用的是线性驱动类型；土耳其Ikiz tepe油田采用的是200m x200m五点法井网。

选择CO₂驱油的进行时机通常要考虑经济效益和风险因素，实施越早风险越高，但是伴随风险的是提高采收率的潜能，如果项目能够成功，投资回报速度是较高的。相反，油藏开发时间越长，对油藏特征的认识越深刻，风险越低。CO₂注入时机通常有4种：利用CO₂直接进行二次采油(没有水驱)、在水驱产量达到峰值时进行CO₂驱油、在水驱产量递减之后进行C02驱油、在水驱产量达到经济界限时进行CO₂驱油。大部分CO₂驱项目是在水驱几年之后就开始实施了，经过多年的流体注入，增加了对油藏的动态认识，减小了风险(表4)。但是对于注水能力太低的油藏，由于CO₂具有较低的粘度，可以达到足够大的注入能力，因此可以相应提前注入时机。

3.2注入方式

在注CO₂驱油时，CO₂注入储层的方式主要包括：连续注入、水气交替注入(WAG)、CO₂吞吐、重力稳定驱、水和C02同时但分开注入(sSWG)，其中水气交替注入和CO₂吞吐是最为常用的2种注入方式。但是由于地下条件的不同，不同油藏的最佳注入方式也不相同，各种注入方式的对比分析见表5。

水气交替注入方式综合了2个最常用的提高采收率方法(注水和注气)的优点，其注入方式为交替注入CO₂小段塞和水直到完成所需要的CO₂注入总量为止。这种注入方式的特殊情况就是只注一个CO₂段塞，然后连续注水。通过调研发现，WAG是目前在现场最主要的开发方式，并且采用交替注入小段塞CO₂和水是提高油藏采收率的最佳措施。

最早采用WAG方式开发的油田是加拿大North Pembina油田，其在1957年开始实施WAG，并且取得了很好的效益。由于水气的交替注入，气水交替驱替采油的过程是三相渗流的，因此在每个循环中都会产生渗吸和驱替2种效应。水气交替开采原油效果的最佳条件是气水两相的注入使得在油藏中气水两相渗流速度相等。

单井注入CO₂吞吐的开采方式类似注蒸汽吞吐，这种注入方式最适合那些早期不能投资很大的油藏，比如面积很小的断块油藏，强烈水驱后的块状油藏。注CO₂吞吐近年来已成功地用于轻油开采中，虽然增加的采收率并不是特别大，但评价报告一致认为，这种方法确能在CO₂耗量相对较少的条件下增加采油量。另外，多数情况下，采用这种技术的井在试验以前均已接近经济极限。

4发展趋势

通过文献调研和前面的分析可以发现，注CO₂采油的机理易于实现，因此应用较为广泛，而且也越来越受到人们的重视，但是就目前的技术现状来看，还有一些问题需要解决，这主要包括以下几点。

(1)腐蚀问题。采用注CO₂提高原油采收率技术会将CO₂带入原油生产系统。CO₂溶于水后，对油气井管材具有很强的腐蚀性，在相同的pH值时其总酸度比盐酸还高，故它对井内管材的腐蚀性比盐酸更严重。

截至目前，世界各国在涉及CO₂的油气生产实践中，已经试验和使用了多种防腐措施，积累了比较丰富的经验。主要的防腐措施包括：选用耐腐蚀金属材料、涂层和非金属材料、缓蚀剂处理等。

(2)过早气窜和较小的波及系数。由于CO₂的粘度与原油粘度之间具有很大的差异引起流度比很不理想，又进一步导致了气体的过早突破和很

小的波及系数，这对注气开发是非常不利的。目前，如何控制注气开发的流度比，从而推迟CO₂的突破时间以及增大CO₂的波及系数，是注CO₂开发面临的最为重要的问题。

针对这一问题，国外进行了很多有益的尝试。主要集中在3个方面：一是与其他EOR相结合，比如在注气过程中加入表活剂形成泡沫，可降低气体流度和减小油藏非均质性的影响，从而提高注入气体的波及效率；二是发展新的注气方式，2001年D．，Malcolm提出SAG注入方式，其想法与注COs吞吐的想法类似，即首先注入1个周期的COs，然后关井浸泡一段时间，在浸泡期间，CO₂溶解到原油中，使原油体积增大，粘度降低，待浸泡期结束后再开井继续注入，也就是说在2个注入周期中间加入一个关井浸泡时间段；三是利用智能井技术，通过智能完井用井底流量控制阀控制生产井见水区CO₂产量和注入井中CO₂注入量，减少CO₂在注入井和生产井间不必要的循环，可以提高波及效率，增加原油产量，并提高最终采收率。目前，智能完井技术在德克萨斯州Sacroc油田已得到成功应用。

(3)最小混相压力的降低。目前在国外，特别是美国进行的注CO₂采油的方法基本上都是混相驱替，但是最小混相压力主要与油藏的压力、温度以及流体的组分相关，对于有些温度较高的油藏很难实现混相驱替，而采用非混相驱替其采出程度要比混相驱替小很多。如何有效地降低最小混相压力从而实现动态混相驱替是一个重要的问题。最近在这一问题上J．，Bon提出在CO₂中加入少量的C₂₊可以有效地降低最小混相压力，文中针对澳大利亚中部Cooper盆地的油藏进行了研究，指出在CO₂气体中加入0.3m01％的C₅₊使得最小混相压力从23.7MPa下降到19.8MPa，可以看出加入C₅₊以后，原油的混相压力降低明显。

(4)气源问题。在国外进行的CO₂—EOR项目气源主要分为天然气源和工业废气，目前的发展方向逐渐向工业废气方向转移，并且由于环境保护的需要，天然CO₂气源的利用正逐渐受到越来越多的限制。

5结论

通过文献调研发现，CO₂在石油开采工业中作为一种驱替剂，在国外被广泛采用过。目前注CO₂驱油项目呈逐年增加的趋势，适用油藏参数范围较宽，在能达到混相的条件下，CO₂具有极高的驱替效率，能大幅度提高油井的生产能力。

本文详细分析了近年来发展的近混相驱替理论和建立在模糊层次分析法基础上的油藏筛选方法，对已有的井网类型和注气时机进行了研究，并对比了各类注气方式的优缺点，指出水气交替方式是现场最主要的开发方式。

注CO₂采油技术正越来越受到世界各国的重视，虽然技术上遇到了一定的问题，但是都逐渐得到解决，并且正在向捕集、封存与驱油循环经济模式发展，创造能源与环境和谐是CO₂驱油发展的必然趋势。