北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究
[关键词]二氧化碳，提高采收率，混相驱油，非混相驱油
1、应用CO2提高采收率主要工作量
在北美陆上油田，CO2-EOR是增加原油产量的成功技术。2004年在世界范围内有79个CO2-EOR项目，在美国有70个CO2-EOR混相驱油项目，1个CO2-EOR非混相驱油项目。2个CO2-EOR混才目驱油项目在加拿大，5个中试阶段的CO2-EOR非混相驱油项目在Trinidad，1个CO2-EOR商业非混相驱油项目在Turkey。2004年累计日增油约23万b／d，占世界原油产量的0。3%。20世纪80年代在Uungary，CO2-EOR项目数量少且应用规模小，到90年代中期项目被终止。在Egmanton油田有一CO2-EOR混相驱油项目，项目运行不成功且注入CO2较少。
94%的CO2-EOR项目在美国，自80年代以后CO2-EOR项目稳定增长。2004年CO2-EOR增加的原油产量占美国提高采收率项目总产量的31%。CO2-EOR的产量占美国石油产量的3.6%。5个大型项目，产油量占所有CO2-EOR产量的1／2，Wasson-Deriver项目产量为41000b／d，Means项目产量为7200b／d。1972年第一个CO2-EOR混相驱油项目在Permian盆地的Sacroc油田实施，在70年代到80年代早期CO2-EOR技术得到适度的发展，到80年代和90年代虽然油价低，但CO2-EOR技术迅速发展。有3个主要原因：
一是油价决定于新技术的发展，新技术应用使原油成本下降；
二是天然气藏CO2的大量供应，使得CO2成本降低，到Permian盆地的长距离的CO2输送管线建成，输送CO2量为30Mm3／d；
三是重组后的石油公司经营效果明显好转，财政激励使EOR项目增多。
图1是美国CO2-EOR项目的分布及生产情况。
2、CO2-EOR混相驱油实践
CO2-EOR混相驱油项目数量不断增加，使CO2-EOR应用规模扩大，提供了CO2-EOR驱油的物理化学机理。但CO2-EOR项目实施条件及个别项目效果目前发表的文章较少。
多数CO2-EOR项目在美国的西南部，在德克萨斯州西部的Permian盆地，及新墨西哥东部。其他项目在Rocky Mountain地区、墨西哥的Gulf、MidweSt。多数项目使用的CO2来自天然CO2气藏，气藏提供高压高纯度的CO2。如Colorado的McElmo圈闭，CO2储量为283Mm3，储层地层压力为13.5MPa。只有少量的CO2-EOR项目的CO2来自人工捕获的CO2，如CO2来自于气化过程及化肥厂的废气处理。每年来自于人工捕获的CO2为5.7万t。最大的项目在加拿大的Weyburn项目，每年有1.8万t的CO2捕获于美国的煤气化工厂。然后通过325km的管线输送到Weyburn油田，日增产原油1000b／d。美国有2个具有气化过程的工厂为Rangely和Shanon，每年提供1.2万tCO2。
CO2-EOR实施的储层地质条件：
储层的深度范围在1000～3000m范围内；
致密和高渗透率储层；
原油粘度为低的或中等级别；
储层为砂岩或碳酸岩。
Permian盆地的10个CO2-EOR项目实践表明，储层中注入纯净的CO2(注入总量CO2和循环注入CO2是有区别的)，平均164m3CO2替换每桶原油(即330kg／b)。在Rocky Mou—nrain为270kg／b，在Midwest为400kg／b。在Permian盆地提高采收率10.9%，在Rocky Mountain地区提高采收率7.6%，在Midwest提高采收率7.2%。
在美国大量的CO2-EOR项目的实践及研究表明，CO2-EOR混相驱油提高采收率范围在4%～12%之间，而纯净CO2注入储层，占储层中流体体积的10%～45%。高采收率与水与气交替注入方法(WAG)有关，CO2采用锥形注入方式效果好，见图2。
由于和技术的原因，不是所有的储层都适合于CO2-EOR混相驱油。以CO2-EOR的实践和研究为依据，关于CO2-EOR项目的一般如下：
储层可以达到最小混相压力(MMP)，可以实现混相驱油并最小消耗CO2；
储层经过注水开发以后，原油饱和度在35%～40%范围内；
储层的连通性好，储层纵向非均质性较低，具有中或高等级的渗透率，渗透率应大于100Md；
原油比重应高于350API(低于0.85)，粘度在1～2cp范围内；
虽然很多报告指出成功的水驱是CO2-EOR项目实施的基础。争论在于水驱后，储层中剩余大量的水需要CO2推动，由于CO2溶解在水中会损失大量的CO2，影响驱油效果。
CO2-EOR混相驱油存在一些问题，导致项目实施失败，问题如下：
在项目开始之前研究不足，如对储层的地质的、岩石物理的性质知道得少。低采收率原因如下，一是由于储层严重的非均质性导致CO2驱油效率低；二是CO2注入量低增油效果不明显；注入的CO2沿高渗透通道早期突破(如在断层部位)，原因是储层地质描述工作不细。所以在项目开始之前需要大量的监测工作，并且对储层地质特征进行细致的研究。
由于CO2注入量低，使地层压力下降，导致只有小部分完成混相驱油，驱油效果差。压力下降，在井眼附近的氢氧化合物、沥青就会沉淀，导致储层渗透性发生变化。使CO2注入压力升高，储层注气能力下降。必须通过提高附近注入井CO2的注入量，来提高地层压力；
CO2-EOR项目规模受注水管线及油水井数的影响。CO2会使储层中地层水PH值下降。从石灰岩或储层中胶结的矿物中溶解Ca。钙质盐在储层中富集，压力的下降导致钙质盐的沉淀，影响项目效果；
CO2驱油项目存在设备腐蚀问题，CO2溶解在水中形成碳酸盐腐蚀铁质设备及管线。
3、C02-EOR非混相驱油实践
与CO2-EOR混相驱油项目相比，CO2-EOR非混相驱油项目较少。一个大型的CO2-EOR非混相驱油项目在实施，项目在Turkey东南的Bati Raman油田。储层中的原油为重油，比重为9～150API。传统采油方式只是采出1.5%的原始地质储量。1986年注入CO2，原油产量为6000b／d。预测使用CO2-EOR油田的采收率为6.5%。
CO2-EOR非混相驱油机理是，大量CO，溶解在原油中(13m3／b)，使原油膨胀，使原油粘度下降10个级数。项目开始以来CO2注入量约1700t／d，16%～60%的CO2循环注入。CO2埋存的主要原理是CO2溶解在储层中的流体中，见4。在美国一个小型的CO2-EOR非混相驱油项目在运行，在Trinidad有5个CO2-EOR非混相驱油的中试项目。过去大量的CO2-EOR非混相驱油项目在美国中试，如Weeks lsand，Bay St Elaine，Timbalier Bay项目。这几个都是商业项目，虽然中试计划很有希望，但是项目没有成功。如Weeks lsand项目，虽然水驱后有60%的原油留在储层中，是因为盐水层中地层压力过高，无法实现注入CO2来驱油。在八九十年代有大量的CO2-EOR非混相驱油项目。注入CO2在储层构造顶部形成气顶，使地层压力增加，将原油向储层下部合两边推动，那里有生产井将原油采出，见图5。项目研究表明，需要380m3CO2驱替1桶原油(760kg／b)。
适合CO2-EOR非混相驱油的条件如下：
储层纵向渗透率高；
储层中大量的原油形成油柱；
储层具有可以形成气顶的圈闭构造，储层连通性好；
储层中没有导致驱油效率降低的断层和断裂。
虽然CO2-EOR非混相驱油项目较少，驱替1桶原油需要280～400m3CO2，即560～790kg／b，CO2-EOR非混相驱油项目可最大提高采收率20%。
4、混相驱油与非混相驱油的区别
由于注入的CO2与储层中原油作用不同，产生了CO2驱油的2种方式。当注入压力及储层地层压力高于最小混相压力(MMP)时，实现混相驱油。当压力达不到最小混相压力(MMP)时，实现非混相驱油，或部分混相驱油。采油量增加依靠地层压力增加、原油膨胀、原油粘度下降等实现。
假定混相驱油以水与气交替注入方法(WAG)注入CO2，非混相驱油以重力稳定CO2注入方式(GSGI)注入。混相驱油可在水驱留下的设备条件(如利用原油水井)下进行，这种油水井利用方式与重力稳定CO2注入方式(GSGI)不同。两种驱油方式对比见表2。
应用CO2提高采收率工作目前有几个问题需要进一步研究。一是CO2注入过程中最小损失量；二是CO2注入后储层的监测；三是非混相如何最大提高产量；四是注入气体中杂质对开发效果的影响；五是CO2进入空隙和盐水层中的机理研究。
5、结论
美国具有最先进的CO2-EOR驱油技术，94%的CO2-EOR项目在美国。
CO2-EOR混相驱油提高采收率范围在4%～12%之间，纯净CO2注入储层，占储层中流体体积的10%～45%。
与CO2-EOR混相驱油项目相比，CO2-EOR非混相驱油项目较少。非混相驱油需要380m3CO2驱替1桶原油(760kg／b)。可最大提高采收率20%。
应用CO2提高采收率广泛应用，实现最大CO2埋存和提高原油产量有机结合，必将为全球生态保护，石油资源的高水平、高效益开发和可持续提供理论及实践依据。
