液态CO2辅助压裂技术讨论 [复制链接]

CO2辅助压裂方式可以分以下三种:
1、压裂时全程伴注CO2，俗称泡沫压裂，需要专门的CO2压裂车组。
2、压裂时前置CO2段塞进行压裂。
3、先注入低温液态CO2，关井1-15天，然后再进行压裂，不需要专门的CO2压裂车组。

目前第1、2种方式已经比较普及，目前需要大家讨论的是第3种情况。包括作用机理、优势、关井时间优化、注低温液态CO2与压裂一体化管柱等等，欢迎大家积极参与讨论

2天了也没人来讨论啊

我来凑凑热闹，但是对你说的我不太懂。你先讲讲国内外的现状如何？

我们也刚起步,可能我说的和CO2吞吐有些类似,希望专家们一起来讨论

顶上去看看

你说的是CO2吞吐，施工时不需要压裂机组，使用单独柱塞泵，将CO2注入地层，关井一段时间，待CO2在地层中转为气态后开井。优点：不使用压裂机组，费用低；泵注时排量小，不需整个CO2机组都在，可1--2个罐车倒换即可；安全性高。缺点：施工时间长，改善效果差些。

也不能只说是CO2吞吐,因为是注入后1-3天接着压裂

泵注液态CO2时根据注入压力最高排量20t/h,排量比较大了,施工时间也不是很长的

CO2吞吐技术
前言
    油藏提高采收率的主要方法有热采和非热采。热采包括蒸汽吞吐和火烧油层等。非热采方法有：聚和物驱、水驱、微生物采油，以及CO2吞吐等。其中CO2吞吐提高采收率比其它常规开采方法具有投资小、见效快、效果好的特点。CO2吞吐可用于多种油藏的开采。我国不乏适合CO2吞吐的油藏如江苏富民油田，因此，有必要进行研究，特别是进行多种条件CO2吞吐效果的对比，研究各种因素对吞吐效果的影响。搞清这些规律对CO2吞吐现场实施对提高吞吐效果具有重要意义。
    本文主要通过实验，研究得出吞吐效果的影响因素。实验内容包括：CO2原油体系高压PVT实验、CO2在原油中的溶解度及差异分离实验、CO2原油体系膨胀实验、CO2原油体系的粘度实验以及CO2对原油提抽实验。通过实验得出与产量密切相关的敏感参数关系式，通过建立浸泡物理模型，通过计算机模拟得到最佳浸泡期。通过相态分析得到注入时的井底压力，并据此压力，判断在井底附近是否形成混相。对轻质油和重质油进行结合，预测产量。并进行经济效果评价。
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　一、文献综述
　　　　1.1 CO2吞吐技术发展概括


CO2吞吐就是首先将一定量的CO2注入到油层，然后关井一段时间，使注入的CO2和地层中的原油接触，然后再重新开井生产。早期开展CO2吞吐是为了替代注蒸汽开采重质油。CO2驱油的室内研究始于50年代，一些大的石油公司就认识到它作为强化注入济的潜力，但当时使用CO2采油是不合算的。70年代末，人们认识CO2的特殊超临界相态特征对原油的特殊作用。Patton等人对CO2吞吐进行了研究，提出适合重油油藏吞吐的预测方向。轻油CO2吞吐起始和V.W.Wiseman的专利，经过Monger，Palmer，Haskin，Simpson等人的室内研究而得到广泛应用。


1981年，美国洛杉矶盆地Wilmington油田首次进行了4井次CO2吞吐提高重质油采收率试验，每口井注入一定数量的CO2液体，关井几天浸泡后，再开井生产，原油产量可以增加2－3倍，含水率减少90％以上。从1984年开始，人们逐渐认识到CO2吞吐也可用来开采轻质油，条件合适，会更加有效。美国肯塔基州东部阿巴拉挈亚盆地进行了65井次CO2吞吐，该油田实施CO2吞吐所增产的油量令人注目，平均原油增产2.38倍，最高6.32倍，最低1.10倍。该吞吐结果指出，CO2吞吐提高轻质油藏采收率在经济上和技术上都是可行的[12]。
在我国，应用CO2技术发展较晚，最根本原因是CO2气源不足，但是近年来，江苏油田、胜利油田等相继发现了一些中小规模CO2气藏（如江苏泰兴CO2储量1000亿方以上，面积25－40平方公里），加之我国东部地区多数油田已进入开采后期，需要进行强化采油。人们对CO2的应用产生了极大兴趣，尤其是在重油增产领域得到广泛的应用。1998年胜利油田开始进行CO2单井吞吐增油效果的试验，到2001年底共施工30多口井，获得了很好的增油效果，平均单井增产油量500t以上，获得较好的经济效益。[13]
江苏富民98年充分利用CO2资源，开展注CO2提高原油采收率试验，为此进行了八口井的先导试验，试验投资共160万元所增油294万元，投入产出比为1：1.74。采取CO2吞吐技术后，由于CO2的降粘和膨胀作用油井产量一般都要提高，在这方面国内外油田都进行了实验。（见下表）
油田
国  家
规  模

Ritchie
美国阿肯色
大

富民油田
中国江苏
        中

BatiRaman
土耳其
        大

苏北盆地
中国
        中

Halfmoon
美国怀俄明
        小

胜利油田
中国
　　　　中

由于CO2提高油井产能的效果很明显，于是人们对CO2投入了极大的关注，因此人们对CO2吞吐进行了研究。由于物质的性质决定了物质的用途，所以有必要对CO2的性质进行了解。
一、CO2的一般性质：
（一）物理性质：
常温常压下，CO2为无色无味的气体，不燃烧、不助燃。CO2的物理形态有气、液、固三态。CO2存在于空气之中，它在空气中占有达千分之三的体积。
1.密度：
在标准条件下，CO2的密度为空气的1.5倍。液态时为812.92kg/m３象大多数气体一样，密度随着压力的上升而增加，随温度的上升而下降。
2. 三相点：
CO2可溶于水和不同成分和密度的原油中。其三相点的温度和压力分别为－56.11度和0.41MPa，临界温度为31度，临界压力为7.39MP。超过临界温度和临界压力不可能被液化，在超临界压力的条件下，随压力的增加，变成一种粘稠状的物质很像液体，大多数CO2管线在超临界区范围内。但是当CO2中含有碳氢化合物时，要变成液态的温度可能要提高到40度，温度超过31.2度时，纯CO2在任何状态下都以气态存在。
3. 溶解度：
CO2比较容易溶解于水，在水中的溶解度随压力的升高而变大，随温度的升高而变小。在地层条件下，CO2的溶解度在30－60m^3/m^3（3－5％）。其溶解度随水的矿化度的升高而降低。CO2溶于水时，水的粘度上升，但上升幅度不大。CO2溶于水时所生成的碳酸能够溶解岩石中的某些胶结物，从而能够改善地层渗透率。
CO2更易溶解于原油中，因此可以从水溶液中转移溶解到原油中去，在此过程中油水界面张力逐渐降低。油中CO2的溶解度随压力上升，随温度上升而下降，随原油分子量增大而增加。与环烷烃和芳烃相比，CO2更易溶解在溶解在烷烃中。
4. 压缩系数：
CO2的压缩系数为0.00218 1/Mpa，CO2的地层体积系数随压力的增加而下降，且体积系数较大，所以在地层中，注入一定体积的CO2，能够驱替较多的油气。
综观CO2气体的物理特性，它们都有助于CO2提高石油采收率。溶解CO2的原油密度会变小，粘度降低，体积增大，从而原油膨胀，有利于提高采收率。
（二）化学性质
CO2为酸性氧化物，与水反应生成碳酸，碳酸为弱酸，在施工和工程设计中应考虑减缓或抑制腐蚀。当注入CO2压力增大，酸性水和碳酸起反应生成重碳酸钙、重碳酸镁等，当地层压力降低时，有沉淀生成，会出现结垢现象。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
CO2具有以上的物理性质，决定了CO2在降粘和膨胀作用时的效果；CO2具有以上化学性质，这就要求在CO2工艺中注意防腐和防垢。为了更好的了解CO2吞吐效果的影响因素，国内外做了大量试验对吞吐提高采收率机理进行了研究。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
二、CO2提高原油采收率机理及理论：
几乎所有文献都提到，CO2宜在非混相条件下进行，江苏富民油田做的实验指出，当注入的CO2的摩尔浓度增加到37.61％时，原油体积膨胀了22.6％，粘度降低了60.73％，再次证实了降低原油粘度并引起原油体积膨胀是CO2吞吐的主要采油机理。[13]、[31]、[23]当然还包括溶解气驱和油水相对渗透率的改变等机理。对于重质油藏，CO2注入地层后，将显著的降低重质油的粘度，改善原油流动能力，这是CO2吞吐的主要机理。[13]对轻质油藏，CO2引起地层油的膨胀显得更加重要，仅采出原油的膨胀部分就相当可观，此时膨胀是二氧化碳吞吐的主要机理。在进入高含水期的油藏中，注入二氧化碳溶于地层油后，会把地层水挤出孔隙空间，提高油的分相流量，所以二氧化碳吞吐仍可以从扫油效率很差的底水油藏中采出残余油，并显著降低含水率。主要机理为以下几个方面：
1.二氧化碳溶解气使原油体积膨胀[8]
大量室内实验和现场实验表明，原油中充分溶解二氧化碳后可使原油的体积膨胀10％－40％，注入二氧化碳后原油的体积增加，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。26下表列出了胜利油田滨3－8－16井注二氧化碳气后原油膨胀系数与二氧化碳注入量的数据关系。该井注气前原油的相关参数为：原油在地面的密度为0.9008g/cm^3，粘度为67mPa.s，凝固点为17度，从表中可以看出：随二氧化碳注入量的增加，饱和压力、溶解气油比和原油的膨胀系数是增加的，膨胀系数最高上升到了28.6％。
二氧化碳注入量的摩尔比
饱和压力/Mpa
溶解气比/m3.t－１
膨胀系数

0.3228
1.93
16.51
1.035

0.7797
4.15
39.96
1.076

1.2624
6.00
64.70
1.139

1.6638
7.88
85.30
1.174

2.5261
15.40
131.00
1.247

3.2373
30.00
165.90
1.286

西南石油学院郭平对相关试验进行了研究，并进行了高压物性影响试验。[8]他指出膨胀实验是将原始地层原油稳定在泡点压力下，在此压力下注入不同量的二氧化碳，并进泵提高PVT井筒压力，直到达到泡点压力，从而测量加入二氧化碳使原油的泡点压力（P－X相图）和体积膨胀系数的变化，当然也可以测试其它一些物性的变化。膨胀实验使用的设备和常规的PVT一样，除了要加入二氧化碳这一点不同外，其余操作和测试均同常规PVT测试过程。油气相平衡模型为：fiV(p,x1,.........,xn)-fiL(p,y1,.......,yn) =0
Zi-xiL-yiV=0
L+V=1
Ki=yi/xi
膨胀实验各级油体系组成计算
Zj,i＝[Zj-1,i＋Nco2jZco2i]/(1+Nco2j)
粘度计算：
原油粘度采用下式进行回归和计算：　





式中： ， 为组分i在平衡液相和气相中的速度；p为系统压力，Mpa; 为分别代表组分i在系统中、平衡液相中、平衡气相中的摩尔分数； 为第i组分的平衡常数； 、 为原油在高压下和在低压下的粘度，mPa*s； …… 、e为粘度计算回归系数； 、 为混合物的组分i的临界体积； 为原油摩尔质量，g/mol; 为临界温度，K； 为临界压力，；为临界体积，；、为原油第级注气第组分的摩尔组成和注入气量与第－－1级注气原油摩尔数之比。
2.二氧化碳溶解气降低了原油的粘度[4]、[６]
当原油中的二氧化碳溶解气饱和后，能够大大降低原油的粘度。[27]在地层条件下，压力越高，二氧化碳在原油中的溶解度也就越高，原油的粘度降低越显著。下表列出了一口井的二氧化碳注入气比例与原油粘度之间的关系。从表中可以看出：随二氧化碳注入量的增加，原油的粘度降低幅度较大。


二氧化碳注入量的摩尔比
饱和压力/mPa
原油粘度/mPa.s


0

0

42.11


0.3546

2.10


25.73



0.8367

4.35

15.97


1.2618

6.19

11.17


1.9301

9.05

7.371


2.5030

14.70


6.111


3.4580


33.60

8.412

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
3.二氧化碳溶解气具有气驱及解堵能力[19]
  　油层中的二氧化碳溶解气，在井下随着温度的升高部分游离汽化，以压能的形式储存部分能量。当油层压力降低时，大量的二氧化碳将从原油中游离，将原油驱入井筒，起到溶解气驱的作用，由于气体具有较高的运移速度，从而将油层堵塞物返吐出来。剧统计，用二氧化碳溶解气驱可采出地下油量的18.6％，对油气采收率的提高具有非常重要的意义。
5.二氧化碳对油层具有一定的酸化解堵作用[15]


二氧化碳溶解于水后略呈酸性，与地层基质相应地发生反应，从而酸解一部分杂质，尤其在碳酸盐岩中能将部分岩石溶解，生成易溶于水的碳酸氢盐，从而提高碳酸盐岩层的渗透性。由于注入二氧化碳气的酸化作用导致油层渗透性提高，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。
6.二氧化碳可使原油中的轻质烃萃取和汽化[26]、[31]
轻质烃于二氧化碳间具有较好的互溶性，当压力超过一定的值（此值于原油性质及温度有关）时，二氧化碳能使原油中的轻质烃萃取气化，这种现象对轻质原油表现的尤为突出。二氧化碳对原油中的轻质烃的萃取和气化现象是注入二氧化碳增油的主要机理之一。
7.注入二氧化碳改善了原油和水的流度比[23]、[22]
由于大量注入的二氧化碳在原油和水中的溶解，地层水的碳酸化，使原油的流度增加，而水的流度降低，从而使原油和水的流度接近，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，大大提高了采油效率。
由于二氧化碳具有对二氧化碳吞吐有利的物理性质，我们通过它分析了增产机理。二氧化碳的部分物理性质也是不利的，要求一些特殊的措施，如控制返排速度，避免油藏被蜡和重质组分堵塞。同样二氧化碳的化学性质，决定了要防腐和防垢。

三、
防垢、防腐蚀及防堵塞及在管道中的输送
1.防垢
(1)结垢现象及防垢
二氧化碳为酸性氧化物，与水反应生成碳酸,碳酸为弱酸，与　酸盐起反应生成重碳酸钙，重碳酸镁等。就会出现结垢现象。如果不采取措施，将引起地层堵塞，加剧腐蚀等多方面的问题。

(2)结垢机理

较好的理解结垢机理，有助于摸索结垢的预测万法和抑制措施。针对结垢机理间题，国内外发表了大量文献，主要有以下观点。
不配伍论：两种以上在化学上不配伍的流体 (来自不同层位的地层水)、地层水与地面注入水、海水或油田污水，因其各自所含的离子不同，离子浓度也不一样，所以一旦在井筒或地层中混合，就会形成一种不稳定的、易于沉淀的流体，成为潜在的结垢源。在第二次采油和提高采收率注水作业过程中经常将海水注入到储层中。海水一般富含硫酸根阳离子，浓度经常在2000毫克/升之上，而底层水含二价阳离子Ca2＋和Ba２＋。在近井眼基岩申流体的混合通常形成新的流体，综合离于浓度在硫酸矿物溶解度的极限之上。硫酸钙结垢在石灰岩地层中形成，硫酸钡和硫酸钙结垢在砂岩地层中形成。如果在地层中形成这 些结垢，采用化学万法很难将其清除，采用机械方法不可能将其清除。不配伍水混合也能发生在油管中，产生的结垢可以用化学或机械方法进行清除。
    热力学条件变化论：油藏在开采过程中，油藏流体的温度和压力发生变化。在生产过程中，当包含有某种盐类的地层水呈溶液状态自地层流间井筒或地面时，由于"孔板效应"，在压力温度下降时，使溶液中某些盐类的浓度超过其溶解度而析出，形成结垢。此外，伴随着压力、温度的变化，溶解气 (如二氧化碳)就会逸出，破坏溶液原始的相平衡而发生反应，便碳酸氢钙变成难溶的碳酸钙盐垢。同时，压力降低和温度升高还会使溶液中的水分蒸发，从而发生浓缩效应，使溶液形成过饱和状态，析出固相而结垢。气驱引起的结垢：利用 CO2，驱替地层进行二次采油可以引起结垢沉积。含有CO2，的水变为酸性，并溶解地层中的万解石。生产井周围地层的压力下降能引起 CO2，脱离溶解，并引起在射孔孔眼和近井眼的地层孔隙中沉积结垢。近井眼环境产生结垢将便压力进一步下降，从而形成更多的沉积。这一过程可以完全堵塞射孔孔眼，甚至在几天的时间内在井眼与储层之间形成一道非渗透墙，从而被迫停产。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
注CO2地层中的CaCO3由于下列反应产生可溶性Ca(HCO3)2
CO2+H2O®H2CO3
　　　　　　　　　　　　　　　　　CaCO3+H2CO3 →Ca(HCO3)2
当含Ca(HCO3)2的水从采油井采出,由于压力温度的变化,使Ca(HCO3)2分解
Ca(HCO3)2→CaCO3(沉淀)+CO2+H2O　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
在PH值低于7.5时，只有级少量的碳酸氢根离解成碳酸根离子，而油田谁的PH值大都低于7.5，多数地层水中都不含或只含少量的碳酸根离子。因此
    　　　　　　　　　　　　　　　

式作为表示碳酸钙沉淀的反应式更具有普遍性。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
从油田生产中出现的结垢问题看，碳酸钙结垢主要是温度、压力、PH值、盐度等热力学及有关条件改变，导致水中离子平衡状态的改变，成垢组分溶解度降低二析出结晶沉淀以及不相容水混合而产生沉淀。其沉淀过程可表示为：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

水溶液®溶解度®过饱和度®晶体析出®晶体长大®结垢。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　大量的碳酸钙析出，引起油井严重结垢。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　


(3)影响碳酸钙结垢的因素主要有：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
(a)钙离子和碳酸根离子的离子积增加，沉淀增加。　　　　　　　　　　　　　　　　
(b)

二氧化碳在溶液中的浓度。当溶液中二氧化碳增加时，反应向左移动，碳酸钙沉淀减少，相反，二氧化碳浓度降低时，碳酸钙沉淀增加。在两相系统中，由于溶液中的二氧化碳浓度随系统压力或气体中的二氧化碳浓度的增加而增加，因此系统压力降低或气体中二氧化碳浓度减少时，碳酸钙沉淀增加。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
( c )温度升高，碳酸钙溶解度减少，沉淀增加。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
(d)
水中含盐量增加（不包括钙和碳酸根离子）时，碳酸钙溶解度增加，结垢趋势减小。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
(e)PH值较高时会产生更多的沉淀。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
(3)碳酸钙结垢理论预测　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
用碳酸钙饱和度指数表示过饱和度，根据“过饱和指数”可判断溶液中碳酸钙沉淀的可能性。根据难溶盐的溶度积规则，Stiff和Davis综合考虑了油田盐水的温度、PH值、盐度等因素，在Langlier饱和指数的基础上，导出了预测碳酸钙结垢的方程式如下：
SI＝PH－K－pCa－pAlk　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
式中：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
SI为稳定指数，SI<0表示水中碳酸钙未达到饱和，不大可能结垢；SI>0表示可能结垢。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
PH为水的实际PH值。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
K为常数即含盐量、矿化组成和水温的函数。以水温为参数的K值与离子强度有关系图，在已知水温和离子强度的情况下从图上可以方便的查得相应地K值。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
pCa为钙离子摩尔浓度的负对数。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
pAlk为总碱度Alk的负对数。　
　　 防垢剂筛选主要从防垢率指标评价筛选。防垢剂的种类及浓度。另外，结垢物的状态也很重要.防垢剂评价实验显示:不加防垢剂,结垢物为颗粒状,粒径中值大于70微米，结垢物附在容器底部形成致密层.在矿场条件下，这样的结垢物堵塞井筒附近的地层及在设备上结垢.加入防垢剂后，产生的沉淀为絮状,粒径中值在2微米左右，不易形成致密层。也就不易堵塞地层及在设备上聚集，加入防垢剂后，可见,危害性降低 。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
2.防腐[１５]
据国外一些油田的矿产实验证明，二氧化碳提高采收率是一种非常有效的措施。但在实施二氧化碳提高采收率的过程中，由于二氧化碳溶入水后生成碳酸，对井的地下管柱及地面设备将不可避免的腐蚀。因此，在实施二氧化碳吞吐提高油藏采收率的时候，必须采取有效的防腐蚀措施。
其中腐蚀最严重的是地下管柱腐蚀。二氧化碳在水中溶解时，生成碳酸，饱和的二氧化碳水的ＰＨ值在3.3－3.7，在该酸性的电解质溶液，钢材发生化学腐蚀或电化学腐蚀。当钢材表面涂复一定厚度的防腐材料，使钢材与腐蚀环境隔离开，免造腐蚀。而对于电化学来说，涂层又相当于在电池两极之间加入一个高电阻，大大减少了腐蚀电流。因此涂层是一种防止钢铁管柱腐蚀的一种经济而有有效的措施。为了控制地磁管柱的腐蚀，国内十个油漆生产厂家生产和研制了环　氧漆、环氧酚醛、聚氨酯、环氧聚氨酯、氯磺化聚烯、过氯乙烯以及Ｇ－６１５高级防腐蚀油漆，进行了室内评价。实验指出，用环氧色油漆的效果比较好。江苏富民油田通过室内试验，分别取污水、饱和二氧化碳污水和加入100ppm不同缓腐剂饱和二氧化碳饱和富民污水在动态腐蚀实验仪上，进行常压下的对比试验，钢片取J55和N－80两种，温度为60摄氏度，转速为60转/分。不断的往溶液中通二氧化碳气体以取得饱和二氧化碳水溶液。试验结果结果如下：






空白
饱和二氧化碳地层水加缓剂蚀

空白地层水
饱和二氧化碳地层水
80-1
80-2
80-3
WSI-02

N80钢
腐蚀速率mm/y
1.13
1.44
1.45
1.05
1.36

腐蚀率％


0.69
27.08
5.56

J55钢
腐蚀速率mm/y
1.19
1.55
1.33
1.15
1.10

腐蚀率％


14.19
25.81
29.033

试验结果指出，在60摄氏度以下腐蚀速率随温度的升高而升高，超过60摄氏度左右形成一个腐蚀高峰，在110摄氏度时腐蚀速率显著下降，且试片表面有一层均匀致密的保护膜生成。通过对80－1、80－2、80－3、WSI-02四种防腐试剂进行对比，认为无论对N-80钢还是对J155钢，80-2都是较好的。

3.防堵塞[16]　　　　　　　　　　　　　　　　　
重质有机物堵塞即指石蜡、沥青从原油析出而堵塞油层。固体石蜡在原油中的溶解度主要受温度影响，温度降低，溶解度明显降低，当原油达到饱和状态后，温度降低，石蜡、沥青就会结晶析出。
  文献中指出影响沥青质沉淀的因素有温度、原油组分和饱和压力。沥青质的溶解度随温度的下降而线性的下降。随着原油轻质组分的损失，在特定温度下原油中的石蜡和沥青的溶解度下降；在压力小于饱和压力下，就会产生过饱和的沥青，因此当极度欠饱和轻油压力下降时就会产生大量沥青质沉淀。重质有机物的结晶量随温度的下降而增加，随压力的下降而减少，但温度的影响更大。返排时，气体在井底迅速膨胀吸收了大量的热，油层温度进一步下降，为重质有机物晶体的析出创造了有力条件，另外二氧化碳萃取轻质成分的作用也打破了原油原有的平衡状态，重质有机物溶解度下降。总之各方面综合作用的结果导致了重质有机物的沉淀，从而堵塞油层。

4.在管道的中输送[17]
一般情况下，二氧化碳气源中或多或少的含有一定量的水分，有水分存在的二氧化碳，在温度低于10摄氏度、压力高于1Mpa条件下，容易行成水化物（一种由水和气体分子构成的类似冰的固体颗粒）。水化物的存在容易造成输气管道的堵塞。因此，二氧化碳在输送之前应进行脱水，简单的办法是使用分离器在气源井井口分离出大部分游离水。在冬季输送时还需要在气源处加入水化物抑制剂，降低水化物的析漏点温度，防止水化物的形成。通常使用的药剂有乙二醇和二甘醇。
注入系统是实施二氧化碳单井吞吐工艺的关键设备，他使二氧化碳升压后足以注入地层。这套系统包括：高压分离器、计量仪表、增压泵和管汇。
1、高压分离器
  由于气源井所产二氧化碳中含有其它杂质气体（甲烷、乙烷、氮气），为保证增压泵的正常工作，排除气体干扰，二氧化碳在近泵之前需进行分离，分离出杂质气体和部分气态的二氧化碳。　　　　　　　　　　　　　　　　　　
2、计量仪表　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
  　为准确的计量二氧化碳的注入量，并判断二氧化碳的相态，在二氧化碳入泵前要对其体积流量、温度、压力进行计量，以达到油藏要求的注入量。采用液相涡轮流量计计量体积流量、测量温度、压力求取对应条件下的密度，计算出实际注入的二氧化碳量（质量）。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
3、液态二氧化碳增压泵
  　液态二氧化碳的增压不同于水，因其粘度小一挥发吸热，对增压泵的凡尔和密封、润滑提出了更高的要求；又因其在常温中高压时的压缩系数变化大，是一种弹性液体，因此对泵工作腔的余隙容积提出了更高的要求。

2.防腐[１５]
据国外一些油田的矿产实验证明，二氧化碳提高采收率是一种非常有效的措施。但在实施二氧化碳提高采收率的过程中，由于二氧化碳溶入水后生成碳酸，对井的地下管柱及地面设备将不可避免的腐蚀。因此，在实施二氧化碳吞吐提高油藏采收率的时候，必须采取有效的防腐蚀措施。
其中腐蚀最严重的是地下管柱腐蚀。二氧化碳在水中溶解时，生成碳酸，饱和的二氧化碳水的ＰＨ值在3.3－3.7，在该酸性的电解质溶液，钢材发生化学腐蚀或电化学腐蚀。当钢材表面涂复一定厚度的防腐材料，使钢材与腐蚀环境隔离开，免造腐蚀。而对于电化学来说，涂层又相当于在电池两极之间加入一个高电阻，大大减少了腐蚀电流。因此涂层是一种防止钢铁管柱腐蚀的一种经济而有有效的措施。为了控制地磁管柱的腐蚀，国内十个油漆生产厂家生产和研制了环　氧漆、环氧酚醛、聚氨酯、环氧聚氨酯、氯磺化聚烯、过氯乙烯以及Ｇ－６１５高级防腐蚀油漆，进行了室内评价。实验指出，用环氧色油漆的效果比较好。江苏富民油田通过室内试验，分别取污水、饱和二氧化碳污水和加入100ppm不同缓腐剂饱和二氧化碳饱和富民污水在动态腐蚀实验仪上，进行常压下的对比试验，钢片取J55和N－80两种，温度为60摄氏度，转速为60转/分。不断的往溶液中通二氧化碳气体以取得饱和二氧化碳水溶液。试验结果结果如下：






空白
饱和二氧化碳地层水加缓剂蚀

空白地层水
饱和二氧化碳地层水
80-1
80-2
80-3
WSI-02

N80钢
腐蚀速率mm/y
1.13
1.44
1.45
1.05
1.36

腐蚀率％


0.69
27.08
5.56

J55钢
腐蚀速率mm/y
1.19
1.55
1.33
1.15
1.10

腐蚀率％


14.19
25.81
29.033

试验结果指出，在60摄氏度以下腐蚀速率随温度的升高而升高，超过60摄氏度左右形成一个腐蚀高峰，在110摄氏度时腐蚀速率显著下降，且试片表面有一层均匀致密的保护膜生成。通过对80－1、80－2、80－3、WSI-02四种防腐试剂进行对比，认为无论对N-80钢还是对J155钢，80-2都是较好的。

3.防堵塞[16]　　　　　　　　　　　　　　　　　
重质有机物堵塞即指石蜡、沥青从原油析出而堵塞油层。固体石蜡在原油中的溶解度主要受温度影响，温度降低，溶解度明显降低，当原油达到饱和状态后，温度降低，石蜡、沥青就会结晶析出。
  文献中指出影响沥青质沉淀的因素有温度、原油组分和饱和压力。沥青质的溶解度随温度的下降而线性的下降。随着原油轻质组分的损失，在特定温度下原油中的石蜡和沥青的溶解度下降；在压力小于饱和压力下，就会产生过饱和的沥青，因此当极度欠饱和轻油压力下降时就会产生大量沥青质沉淀。重质有机物的结晶量随温度的下降而增加，随压力的下降而减少，但温度的影响更大。返排时，气体在井底迅速膨胀吸收了大量的热，油层温度进一步下降，为重质有机物晶体的析出创造了有力条件，另外二氧化碳萃取轻质成分的作用也打破了原油原有的平衡状态，重质有机物溶解度下降。总之各方面综合作用的结果导致了重质有机物的沉淀，从而堵塞油层。

4.在管道的中输送[17]
一般情况下，二氧化碳气源中或多或少的含有一定量的水分，有水分存在的二氧化碳，在温度低于10摄氏度、压力高于1Mpa条件下，容易行成水化物（一种由水和气体分子构成的类似冰的固体颗粒）。水化物的存在容易造成输气管道的堵塞。因此，二氧化碳在输送之前应进行脱水，简单的办法是使用分离器在气源井井口分离出大部分游离水。在冬季输送时还需要在气源处加入水化物抑制剂，降低水化物的析漏点温度，防止水化物的形成。通常使用的药剂有乙二醇和二甘醇。
注入系统是实施二氧化碳单井吞吐工艺的关键设备，他使二氧化碳升压后足以注入地层。这套系统包括：高压分离器、计量仪表、增压泵和管汇。
1、高压分离器
  由于气源井所产二氧化碳中含有其它杂质气体（甲烷、乙烷、氮气），为保证增压泵的正常工作，排除气体干扰，二氧化碳在近泵之前需进行分离，分离出杂质气体和部分气态的二氧化碳。　　　　　　　　　　　　　　　　　　
2、计量仪表　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
  　为准确的计量二氧化碳的注入量，并判断二氧化碳的相态，在二氧化碳入泵前要对其体积流量、温度、压力进行计量，以达到油藏要求的注入量。采用液相涡轮流量计计量体积流量、测量温度、压力求取对应条件下的密度，计算出实际注入的二氧化碳量（质量）。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
3、液态二氧化碳增压泵
  　液态二氧化碳的增压不同于水，因其粘度小一挥发吸热，对增压泵的凡尔和密封、润滑提出了更高的要求；又因其在常温中高压时的压缩系数变化大，是一种弹性液体，因此对泵工作腔的余隙容积提出了更高的要求。


四、二氧化碳吞吐对一些因素的要求以及由此确定的选井条件
（一）因素要求[3]
1.气源因素[32]
一是要有合适的气源条件，也就是有足够的气产量，且二氧化碳纯度要高，并具有足够的压力以保证二氧化碳在常温下保持液相状态液相状态，有利于二氧化碳升压工艺的实施，二是气源到措施井的距离不能太远，因使铺设输气管道的成本投入是经济可行的；三是要有合适的气候条件，外界气温较低（15摄氏度以下）的冬季是实施措施最有利时机。
江苏油田先后在真武、许庄、竹墩、邱家、富民南等地区发现了二氧化碳气层。并且在下扬子盆地南京坳陷的东北部发现了大型黄桥二氧化碳气田。富民油田临近二氧化碳气藏，且气体纯度较高为吞吐提供了充足的气源。

2．油藏因素[25]
(1)
原油粘度因素：通常要求低于2000cp。富14块井原油粘度为7.09－10.33mPa s，满足要求。

(2)渗透率因素：
渗透率对CO2吞吐效能有着不同的影响。当粘度大于1000cp时，高渗透率能起到增强CO2吞吐增产的作用。对低粘度时，高渗透率反而降低了工艺的效率。富民油田平均水平渗透率为568.27×10-3　 　，平均垂直渗透率为465.03×10-3　
，垂直水平渗透率比值为0.82。　　
　(3)润湿性因素：
    油层亲水有利于CO2吞吐，对于同样的饱和度，高的水相渗透率和低的油相渗透率所表现出来的特点是润湿性向油转移，降低了吞吐措施的有效性。据富38井E2S15的油水相对渗透率曲线和润湿性试验结果，表明岩石润湿性为强亲水型。
(4)临界气体饱和度因素：
      当束缚气饱和度增加时，必须大量注气，这样CO2才能在较深地扩散到油层中，这种不流动的气相降低了原油的相对渗透率，因此，临界气饱和度越低越好。
(5)含油饱和度因素：
含油饱和度高的地层，其原油总采收率很高。

(6)含水饱和度因素：
高含水饱和度对增产无不利的影响， CO2吞吐工艺很适合高含水油层。
(二)选井条件[12]
1.
适宜的井
文献中指出以下选井条件：
（1）
油藏饱和度大于40％。实验表明，在相同条件下油藏剩余油饱和度越高，其增油幅度越大。
（2）
油藏封闭性要好，层间不串槽。二氧化碳单井吞吐的主要作用在于向地层补充能量，油藏封闭性的好坏直接影响着增油效果。二氧化碳单井吞吐最适合于封闭性好的边远小断块的油井。
（3）
原油中胶质和沥青质含量较少，原油密度不高的油藏。当原油中的胶质和沥青质含量较少时，二氧化碳的气驱作用才能得到充分发挥，所选井的粘度最好小于1000mPa.s；
（4）
地层压力较高的油藏。地层的压力越高，二氧化碳的溶解度就越大，单井吞吐效果越好。
（5）
均质地层、层内渗流性差异较小的地层。在二氧化碳单井吞吐的增油工艺中，渗流性不是选井的主要依据，但是在二氧化碳单井吞吐施工中，应尽可能的把二氧化碳注入到主力生产油层。
除了以上几点，江苏富民油田考虑到现场实际情况，额外指出选井还要求根据江苏油田目前二氧化碳气源分布及气源量情况，应该选择离气源较近的油井，并选择油井机械完整性好，井筒工艺简单的油井。

2.二氧化碳单井吞速度增油技术不适宜的油井：

（1）
含蜡量很高的油藏；
（2）
原油粘度很高的油井；
（3）
高含水油井；
（4）
出砂严重或井身结构有问题的油井；
曾采用压裂、酸化等措施未见效，且原因不明的井；

1.2二氧化碳吞吐提高原油采收率研究中要点研究现状
一、最大注入井口压力[16]、[19]
当液态二氧化碳沿井筒泵入地层后，低温的二氧化碳便与井筒周围的地层发生热传递，出现气液两相流并最终导致热平衡。通常油层温度和压力高于二氧化碳临界值，二氧化碳处于超临界状态呈现气态形式。当井底注入压力超过二氧化碳混相压力（MMP）时，二氧化碳成为比较稠密的流体，具有类似于地层原油的密度。在高的地层温度下，二氧化碳便会汽化出原油内的中间组分烃（C2－C30），形成混相过渡带。混相带会将与之接触的大部分原油驱离注入井筒，形成二氧化碳混相驱油。显然，上述驱替过程并不是二氧化碳吞吐采油的机理。二氧化碳吞吐的显著特点就是单井“注”、“采”。如前所述，降粘和膨胀是二氧化碳的主要采油机理。在非混相条件下，游离气二氧化碳占据的油层空间大于混相条件下，从而与更多的地层原油相溶解，充分发挥二氧化碳吞吐的采油机理。
但并未给出井底压力的计算公式，有的完全用液态方法计算很明显不合理。
二、返排速度：[16]
根据二氧化碳吞吐理论，初期返排速度越大，吞吐效果越好。实际上，在油层厚度较薄的条件下，大排量返排使得二氧化碳在井底迅速膨胀，吸收大量的热，使得近井地带油层温度快速下降，当温度下降到临界点时石蜡、沥青开始析出并沉积在近井地带，堵塞地层。因此当油层较薄时，返排速度过大，有可能间接导致油层堵塞。
但未对返排速度和堵塞之间给出明确关系式，也就是没有给出最佳返排速度。
三、周期注入量：[26]
    现场表明增加二氧化碳的注入量和增加二氧化碳在油藏空间的占有度都能提高原油采收率。CO2吞吐需要把一定量的CO2注入油藏与油藏原油发生相互作用实现增产效果。 CO2注入量是影响吞吐效果的一个重要参数。一般来说，注入量越大，增产的油量也就越多。但其增产的效果并不与CO2得注入量成正比，也就是说存在一个最佳的CO2注入量，在这个注入量下单位注入体积CO2增油量就越多。同时还存在着一个经济极限下的CO2最大注入量，即超过这一注入量后再增加的产油量的收入将不足以平衡CO2注入所需的投入。目前还未形成统一的注入量预测方法，已实施吞吐项目中，单井周期注入量变化范围很大（20－738T），国内一些油田依据Patton方法对CO2吞吐进行最佳注入量计算，其方式及注入量如下：
E＝0.33-0.35*Nc-5*uoi+71-4*Pt-9*pt^2-5*k-0.013*Soi-0.69*Vc
式中：
E： CO2吞吐效率，表示单位体积CO2经吞吐后的增产油量
Nc:吞吐周期次数
Uio：地下原油粘度，mpa.s
Pt: 井底注入CO2的压力，Psi
K；渗透率，毫达西
Soi：原始含油饱和度
Vc：单位厚度CO2注入量，mmscf/ft
根据增油量换算换油率，确定最佳注入量，一般通过数模计算和现场经验及室内实验来确定。
　　该公式对国内油田不适用，有时计算结果相差数倍，为此有必要进行进一步的研究。
四、注入速度[26]
文献指出注入速度越大对CO2吞吐效果越有利。F.S.Palmer等人在文章中指出， CO2吞吐过程中应以尽可能快的速度把CO2注入油藏， CO2注入速度越快越容易形成指进进入油藏的深部接触更多的原油。
五、周期次数[19]
T.G.Monger在用循环注入二氧化碳来提高轻质油藏采收率。从伯里亚（美国俄亥俄州东北部一城市）水驱岩心及14个地方的结果表明，前两个周期采出了水驱后的残余油。吞吐效果与一些因素有关系，例如：更大的油藏体积、更长的浸泡时间、更低的起始含水率。试验结果表明了二氧化碳吞吐可以采出水驱后的剩余油。增加的采收率随着二氧化碳得注入量增加而增加，二氧化碳在最小混相压力（MMP）下进行则不利。最大最终原油采收率要求合适的浸泡期，增加的原油采收率在第二周期将继续增加但增加的量在减少，但在第三周期采收率的增加量则急剧下降。CO2的有效性随着周期吞吐次数的增加而降低，一般认为二到三个周期次数更合适。
六、注入压力：[12]
随着原油粘度的不断降低，高的注入压力迫使较多的CO2进入溶液中。建议在最高的注入压力下（不要超过地层的破碎压力）处理地层。也许，重油吞吐和轻质油吞吐的主要机理不同有油藏特性决定。重油主要靠降低粘度为主要机理，因尾随着压力的增加二氧化碳的溶解度也增加，压力越大越有利，通过室内实验文献认为，轻质油主要靠原油膨胀为主，因为残余油饱和度越小。水压力膨胀而增加，当混相则减少了原油体积，原油在最适合的压力下膨胀最大。所以要选择合适的压力。混相作用在重油中不太明显。看样子，在轻质油中要选择最佳压力，理论上要低于最小混相压力。
江苏富民油田F48井地层原油与二氧化碳（纯度为96.2％）的最小混相压力MMP为29.42MPa。在吞吐前，地层压力为19.49MPa，因而，吞吐是混相的。在注入和浸泡阶段，井口压力为5.2-17MPa，井底压力为27-32MPa，二氧化碳与所接触到的剩余油发生混相或近混相，一方面使不可动部分变为可动油，另一方面发生部分轻烃蒸发。注入时的井底压力必须小于地层破裂压力。
七、生产周期：[13]
      一般认为CO2吞吐效果随吞吐周期的增加而变差。经济的吞吐周期与注入量有关，也受注入成本、油价等因素影响。
八、合理的浸泡时间：[25]、[19]
    由于CO2在油中的扩散速率比较低，CO2注入油藏后，需要经历一段时间才能溶于原油并与其相互作用以达到提高采收率的目的。因此，CO2注入地层后，需要关井一段时间即焖井期。焖井期的长短直接影响开井生产的效果。实践表明一些井的注入能力比预计的有偏差，这可能与地层渗透率差有关。为了缩短泵送占用时间，必然会导致注入压力的增加。在低渗透油藏进行二氧化碳吞吐时，控制井口压力是不合适的。国外也都是选择高的井口压力在较短时间内将二氧化碳注入地层，而通过延长浸泡时间，增加二氧化碳的吞吐实施效果。在关井浸泡时间，油层中的压力从井筒外Pwf沿地层降低，甚至与油层压力Pe平衡。随着关井时间延续，井底压力继续降低，当降低到二氧化碳MMP时，也就是逐渐过渡到非混相驱替过程。合理选择浸泡时间的选择原则就是要使注入二氧化碳与地层原油相溶解至平衡状态，充分发挥注入二氧化碳的采油机理。关井时间太短，二氧化碳尚未与地层原油充分溶解；关井时间太长，则延长投产时间。合理浸泡时间应该根据油井的地质条件及二氧化碳驱替和溶解情况，在实践中取得可靠的资料再确定。文献讨论了关井时间对二氧化碳吞吐效果的影响，他们认为，假如开井24小时之内，只高速产气而没有其它任何流体产出，那么这口井就必须再次关井浸泡，避免二氧化碳能量过早耗尽，让更多的二氧化碳与地层原油充分溶解。
卡玛吉哈（KAMALNJHA）认为经历了焖井期的油井的生产速速率要比没有这一时期的油井的生产速率要快。各种文献指出CO2吞吐过程要获得高的增产油量需要有一定的焖井期。但实验中焖井期的变化范围很大。如：Saskatchewan油藏中的某口井焖井期为三天，而BatiRaman油田中吞吐井的焖井期为21天，有些油井最高可达到51天。
江苏油田用高压容器进行了浸泡试验。结果表明，经过浸泡后的原油中沥青质含量随浸泡时间延长而增加，饱和烃含量减少。富61井原油含沥青质3.12％。在20MP下用10％体积二氧化碳浸泡5小时后，沥青质含量增加至4.61％，10小时后增加至5.92％，22小时后增至7.83％。用50％体积二氧化碳浸泡22小时后，沥青质含量达8.51％。高含量的沥青质会堵塞地层，再次要求浸泡时间要合理。
目前，还没有文献讨论在各种油藏中普遍适用的最佳焖井期的预测方法。本实验以期从焖井期长短影响因素（粘度，渗透率， CO2注入量，注入速度等），通过实验，找到预测方法。
二、开题报告
项目背景：
江苏油田开展二氧化碳提高采收率研究已有六年历史。该课题的前身为“富民油田二氧化碳吞吐技术”,是总公司“八五”科研攻关课题。并将“注二氧化碳提高石油采收率技术”列入国家重点项目《复合驱油成套技术研究及矿场试验》中《注气提高采收率配套技术》课题中的一个专题，专题合同编号为96-121-07-03。
1.课题任务

本文主要通过实验，研究得出吞吐效果的影响因素。实验内容包括：二氧化碳原油体系高压PVT实验、二氧化碳在原油中的溶解度及差异分离实验、二氧化碳原油体系膨胀实验、二氧化碳原油体系的粘度实验以及二氧化碳对原油提抽实验。通过实验得出与产量密切相关的敏感参数关系式，通过建立浸泡物理模型，通过计算机模拟得到最佳浸泡期。通过相态分析得到注入时的井底压力，并据此压力，判断在井底附近是否形成混相。对轻质油和重质油进行结合，预测产量。并进行经济评价。

2.
室内实验的研究
为研究CO2吞吐的生产规律及其影响因素，进行了一系列室内实验。着中研究吞吐时机(水驱后CO2吞吐)、吞吐周期、吞吐次数、降压方式(一次性降压、多次降压)、焖井时间、油粘度及 CO2注入量、井底流压等因素对产油量的影响。

2.1.1实验装置及流程：
  实验装置如下：
油气水入口



B1


                                  回压调节阀 气体流量计



A1
岩心
A2
  六通阀                                  油气分离器
                                              油试管
设计和组装了CO2吞吐实验装置，“吞”时阀门A1打开，A2、B1关闭.焖井时所有阀门关闭。“吐”时，A1、B1打开，A2关闭。岩心为细长管模型，渗流方式为直线单向渗流。
向PVT容器中注入已知体积的脱气油,在油藏条件下分几次向装有脱气油PVT容器定量注入二氧化碳,每次注入已知体积二氧化碳，即溶解气油比已知，每次注入二氧化碳后升压,摇样.使二氧化碳充分溶解，然后进行恒组分膨胀，测定该溶解气油比下的饱和压力。这样，根据不同气油比下的饱和压力可连线成溶解气油比与饱和压力的关系曲线。
差异分离实验是脱气油溶入定量的CO2,然后分若干次降压,每次降压后,分离出的气体全部排出.差异分离实验仍在63度恒温下进行.实验可测得溶解气油比与压力之间的关系。
(1)PVT实验
实验采用美国Core Lab公司生产的短窗PVT实验装置，流程如下图：

排气


气体流量计


分离器


取样器


指示器


温控装置


PVT容器


水银泵






实验准备：
1．清洗：用石油醚清洗水银泵、PVT容器以及管线。
2．高压计量泵装水银、标定高压计量泵：高压计量泵真空后装入水银。测定水银泵的泵因子，即矫正系数。
3．PVT容器装水银、试压：打开PVT容器顶阀抽真空，打开底阀装入水银，直到装满容器为止。逐步升压、每次升压5MPa，稳定十分钟后不降低后再升压，直到额定工作压力。
4．标定PVT容器：测定20摄氏度、50摄氏度、80摄氏度下的P－V关系，得出容器体积的计算公式。
(2)二氧化碳在原油中的溶解膨胀实验
为了测量二氧化碳对原油膨胀的效果特设计此实验。用实验方法确定饱和压力与注入气体体积之间的关系以及饱和压力下的体积系数。膨胀实验用几次注入已知体积的二氧化碳，每次注入二氧化碳后升高容器压力，直到只存在一个相，然后降压进行闪蒸实验即恒组分膨胀，测定该溶解气量下的饱和压力及体积系数等。
实验步骤：
（1）
在6.8MPa，50摄氏度下将预定体积的油样装入PVT容器；
（2）
测定原油P-V关系和压缩系数；
（3）
在预定条件下，将预定体积的二氧化碳注入到PVT容器，与原油混合。
（4）
升高容器的压力直到二氧化碳完全溶解，然后进行恒组分膨胀，测定二氧化碳－原油体系的P_V关系；
（5）
再次注入二氧化碳，重复3－4，直到二氧化碳总注入量达到0.8摩尔。
溶解能力：
在膨胀实验中每一次注入二氧化碳后升压，摇样使二氧化碳充分溶解，然后进行等组分膨胀，通过P-V关系确定饱和压力。实验分10次注入二氧化碳后，测P-V关系曲线。通过P-V关系确定饱和压力，得到在不同饱和压力下的溶解油气比。
体积膨胀：
油中溶解二氧化碳后发生体积膨胀，通过实验得出不同溶解气油气比下的体积系数，将此绘成曲线，找出地层原油溶解了二氧化碳后的最大膨胀程度。
差异分离实验：
就是指在脱气后的原油溶入定量的二氧化碳，然后分若干级降压，每次降压后，放出脱出的气。差异分离实验测定溶解气油比与压力之间的关系，将膨胀实验的结果比较，看在同一压力下两条曲线哪一个偏低。
(3) CO2的提抽实验

CO2可溶解原油而且在一定温度和压力下,可以提抽原油中的某些轻质组分,提抽后必然引起原油组分及性质(粘度)的变化.特别对高粘度原油提抽后粘度的变化有多大,对原油的后续开采有多大影响是众所关心的事.为此在PVT 筒中进行二氧化碳吞吐试验。即在PVT筒中进行注入、产出实验。在吞吐的吞吐过程中注入大量的二氧化碳，在焖井过程中二氧化碳提抽，萃取原油的轻馏分。在吞吐的过程中，轻馏分将随二氧化碳气体产出，注入二氧化碳体积越大，压力越高提抽越明显，提抽后剩余油馏分加重，粘度提高。

3.软件编制
对地层考虑渗透率,有效厚度,孔隙度,再考虑注入CO2后引起的粘度的变化以及CO2的膨胀性以及波及效率等各种因素,通过数值模拟给出最佳注入量,吞吐周期及相应的焖井时间,以求找到最经济的方法。
对于二氧化碳吞吐，有油气水以及二氧化碳为此选择多组分模型：
油藏内的碳氢化合物是由多种化学成分组成的，在流动过程中，各流动相的各组分之间可能发生质量交换，因此在建立数学模型时要做到质量平衡，就必须对油藏每一流动相内的组分进行研究，也就是对组分及组分质量分量的研究，建立组分平衡。
一、分模型
假设我们所研究的油藏有油气水三相，共有N种化学组分。为了研究任何一种化学组分的质量守恒，我们用Cig 表示气相中i组分的质量分量Cio表示油相中i组分的质量分量Ciw表示水相中i组分的质量分量。于是我们可写出组分i的质量流量。每一相中的质量流速（单位时间内通过单位面积的质量分别为： , ,
组分ｉ　的质量流速为：Ｃｉｇ ＋Ｃｉｏ ＋Ｃｉｗ
组分ｉ在单位孔隙体积内的质量为：

将上式代入到连续性方程－ 中，并且考虑到注入项和采出项，则可写出组分ｉ的连续性方程：



－ 〔 （Ｃｉｇ ＋Ｃｉｏ ＋Ｃｉｗ ）〕＋ ｑ１
＝ 〔 〕考虑重力作用下的达西定理为：



将以上方程代入组分ｉ的连续性方程后得到多组分的数学模型：

＋ ＋ 〕＋
＝ 〔 〕
将方程式中的 用体积系数Ｂ来代替，可以得到

＋ ＋ 〕＋
＝ 〔 〕
二．辅助方程
假设我们所要求得油藏系统内存在Ｎ种化学组成时，就要求解Ｎ个偏微分方程。要求解这Ｎ个偏微分方程所需要的参变量总数为３Ｎ＋１５，所以我们要得到油藏系统各参变量的解就需要３Ｎ＋１５个独立关系式。这些关系式除了以上所推导出来的微分方程外，还有其它的函数、代数的关系式。这些关系式有：
油藏系统内每一种组分可以列一个偏微分方程，这Ｎ个组分就有Ｎ个偏微分方程。
由于油藏孔隙空间完全被流体所饱和，因此，所有流体相（油、气、水）饱和度总的应为１，即：
Sg+So+Sw=1
每一种流体相中各组分的质量分量总和应等于１。油、气、水三相应有以下三个关系式：



油、气、水三相，有三个密度关系式：



油、气、水三相，有三个粘度关系式：



当油、气、水三相在孔隙介质内流动，有三个相对渗透率关系式：
Ｋ
Ｋ
Ｋ
当油、气、水三相内存在Ｎ种化学组分时，平衡常数关系式有２Ｎ个：


关系式可由上面两个得到，不是独立的关系式，
＝ ＝
在油气水三相存在的油藏系统内，有两个毛管压力关系式，即：


此式可由上面两式推导得出，不是独立的关系式。
以上关系式共有３Ｎ＋１５个，可以解决问题。实际上，我们考虑的组分有原油的轻质组分，重质组分，二氧化碳组分，其它气体组分，水组分，共有３０个方程，联立求解。
除了要根据油藏的实际情况和所研究的问题选择了组分模型，除此之外，我们还要其它工作。资料输入：通过实验得到的可靠数据，将之输入到计算机中，以及一些现场的实际数据。灵敏度实验：将实验得出的结果输入计算机程序中，观察它们对产量的影响，我们从中找出影响较大的性质参数，对于这一类参数我们要尽量取全。历史拟合：用已知的地质流体性质和特殊岩心分析资料和实际观测的生产数据，输入计算机程序中，将计算结果与实际结果相比较。若发现两者之间的偏差很大就要通过灵敏参数值进行修改，使计算结果与实际相一致。动态预测，根据拟合后的参数，对现有条件下的油井进行计算得出产量结果。

难点及可行性分析
1.注入压力：
文献中认为注入CO2时，关键在于能不能较为精确的预测井底压力。当井底压力低于CO2混相压力（MMP）时，CO2与地层原油发生非混相驱替，这将有利于CO2的吞吐效果。但关于估算注液态CO2井筒垂直两相流井底压力的计算前人研究较少，为此设计了实验，观察井筒注入时CO2的相态，通过不同气液比算出井底真实压力。

2.周期注入量：
文献中认为CO2注入量是影响吞吐效果的一个重要参数。一般来说，注入量越大，增产的油量也就越多。但其增产的效果并不与CO2的注入量成正比，也就是说存在一个最佳的CO2注入量，在这个注入量下单位注入体积CO2的增油量就越多。同时还存在着一个经济极限下的CO2最大注入量，即超过这一注入量后再增加的产油量的收入将不足以平衡CO2注入所需的投入。目前还未形成统一的注入量预测方法，已实施吞吐项目中，单井周期注入量变化范围很大（20－738T），国内一些油田依据Patton方法对CO2吞吐进行最佳注入量计算，其方式及注入量如下：
E＝0.33-0.35*Nc-5*uoi+71-4*Pt-9*pt^2-5*k-0.013*Soi-0.69*Vc
根据该公式对国外一些油田比较合适，但对我国的如江苏油田就不太合适，有的根据公式计算出的结果太大，形成CO2资源的浪费。有的注入量太小未发挥CO2增产原油的最大潜力。为此特拟定实验，分别做CO2在轻质油和重质油中不同温度和压力下的溶解度，根据地层体积和饱和度算出最佳注入量。
3.返排速度：
文献中认为初期返排速度越大，吞吐效果越好。实际上，在油层厚度较薄的条件下，大排量返排使得二氧化碳在井底迅速膨胀，吸收大量的热，使得近井地带油层温度快速下降，当温度下降到临界点时石蜡、沥青开始析出并沉积在近井地带，堵塞地层。因此当油层较薄时，返排速度过大，有可能间接导致油层堵塞。为此就因该控制返排速度，特设计实验针对不同含量石蜡和沥青质含量，通过实验给出最佳返排速度。

4.焖井时间：
T．G．.Monger认为CO2吞吐提高油藏采收率要获得最大最终采收率，必须要有焖井期。。合理选择浸泡时间的选择原则就是要使注入CO2与地层原油相溶解至平衡状态，充分发挥注入CO2的采油机理。关井时间太短，CO2尚未与地层原油充分溶解；关井时间太长，则延长投产时间。合理浸泡时间应该根据油井的地质条件及CO2驱替和溶解情况，在实践中取得可靠的资料再定。目前还没有统一的焖井时间计算方法，为此特建立了物理模型：
认为浸泡期的最长时间不应超过CO2达到边界的时间，以免CO2溢出边界形成CO2资源浪费。CO2的浸泡的最短时间不应低于CO2与原油充分接触的时间，以便充分利用CO2。
假设地层为均质等厚的长方形，CO2以液态形式存在，通过达西渗流可以得到CO2到达边界的时间，即浸泡的最长时间。
通过室内实验观察得到CO2在地层条件下与原油充分接触的时间，即为最短浸泡时间。合理的浸泡时间应该在两者之间。
井底的流态：
井筒附近的有气油水流动，随着开采的进一步进行，井底压力会不断减小，当小于最小混相压力时（MMP）就变成了非混相驱，同时CO2气体被采出，因此井筒内的流态会发生变化，特设计实验进行观察。
CO2



地层中：黄色表示CO2，绿色表示油，白色表示重质油
以上任务在理论上完全可以办得到的，虽然实际上有一定难度，但通过认真的实验，灵活性的编程，以上任务基本上可以完成。
CO2吞吐法发展前景：
1.
由于好多文献中认为CO2的吞吐效果和射孔格式和地层厚度有关系，并在现场实施中，对低渗透油藏由于吸收量有限只好直接大量注入CO2延长浸泡期，造成生产延误，直接影响了油田生产效益。为此可以设想未来低渗透油藏CO2吞吐作业，必然如射孔格式相匹配，对低渗透油藏多射孔，增加地层吸收能力。
2.
由于CO2注入后并不能及时达到地层深部与地层原油充分接触，没有发挥出CO2吞吐的最大潜力，为此建议使用压裂技术对低渗透油层进行改造，以便CO2深入地层深部，与原油充分接触发挥最大吞吐效果。
3.

由于CO2吞吐时为了到达地层内部就要求CO2能够指进，扩大波及面积与更多的原油接触，提高吞吐效率。但在开井生产时，要求减少CO2的指进，提高附加的驱替效率。两者之间形成了矛盾，为此要求对CO2指进效果进行分析研究，要求得出最佳指进速度并加入一定的添加剂来提高吞吐效率。

















参考文献
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16.二氧化碳吞吐试验中油层堵塞的原因        钱思平
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oil ang gas
, M ORITIS ,G
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Miller
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of the Risk of CO2 Corrosion in Oil and Gas Well
Jean-Loul
32.A laboratory Study of Wilmington
Tar Zone CO2 Injection Project


V.Sankur




















附录
  美国能源署制定的二氧化碳吞吐筛选标准
筛选标准

二氧化碳混相驱
二氧化碳非混相驱

油层条件下的粘度，cp
<12
100-1000

重度
API
>30
10-25

剩余油饱和度
>25
>50

石油聚集丰度
bbl/acre.ft
>300
>600

孔隙度×饱和度
>0.04
>0.08

深度 ft
>3000
>2300

原始油层压力 Psia
>1500
>1000