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《西南石油大学》 2013年
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油藏中CO_2驱油与地质埋存机理

王长权  
【摘要】:油藏中注CO2埋存和提高采收率是现阶段我国实现温室气体减排和应对世界环境问题最经济和最有效的措施。目前我国已经在吉林油田实施了CO2驱提高采收率矿场试验,并取得了初步成功。但专门针对CO2在油藏中埋存研究较少,特别是C02埋存潜力、埋存机理、最终C02赋存状态以及CO2运移规律等还缺乏深入研究。本论文研究的目的是通过室内实验并结合C02埋存的数值模拟研究,揭示油藏中C02封存机理、埋存潜力、运移规律以及影响因素,为我国油藏中CO2埋存的方案设计、潜力评价提供一定的理论基础。该研究也是国家重大科技专项“CO2驱油与埋存关键技术(2011ZX05016)”的部分研究内容。论文主要开展了以下工作:(1)建立了一套油藏中C02埋存机理实验评价方法。利用高温高压反应釜和PVT仪开展了CO2在原油、地层水中的溶解埋存实验,并根据实验结果,修正了状态方程模型,绘制了CO2在不同温度、不同压力和不同矿化度地层水中的溶解度图版(温度35~135℃,压力在0.1~60MPa,矿化度0-350000mg/L);利用X衍射仪、扫描电镜仪及离子色谱仪测试了CO2-水-岩石相互作用前后的离子、矿物成份和孔隙结构变化;利用一维多孔介质CO2驱替实验方法模拟了地层倾角、渗透率、注入压力、CO2纯度及注入方式对油藏CO2埋存机理和潜力的影响,分析了CO2的自由气及束缚气埋存机理;(2)利用组分模型建立了CO2在油藏中驱油和埋存的数值模拟模型,模拟研究了地层倾角、油藏水体大小、渗透率、韵律、溶解和矿化反应、最大残余气饱和度、相渗曲线形状指数、注入气纯度、注气压力和注入方式等因素对CO2驱油与埋存的影响规律;(3)以吉林油田H59-12-6井组模型为例,开展了CO2埋存潜力和运移规律数值模拟研究,分析了CO2在油藏中的赋存状态以及运移规律,评价了注入量对CO2埋存潜力的影响。取得的主要成果和认识有:(1)实验获取了高温高压不同矿化度下CO2溶解度数据,基于实验结果,修正了地层水溶解度计算的PR-HV状态方程模型,得到了包含不同温度、压力和矿化度的一系列CO2在地层水中溶解度图版(第2章);(2)CO2-原油-地层水多相相平衡实验结果显示:当原油和地层水同时存在时,含水饱和度越大,CO2在原油和地层水中的溶解度越小(第3章);(3)CO2-岩石矿化实验表明,CO2与地层水反应生成的碳酸可溶解方解石,并影响岩石孔隙结构和孔隙空间大小,与岩石发生反应后会在矿物表面发生蚀变现象,导致岩石孔隙明显增大。CO2-地层水-岩石化学反应结果表明,反应后水中离子含量变化较大,尤其是Na++K+和HCO3-含量,说明碳酸溶解了岩石矿物成分。(第4章)(4)CO2埋存与驱油长岩心实验表明,倾角越大,CO2埋存潜力越大,驱油效率越高;渗透率越高,驱油效率越高,埋存能力越大,但CO2滞留率存在极值;水气交替可有效延缓CO2的突破时间,驱油效率和CO2埋存能力均提高;水驱油藏转注C02时机越早越有利于埋存,也有利于提高原油采收率(第5章);(5)数值模拟结果表明,地层倾角越大、油藏水体越小、储层渗透率越大、正韵律地层、化学和矿化反应越弱、最大束缚气饱和度适中、CO2纯度越高、注入压力越大和采用水气交替和C02驱驱替方式下,CO2驱油效率和埋存潜力更大(第6章)。(6)H59-12-6井组的埋存潜力和CO2分布运移规律研究表明,注气速度为25000m3/d时埋存量最大,CO2滞留率随日注气量的减小而增加;不同注气速度对最终原油采收率影响较小,最终原油采出程度在24.6%左右;注入到油层高部位的C02越易向油藏上倾方向运移,而注入到油层低部位的C02则向油藏下倾方向运移;原油生产时CO2波及速度较快,CO2摩尔含量较低,当生产井关井后,C02摩尔浓度迅速升高,但波及速度变缓;埋存150年后油藏整体pH值从6.5降至4.6左右(第7章)。
【学位授予单位】:西南石油大学
【学位级别】:博士
【学位授予年份】:2013
【分类号】:TE357.7;X701

【参考文献】
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