CN108131122B - 提高co2封存量和原油采收率的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种提高CO₂封存量和原油采收率的方法，包括：根据长细管驱油实验得到压力水平与驱油效率关系曲线；利用CO₂驱油与封存靶区盖层和断层稳定性评价方法，确定靶区压力安全界限；利用油藏数值模拟方法，优选合理的压力保持水平；根据储层参数、生产参数和工艺方法，实现CO₂纵向均衡驱替；根据靶区储层非均质性和剩余储量丰度分布情况，采用变井网井距、差异储层改造，实现CO₂平面均衡驱替；通过对注入方式、注入速度、注采调控和泡沫调堵这些方式优选，调整注采流线。该发明为提高CO₂封存量和原油采收率提供了可行方法，在节能减排和CO₂资源化利用、提高原油采收率方面有很大应用前景。

Description

提高CO2封存量和原油采收率的方法

技术领域

本发明涉及环境科学技术、石油和天然气科学技术领域，特别是涉及到一种提高CO₂封存量和原油采收率的方法。

背景技术

致密储层物性差，主要受微观孔隙结构的影响，其开发效果、开发方式等都受微观孔隙结构的较大影响，如何表征致密储层的微观孔隙结构特征是致密储层描述的重点。中高渗储层喉道粗，孔隙大、多，喉道与孔隙连通程度高，对微观孔隙结构的表征主要关注喉道的大小。但致密储层存在孔隙少、喉道细、喉道与孔隙连通程度差的基本特征，影响其开发方式和开发效果的主要是喉道半径大小及喉道与孔隙的连通程度。致密储层的微观孔隙结构表征不仅要描述喉道大小、分布，更要描述喉道与孔隙的配置关系。为此我们发明了一种新的提高CO₂封存量和原油采收率的方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明公开了一种提高CO₂封存量和原油采收率的方法，该方法以提高CO₂封存量和原油产出量为目的。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：提高CO₂封存量和原油采收率的方法，该提高CO₂封存量和原油采收率的方法包括：步骤1，根据长细管驱油实验得到的压力水平与驱油效率关系曲线；步骤2，利用CO₂驱油与封存靶区盖层和断层稳定性评价方法，确定靶区压力安全界限；步骤3，基于上述数据，利用油藏数值模拟方法，优选合理的压力保持水平；步骤4，根据储层参数、生产参数和工艺方法，通过层系优化和差异储层改造相结合，实现CO₂纵向均衡驱替；步骤5，根据靶区储层非均质性和剩余储量丰度分布情况，采用变井网井距、差异储层改造，实现CO₂平面均衡驱替；步骤6，通过对注入方式、注入速度、注采调控和泡沫调堵这些方式优选，减少CO₂粘性指进和重力分异作用，调整注采流线。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，通过CO₂在地层油中的溶解实验、CO₂对地层油的降粘实验和长细管驱替实验，得到不同压力下CO₂的溶解度、降低原油粘度程度和驱油效率关系。

在步骤2中，基于CO₂驱油及封存过程中地质安全界限计算方法，计算盖层密封性的最大允许封存压力、断层封堵性及稳定性最大允许压力，确定CO₂封存地质安全压力界限，

断层垂向重开启压力利用下式计算：

P_断启＝P_抗张+ρ_岩ghcosθ+P2sinθ-P_孔

式中，P_断启为断层垂向重开启压力，MPa，P_抗张为抗拉强度，MPa；P₂为水平最小垂向主应力，MPa，P_孔为孔隙流体压力，MPa，ρ_岩为上覆岩层平均密度，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；h为埋藏深度，km；θ为断层的倾角，°；

断层纵向密闭性的最大允许压力利用下式计算：

P_垂封＝ΔP·Δh+P_断c+Δρ·g·Δh

式中，P_垂封为纵向密闭性的最大允许压力，MPa；ΔP为压力损失梯度，MPa/m；P_断c为断层岩排替压力，MPa；Δρ为地层水和CO₂的密度差，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；Δh为断层岩厚度，km；

盖层密闭性的最大允许压力利用下式计算：

P_盖封＝ΔP·Δh+P_盖c+Δρ·g·Δh

式中，P_盖封为盖层密闭性的最大允许压力，MPa；ΔP为压力损失梯度，MPa/m；P_盖c为盖层岩排替压力，MPa；Δρ为地层水和CO₂的密度差，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；Δh为断层岩厚度，km；

盖层的破裂压力P_盖破和抗拉强度P_抗张通过水力压裂资料统计得到。

在步骤3中，根据CO₂靶区的地质特点和开发特征，建立油藏数值模拟模型，计算不同地层压力条件下靶区驱油封存目标函数值，同时，结合不同阶段注气井压力安全界限，确定合理的压力水平；

CO₂驱油封存目标函数值利用下式计算：

式中:D_{CCUS(CO2-EOR)}为驱油封存目标函数值，无因次；ω₁为权重系数，取值范围0～1；

为累计产油量，m³；V_CO2为注入CO₂的体积，m³；OOIP为地质储量，m³；PV为孔隙体积，m³；如果目标是采收率最大，则ω₁＝1；如果目标是最大化地埋存CO₂，则ω₁＝0。

在步骤4中，根据CO₂靶区储层静态指标包括渗透率、油层厚度和原油粘度、剩余油饱和度，动态指标包括生产压差、启动压力梯度，和工艺参数包括水力压裂计算综合有效流度，按照储层相近、综合有效流度接近的原则，合理划分层系，减少纵向干扰；在层系划分的基础上，考虑层间渗透率的差异，通过径向钻孔或定向水力压裂，优化钻孔或裂缝长度，保持层间CO₂均匀推进；对于层内产液剖面不均衡的问题，采用层内变密度径向钻孔或射孔，实现层内均衡驱替；

综合有效流度计算采用如下公式：

式中：Ω为综合有效流度，mD/mPa·s；k_o、k_g分别为油相和气相有效渗透率，mD；μ_o、μ_g为油相和气相粘度，mPa·s；

其中，k为空气渗透率，mD；k_ro、k_rg分别为油相和气相相对渗透率，无因次；G_o、G_g分别为油相和气相启动压力梯度，MPa/m；ΔP为注采压差，MPa；L为注采井距，m。

在步骤5中，通过根据CO₂靶区渗透率和剩余储量丰度的分布情况，分区域计算合理的井距，建立有效驱替；基于合理井距，在步骤3建立的油藏数值模拟模型基础上，在CO₂靶区部署不同的井网形式，利用数值模拟技术，预测不同井网形式和井距组合的CO₂驱油封存目标函数值，确定合理的井距和井网形式；在最优井距和井网形式的基础上，观察CO₂靶区流线分布情况，对于建立不起驱替的区域，通过优化径向钻孔或人工裂缝长度，前移驱动压头，建立有效驱替；对于平面驱替不均衡的区域，采用径向钻孔或水力压裂，优化钻孔长度和方向，转变流线，实现平面均衡驱替；

技术极限井距采用下式计算：

式中：L为技术极限井距，m；r_混相、r_非混相分别为混相带和非混相带的长度，m；a₁、b₁为非混相启动压力梯度计算系数；a₂、b₂为混相启动压力梯度计算系数；α为混相带与非混相带长度比值；Pe-Pw，为生产压差MPa；Kg为空气渗透率，mD；μo1为地层原油粘度，mPa·s；μo2为混相后地层原油粘度，mPa·s。

在步骤6中，在步骤1～5优化结果，利用油藏数值模拟技术，对注入方式和速度优化，减少粘性指进和重力分异；对于流线不均匀的区域，采用生产井液量调控，转变流线方向，扩大波及体积；对于CO₂气窜严重的区域或层，通过优选合理的泡沫封堵体系，实现液流转向，增大波及体积。

本发明中的提高CO₂封存量和原油采收率的方法，主要从描述喉道与孔隙的配置关系出发，提出了一种新的描述致密储层微观孔隙结构的方法，丰富了目前微观孔隙结构的表征参数。该发明为提高CO₂封存量和原油采收率提供了一种可行方法，在节能减排和CO₂资源化利用、提高原油采收率等方面有很大的应用前景。

附图说明

图1为本发明的提高CO₂封存量和原油采收率方法的具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实施例中CO₂溶解度和压力关系曲线图；

图3为本发明的一具体实施例中CO₂溶解度与原油粘度关系曲线图；

图4为本发明的一具体实施例中CO₂驱油效率与压力关系曲线图；

图5为本发明的一具体实施例中断层垂向重开启压力计算示意图；

图6为本发明的一具体实施例中CO₂驱油及封存过程中的地质安全界限图；

图7为本发明的一具体实施例中压力与驱油封存目标函数值关系曲线图；

图8为本发明的一具体实施例中均衡层间渗透率差异示意图；

图9为本发明的一具体实施例中均衡层内渗透率差异示意图；

图10为本发明的一具体实施例中分区域确定井网井距流程图；

图11为本发明的一具体实施例中前移驱动压头示意图；

图12为本发明的一具体实施例中转变流线示意图；

图13为本发明的一具体实施例中注采调控前流线示意图；

图14为本发明的一具体实施例中注采调控后流线示意图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的提高CO₂封存量和原油采收率方法的流程图。

室内实验和矿场实践表明，CO₂主要通过在地层流体中溶解和占据孔隙空间实现地下封存。CO₂驱油与封存过程中，压力越高、CO₂在平面和纵向推进越均匀，采出地下原油越多，让出的孔隙空间越大，CO₂封存量越大。基于以上认识，利用油藏数值模拟和室内物理模拟相结合的方法，通过压力水平与安全界限优化，实现安全高效封存；通过层系优化与差异改造结合，实现纵向均衡驱替；通过井网井距与储层改造、沉积相带及剩余油适配，实现平面均衡驱替；通过CO₂前缘调控方式优选，实现前缘均匀推进；通过多项技术协同作用，使CO₂在平面和纵向均匀推进，达到提高CO₂封存量和原油提高采收率的目标。

在步骤101中，利用CO2与原油相特性和长细管驱油实验，确定CO2在原油和水中的溶解度、CO2降低原油粘度程度、压力水平与驱油效率的关系，为提高CO2采收率优化提供基础数据。也就是说，通过CO₂在地层油中的溶解实验、CO₂对地层油的降粘实验和长细管驱替实验，得到不同压力下CO₂的溶解度、降低原油粘度程度和驱油效率关系(图2～4)。流程进入步骤102。

在步骤102中，基于CO₂驱油及封存过程中地质安全界限计算方法，计算盖层密封性的最大允许封存压力、断层封堵性及稳定性最大允许压力，确定CO₂封存地质安全压力界限。

断层垂向重开启压力力学分析图见图5，利用下式计算：

P_断启＝P_抗张+ρ_岩ghcosθ+(P2cosα+P1sinα)sinθ-P_孔

式中，P_断启为断层垂向重开启压力，MPa，P_抗张为抗拉强度，MPa；P₁为最大垂向主应力，MPa，P₂为最小垂向主应力，MPa，P_孔为孔隙流体压力，MPa，ρ_岩为上覆岩层平均密度，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；h为埋藏深度，km；θ为三轴应力与断层的倾角，°；α为三轴应力与断层的夹角，°。

断层纵向密闭性的最大允许压力利用下式计算：

P_垂封＝ΔP·Δh+P_断c+Δρ·g·Δh

式中，P_垂封为纵向密闭性的最大允许压力，MPa；ΔP为压力损失梯度，MPa/m；P_断c为断层岩排替压力，MPa；Δρ为地层水和CO₂的密度差，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；Δh为断层岩厚度，km。

盖层密闭性的最大允许压力利用下式计算：

P_盖封＝ΔP·Δh+P_盖c+Δρ·g·Δh

式中，P_盖封为盖层密闭性的最大允许压力，MPa；ΔP为压力损失梯度，MPa/m；P_盖c为盖层岩排替压力，MPa；Δρ为地层水和CO₂的密度差，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；Δh为断层岩厚度，km。

盖层的破裂压力(P_盖破)和抗拉强度(P_抗张)一般通过水力压裂资料统计得到。

根据CO₂靶区的地质特征、开发特点和驱油封存阶段，计算靶区盖层的破裂压力、断层的破裂压力、盖层密闭性的最大允许压力和断层的密闭性的最大允许压力，按照CO₂驱油及封存过程中的地质安全界限表(图6)的标准，计算注气井压力安全界限。流程进入步骤103。

在步骤103中，建立双目标(采收率和封存量最优)的CO2驱油封存目标函数，根据油藏数值模拟预测压力水平与驱油封存目标函数的关系，结合CO2封存地质安全压力界限，优选合理的压力保持水平。

在一实施例中，根据CO₂靶区的地质特点和开发特征，建立油藏数值模拟模型，计算不同地层压力条件下靶区驱油封存目标函数值(图7)，同时，结合步骤102计算的不同阶段注气井压力安全界限，确定合理的压力水平。

CO₂驱油封存目标函数值利用下式计算：

式中:D_{CCUS(CO2-EOR)}为驱油封存目标函数值，无因次；ω₁为权重系数，取值范围0～1；

为累计产油量，m³；V_CO2为注入CO₂的体积，m³；OOIP为地质储量，m³。PV为孔隙体积，m³。恰当选择权重系数很重要，如果目标是采收率最大，则ω₁＝1；如果目标是最大化地埋存CO₂，则ω₁＝0。流程进入步骤104。

在步骤104中，利用有效流度、储层丰度和经济指标，合理划分开发层系，减少纵向干扰；在层系合理划分的基础上，根据层间和层内渗透率的差异，层间通过改变径向钻孔长度，均衡层间渗透率差异，实现层间均衡驱动；层内通过改变径向钻孔密度(或分层注采)，均衡层内产液剖面差异，实现层内均衡驱动；

在一实施例中，根据CO₂靶区储层静态指标(渗透率、油层厚度和原油粘度、剩余油饱和度)、动态指标(生产压差、启动压力梯度)和工艺参数(水力压裂)计算综合有效流度，按照储层相近、综合有效流度接近的原则，合理划分层系，减少纵向干扰；在层系划分的基础上，考虑层间渗透率的差异，通过径向钻孔(或定向水力压裂)，优化钻孔(或裂缝)长度，保持层间CO₂均匀推进(图8)；对于层内产液剖面不均衡的问题，采用层内变密度径向钻孔(或射孔)，实现层内均衡驱替(图9)。

综合有效流度计算采用如下公式：

式中：Ω为综合有效流度，mD/mPa·s；k_o、k_g分别为油相和气相有效渗透率，mD；μ_o、μ_g为油相和气相粘度，mPa·s；

其中，k为空气渗透率，mD；k_ro、k_rg分别为油相和气相相对渗透率，无因次；G_o、G_g分别为油相和气相启动压力梯度，MPa/m；ΔP为注采压差，MPa；L为注采井距，m。流程进入步骤105

在步骤105中，在准确描述储层剩余储量丰度、平面非均质的基础上，通过合理井网形式、技术井距和经济优化，分区域确定井网井距，建立有效驱替；通过径向钻孔(或定向压裂)与井网适配，前移驱动压头、转变流线，建立有效驱替和扩大波及，实现平面均衡驱替。

在一实施例中，基于步骤104优化结果，通过根据CO₂靶区渗透率和剩余储量丰度的分布情况，分区域计算合理的井距，建立有效驱替；基于合理井距，在步骤103建立的油藏数值模拟模型基础上，在CO₂靶区部署不同的井网形式，利用数值模拟技术，预测不同井网形式和井距组合的CO₂驱油封存目标函数值，确定合理的井距和井网形式,具体计算流程见图10；在最优井距和井网形式的基础上，观察CO₂靶区流线分布情况，对于建立不起驱替的区域，通过优化径向钻孔(或人工裂缝)长度，前移驱动压头，建立有效驱替(图11)；对于平面驱替不均衡的区域，采用径向钻孔(或水力压裂)，优化钻孔长度和方向，转变注入气的流动方向，实现流线转变和平面均衡驱替(图12)。

技术极限井距采用下式计算：

式中：L为技术极限井距，m；a₁、b₁为非混相启动压力梯度计算系数；r_混相、r_非混相分别为混相带和非混相带的长度，m；a₂、b₂为混相启动压力梯度计算系数；α为混相带与非混相带长度比值；P_e-P_w，为生产压差MPa；K_g为空气渗透率，mD；μ_o1为地层原油粘度，mPa·s；μ_o2为混相后地层原油粘度，mPa·s。流程进入步骤106。

在步骤106中，在前面5步的基础之上，通过合理注入方式、速度优选，提高波及体积，减少粘性指进和重力分异；通过注入井和生产井液量调控、泡沫堵调工艺优化，调整CO₂前缘，实现CO₂前缘均匀推进，最大程度采出原油，获得CO₂封存空间，提高CO₂封存量。

在一实施例中，在步骤101～105优化结果，利用油藏数值模拟技术，对注入方式和速度优化，减少粘性指进和重力分异；对于流线不均匀的区域(图13)，采用生产井液量调控，转变流线方向，扩大波及体积(图14)；对于CO₂气窜严重的区域(或层)，通过优选合理的泡沫封堵体系，实现液流转向，增大波及体积。流程结束。

Claims (4)

1.提高CO₂封存量和原油采收率的方法，其特征在于，该提高CO₂封存量和原油采收率的方法包括：

步骤1，根据长细管驱油实验得到的压力水平与驱油效率关系曲线；

步骤2，利用CO₂驱油与封存靶区盖层和断层稳定性评价方法，确定靶区压力安全界限；

步骤3，基于上述数据，利用油藏数值模拟方法，优选合理的压力保持水平；

步骤4，根据储层参数、生产参数和工艺方法，通过层系优化和差异储层改造相结合，实现CO₂纵向均衡驱替；

步骤5，根据靶区储层非均质性和剩余储量丰度分布情况，采用变井网井距、差异储层改造，实现CO₂平面均衡驱替；

步骤6，通过对注入方式、注入速度、注采调控和泡沫调堵这些方式优选，减少CO₂粘性指进和重力分异作用，调整注采流线；

在步骤4中，根据CO₂靶区储层静态指标包括渗透率、油层厚度和原油粘度、剩余油饱和度，动态指标包括生产压差、启动压力梯度，和工艺参数包括水力压裂计算综合有效流度，按照储层相近、综合有效流度接近的原则，合理划分层系，减少纵向干扰；在层系划分的基础上，考虑层间渗透率的差异，通过径向钻孔或定向水力压裂，优化钻孔或裂缝长度，保持层间CO₂均匀推进；对于层内产液剖面不均衡的问题，采用层内变密度射孔或径向钻孔，实现层内均衡驱替；

综合有效流度计算采用如下公式：

式中：Ω为综合有效流度，mD/mPa·s；k_o、k_g分别为油相和气相有效渗透率，mD；μ_o、μ_g为油相和气相粘度，mPa·s；

其中，k为空气渗透率，mD；k_ro、k_rg分别为油相和气相相对渗透率，无因次；G_o、G_g分别为油相和气相启动压力梯度，MPa/m；ΔP为注采压差，MPa；L为技术极限井距，m；

在步骤5中，通过根据CO₂靶区渗透率和剩余储量丰度的分布情况，分区域计算合理的井距，建立有效驱替；基于合理井距，在步骤3建立的油藏数值模拟模型基础上，在CO₂靶区部署不同的井网形式，利用数值模拟技术，预测不同井网形式和井距组合的CO₂驱油封存目标函数值，确定合理的井距和井网形式；在最优井距和井网形式的基础上，观察CO₂靶区流线分布情况，对于建立不起驱替的区域，通过优化径向钻孔或人工裂缝长度，前移驱动压头，建立有效驱替；对于平面驱替不均衡的区域，采用径向钻孔或水力压裂，优化钻孔长度和方向，转变流线，实现平面均衡驱替；

技术极限井距采用下式计算：

式中：L为技术极限井距，m；r_混相、r_非混相分别为混相带和非混相带的长度，m；a₁、b₁为非混相启动压力梯度计算系数；a₂、b₂为混相启动压力梯度计算系数；α为混相带与非混相带长度比值；Pe-Pw，为生产压差MPa；Kg为空气渗透率，mD；μo1为地层原油粘度，mPa·s；μo2为混相后地层原油粘度，mPa·s；在步骤6中，根据步骤1～5优化结果，利用油藏数值模拟技术，对注入方式和速度优化，减少粘性指进和重力分异；对于流线不均匀的区域，采用生产井液量调控，转变流线方向，扩大波及体积；对于CO₂气窜严重的区域或层，通过优选合理的泡沫封堵体系，实现液流转向，增大波及体积。

2.根据权利要求1所述的提高CO₂封存量和原油采收率的方法，其特征在于，在步骤1中，通过CO₂在地层油中的溶解实验、CO₂对地层油的降粘实验和长细管驱替实验，得到不同压力下CO₂的溶解度、降低原油粘度程度和驱油效率关系。

3.根据权利要求1所述的提高CO₂封存量和原油采收率的方法，其特征在于，在步骤2中，基于CO₂驱油及封存过程中地质安全界限计算方法，计算盖层密封性的最大允许封存压力、断层封堵性及稳定性最大允许压力，确定CO₂封存地质安全压力界限，

断层垂向重开启压力利用下式计算：

P_断启＝P_抗张+ρ_岩ghcosθ+P2 sinθ-P_孔

式中，P_断启为断层垂向重开启压力，MPa，P_抗张为抗拉强度，MPa；P₂为水平最小垂向主应力，MPa，P_孔为孔隙流体压力，MPa，ρ_岩为上覆岩层平均密度，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；h为埋藏深度，km；θ为断层的倾角，°；

断层纵向密闭性的最大允许压力利用下式计算：

P_垂封＝ΔP·Δh+P_断c+Δρ·g·Δh

式中，P_垂封为纵向密闭性的最大允许压力，MPa；ΔP为压力损失梯度，MPa/m；P_断c为断层岩排替压力，MPa；Δρ为地层水和CO₂的密度差，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；Δh为断层岩厚度，km；

盖层密闭性的最大允许压力利用下式计算：

P_盖封＝ΔP·Δh+P_盖c+Δρ·g·Δh

式中，P_盖封为盖层密闭性的最大允许压力，MPa；ΔP为压力损失梯度，MPa/m；P_盖c为盖层岩排替压力，MPa；Δρ为地层水和CO₂的密度差，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；Δh为断层岩厚度，km；

盖层的破裂压力P_盖破和抗拉强度P_抗张通过水力压裂资料统计得到。

4.根据权利要求1所述的提高CO₂封存量和原油采收率的方法，其特征在于，在步骤3中，根据CO₂靶区的地质特点和开发特征，建立油藏数值模拟模型，计算不同地层压力条件下靶区驱油封存目标函数值，同时，结合不同阶段注气井压力安全界限，确定合理的压力水平；

CO₂驱油封存目标函数值利用下式计算：

式中:D_{CCUS(CO2-EOR)}为驱油封存目标函数值，无因次；ω₁为权重系数，取值范围0～1；

为累计产油量，m³；V_CO2为注入CO₂的体积，m³；OOIP为地质储量，m³；PV为孔隙体积，m³；如果目标是采收率最大，则ω₁＝1；如果目标是最大化地埋存CO₂，则ω₁＝0。

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