二氧化碳吞吐国外文献总结.doc

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1、目录(1) 1984年，题目：“Laboratory evaluation of the CO2 huff-n-puff process for heavy oil reservoirs”，作者：S.G.SAYEGH和B.B.MAINI1(2)1986年,题目：“CO2 Huff Puff Simulation Using a Compositional Reservior Simulator”，作者：H.H.Hsu R.J.Brugman2(3)1987年，题目：“Camurlu Field Immisicible CO2 Huff and Puff Pilot Project”，作者：S.

2、Gondiken3(4) 1987年，题目：“Simulation of CO2 Huff and Puff Using Relative Permeability”，作者：L.C.Denoyelle和P.Lemonnier4(5) 1989年，题目：“An Evaluation of CO2 Huff n Puff Tests in Texas”，作者：Helen K.Haskin和Robert B.Alston5(6)1990年，题目：“Design and Results of a Shallow, Light Oilfield-Wide Application of CO2 Huff

3、n Puff Process”,作者：B.J.Miller6(7) 1991年，题目：“Scale Prediction During CO2 Huff n Puff Enhanced Recovery, Crooks Gap Field, Wyoming”，作者：L.K. Smith，D.B. MacGowan和R.C. Surdam7(8)1992年，题目：“The Feasibility of Using CO2 EOR Techniques in the Powder River”,作者： J.K.McDaniel Branting,Chevron和D.L.Whitman8(9) 19

4、92年，题目：“Elavuation of a South Louisiana CO2 Huff n Puff Field Test”，作者：P.A SchenewerK , Jacob Thomas, Z.A.Bassiouni , Joanne Wolcott9(10)1994年，题目：“CO2 Huff n Puff Field Case: Five-Year Program Update”,作者：B.J.Miller,Bretagne, C.P.Bardon和Phillippe Corlay11(11) 2001年，题目：“New Approach to CO2 Flood: Soak

5、 Alternating Gas”，作者：Malcolm D.Murry, Scott M.Frailey和Akanni S. Lawal11(12)2005年，题目：“EOS Stimulation for CO2 Huff-n-Puff Process”，作者：H.LIU,M.C.ZHANG,X.ZHOU,和Y.P.ZHANG12(13)2006年，题目：“Laboratory Investigation of Enhanced Light-Oil Recovery By CO2”，作者：Y.P.ZHANG,S.G.SAYEGH,S.HUANG和M.DONG13(14) 2006年，题目:

6、“Screening Criteria for Carbon Dioxide Huff n Puff Operations”，作者：L.Mohammed-Singh, A.K.Singhal和S.Sim15(15) 2007年，题目：“Laboratory Experimental Results of Huff nPuff CO2 Flooding in a Fractured Core System”，作者：K.Asghari和F.Torabi。17(16)2012年，题目：“ Evaluation of a Vietnam Offshore CO2 HuffnPuff Test”，作者：

7、Tadao Uchiyama,Yusuke Fujita和Yoshiaki Ueda等人19(17)2012年，题目：“Feasibility Study of Solvent-Based Huff-n-Puff Method(Cyclic Solvent Injection) To Enhance Heavy Oil Recovery” ，作者：A.Qazvini Firouz和F.Torabi20word文档 可自由复制编辑(1) 1984年，题目：“Laboratory evaluation of the CO2 huff-n-puff process for heavy oil res

8、ervoirs”，作者：S.G.SAYEGH和B.B.MAINI对象：实验室研究，用于帮助评价二氧化碳吞吐在阿尔伯特重油油藏中的效果。方法：1.原油性质评价方法: 参数名称粘度含水密度平均分子重量方法毛细管粘度计Karl Fischer分析比重瓶冰点测定法2.使用岩心驱替实验来评价二氧化碳吞吐的效果，流程图如下：（使用油田的重油油样和油田水）其中有六组实验：连续注入二氧化碳；二氧化碳注入到突破时为止，没有模拟关井；二氧化碳注入到突破为止，模拟关井24小时；很小的流动水饱和度； 高含水饱和度的驱替；在束缚水饱和度的条件下驱替，模拟关井5天。成果：1.随着压力的增加，重油的粘度也增加（350mPa

9、.s/MPa）2.对于重油，在，6.55MPa的条件下，当油中二氧化碳的摩尔分数为39%时，油的体积仅增加了8%，说明体积增加并不是二氧化碳吞吐提高重油采收率的主要机理。3.当压力降低，相当的二氧化碳被滞留在油中，因此能保持较低的粘度，这是提高重油采收率的主要机理。4.甲烷降低了二氧化碳作为提采方法的效率，由于甲烷的低溶解性和使粘度下降的更少。5.用二氧化碳或者氮气驱油是低效的，驱替到突破时分别只驱出了3%和4.5%孔隙体积的油。6.注入气容易发生指进，并且可能覆盖相当大的面积。但是通过指进建立的自由气饱和度不足以大大降低所有的剩余油。7.在岩心长度内，岩心重存在自由水能够更好的分布二氧化碳，

10、但是滞留在岩心中的二氧化碳的总量并不大。8.在高速注入二氧化碳后，当达到自由气饱和度的时候二氧化碳的量不能最大化的降低油的粘度，因此在注气的过程中应该使用慢速。当气体进入地层时，这样可以让更多的注入气被溶解，因此也降低了粘性指进的问题。评价：1.岩心驱替实验使用的重油是半年以前从油井中采出的，相比有更高的粘度，对实验造成了一定的误差。2.测试自由水的影响的时候，测试只包括了很低水平的自由水饱和度，因此结果不能反映高含水饱和度和底水层的性质。(2)1986年,题目：“CO2 Huff Puff Simulation Using a Compositional Reservior Simulato

11、r”，作者：H.H.Hsu R.J.Brugman对象：路易斯安那Paradis油田的两个周期的二氧化碳吞吐项目。方法：利用数值模拟分析对于轻油的二氧化碳吞吐过程。成果：1通过组分模型来模拟二氧化碳吞吐过程是可能的；2原理方面：二氧化碳溶剂将水推离井筒；气化C7+和C13+；二氧化碳溶剂溶解于原油中，导致原油粘度的降低和体积膨胀；3研究第一个周期的参数对效果的影响:关井时间40天只比关井5天增加了5%的采油量，超过40天认为不实际并未研究；纯的二氧化碳溶剂和含有20%的甲烷或氮气对油常量几乎没有影响，纯二氧化碳溶剂油的最高产量更高，但是20%的甲烷或氮气却有更宽的高产量；注入气体越多，关井后产

12、油量越多；4第二个周期对比第一个周期的油的增加量下降很多，第三个周期的吞吐可能不是那么有吸引力的。(3)1987年，题目：“Camurlu Field Immisicible CO2 Huff and Puff Pilot Project”，作者：S.Gondiken对象特征： 对象为土耳其的Camurlu油田中的C-11和C-22井，油为重油，11-12API，分为了三个产层，最上面的产层，深度1300米，主要是石灰岩，油层厚度150米，含气顶；第二个产层，深度1450米，主要也是石灰岩，油为重油，高含水；最下面的产层深度为2200米，岩石为三叠纪的石灰岩，主要为凝析气，二氧化碳含量为73%

13、。生产历史：1967年开始生产，起初产量为100 STB/D，随后产量渐渐下面，到了1986年的11月，累计产量为689546 STB，1986年底变为弃井。方法：在两年内实施了三个周期连续的二氧化碳吞吐。设备：CO2的导管，三个加热分离器，泵组，另外在第一个周期结束后使用了乙醇注入泵用于解决电路问题（Alcohol injection pump）。成果：1.由于地层缺乏保护和在注入前井里压力较高，预定的二氧化碳量不能在期望的时间里被注入井中；2.由于原始的采油率因子不足1%，在未来需要更大范围的项目,首先需要在这个片区钻更多的探井，观察井，生产井，其次生产井需要被酸化至少六个月，最后当产出一

14、定量的油之后，除了含气顶的其他区域开始以相同的方式开始注二氧化碳，措施完后评价其效果；3.在二氧化碳循环的过程中，周期不应该超过二个月，一个周开始注气，一个周关井，六个周生产；4. C-11井周期注入时间(d)CO2注入量(m3)关井时间(d)措施后平均产量(STB/D)采收率(STB/MMSCF)第一周期752990261010.6 (198d)198 第二周期119295911139.15(279d)250第三周期91650872016.01(237d)651C-22井周期注入时间(d)CO2注入量(m3)关井时间(d)措施后平均产量(STB/D)采收率(STB/MMSCF)第一周期187

15、41901315.6(100d)780第二周期632777881218.9(157d)447第三周期61840601020.3(泵抽)1101(4) 1987年，题目：“Simulation of CO2 Huff and Puff Using Relative Permeability”，作者：L.C.Denoyelle和P.Lemonnier对象: 1.产水的轻油油藏，产出物含水饱和度度90%2.重油油藏，产出物不含水方法：使用相对渗透率的滞后现象，利用数值模拟的方法来拟合历史和预测开发过程及其效果评价。其中数值模型为SCORE(一个法国公司的产品)，使用“PREASSEMBLER”来筛选

16、各种各样的数据。1.相对渗透率的滞后（磁滞）现象：水湿和非水湿的相渗曲线都有滞后现象。假设吸水（Imbibition）相渗曲线是可逆的，比如当气的饱和度从零开始增加，气的相渗曲线遵循排水（drainage）曲线，直到含气饱和度开始下降。在这一点开始气的相渗曲线遵循吸水曲线，当气的饱和度再次增加的时候，在排水曲线和吸水曲线相交之前，气的相渗曲线仍然遵循吸水曲线，达到交点后，才开始遵循排水曲线。2模拟器的结构：.优化调整数据：物理和模拟的数据通过“PREASSEMBLER”最终产出最优化的数据。.模拟：数据通过预先处理然后进行动态拟合，最终得出结果。3.模拟吞吐的具体过程：对于轻油，在几小时内注入

17、20吨二氧化碳，关井时间为一周。对于重油，连续的注入，关井，开井生产，这个周期持续了几乎两年。成果：1.一个新的数值模拟模型被用在二氧化碳吞吐的研究中，由于这个模型的预先处理数据和先进的数据文件管理技术，以及对原始油藏的拟合，让这种方法对大多数油藏都适用。这个模型同样还可以提供利用相渗曲线或毛管压力来模拟油藏的选项，这对二氧化碳吞吐过程的模拟是十分有效的；2.评价了二氧化碳吞吐的过程：对产水的轻油油藏，气体的相渗磁滞（hysteresis）现象导致了开井生产时的气和水的阻隔；此外二氧化碳还降低了残余油的饱和度。对于重油油藏：气体的相渗磁滞现象（排水和扩散）导致了采收率的提高；此外，二氧化碳由于

18、溶解作用降低了油的粘度。3.二氧化碳吞吐技术在当时的油价条件下是一种经济的方式，但是需要更严谨的设计。(5) 1989年，题目：“An Evaluation of CO2 Huff n Puff Tests in Texas”，作者：Helen K.Haskin和Robert B.Alston对象：美国德州Miocene油藏（认为二氧化碳与油是不可混相的）方法：1.现场实践比较了不同的关井时间（4.7,10,12,17,18天）和不同的注入气量来评价这两个因素对提采的效果；2.二种方法来预测二氧化碳吞吐的增产效果，一个只基于流体性质，类比德州油藏中其他通过油膨胀和降低粘度来提采的例子；二是Pa

19、tton等人的预测公式（针对加利福尼亚型重油，粘度在177到28000cp）,公式如下：E=0.33-0.035nc-4.5*10-5oL+1.6*10-4pt+1.3*10-9pt2+4.3*10-5k-0.013Soi-0.69Vc3.增加的油是基于措施后的油的饱和度减去措施前的平均含油饱和度，用这个差值去乘日产量。成果：1.井底压力不能用来评价注二氧化碳后的能量增加，因为在关井之后，任何压力的增加很可能会慢慢变得微不足道。2.在机械没出问题的情况下，二氧化碳吞吐能够从23-33API的德州Miocene油藏中采油；3.二氧化碳越多，增加的油量越多；4.关井两到三周导致了更多的增加油量，或

20、者如果关井时间更长，增加的油量越多；5.新的评价增加油量的方法，这种方法假设通过油的体积膨胀和粘度降低来计算增加的油量，通过这种方法得出的结果表明实际的增加油量和预测量大体相符合（20德州计划）(6)1990年，题目：“Design and Results of a Shallow, Light Oilfield-Wide Application of CO2 Huff n Puff Process”,作者：B.J.Miller对象特征：肯塔基州Appalachian盆地的Big Sinking油田，面积为300英亩，从针状（Coniferous）地层中生产了超过1亿bbl的石油，这个地层是志

21、留系，位于泥盆纪砂岩的下面。储层是单斜构造和断层的圈闭。在20世纪90年代的早期开始开发，现在是处于水驱阶段。该研究区域是向下倾斜的油田相态过渡区。平均储层参数为：深度为1300ft，产层厚度40ft,渗透率10md,孔隙度13%，温度68F，油的重度32API，生产汽油比2000:1，生产水油比10：1，平均面积8公亩上钻了1000口井。第一次二氧化碳吞吐过程在1985年10月实施，注入了340Mscf的二氧化碳，四口实施井中有3口得到了响应，1986年1、2月又对额外的井进行了吞吐措施。1987年，油价上升，四口井注入2060Mscf的二氧化碳，此外一口井注入4130Mscf的二氧化碳，注

22、入2060Mscf的井效果不同，而注入4130Mscf的井到达了产能极限。1988年基于生产数据建立模型。1989年开始新的吞吐。遇到的问题： 在二氧化碳吞吐过程中，通常机械的故障导致了过程的失败。因此，考虑到简单性和安全性，预先筛选和小规模的措施被用来解决这个问题。设计方法：原则：安全和效果 1.测量储层参数。2.选井：在二氧化碳吞吐设计中最重要的是选井的问题：不能选择问题井，否则措施效果欠佳，此外二氧化碳必须充分的和油接触而不能窜入水层。同时考虑生产历史，井的测试和个人经验。3.措施的设计：首先，必须考虑二氧化碳流体的性质，然后二氧化碳吞吐应该是一个独立的过程，以此降低成本，再次压力应该在

23、地层破裂压力以下。之后设计的装备要易于二氧化碳的注入过程，且这个装备要可以用于测试，还要考虑降低成本的设计。采收率的增加和成本的增加需要做一个平衡以便控制成本。此外要注意在注入液体二氧化碳时候在高流速下液态二氧化碳会吸收热量而变成气体，因此被降温的地层和流体必须要考虑入内，因此在注入措施的开始和结尾部分十分关键，必须在要提高警惕。4.在该项目的区域，固井时水泥返至地面，在相对低的作业压力下，不需要安装注入管柱，井就能保持相对好的状态，在其他不存在该条件的区域，反之，需要安装。5.第二次吞吐根据第一次吞吐好的效果井的具体措施作为依据，以此类推。 成果： 1.当前的（1990年）油价情况下，二氧化

24、碳吞吐能够增加该研究区域的利润。2.设计的时候要应最优化净收入而不是最大的二氧化碳利用率。利润的主要因素是：井的准备工作，注入成本，二氧化碳价格，测试和检测价格，增加的油的价值。绘成成本曲线，选取最高值对应的点。3.通过线性回归，作者发现，作业的效果取决于一些相互不相关的因素：水的饱和度，油层厚度，原始地质储量,生产水油比。但是当考虑到所有的这个油气测试数据时，通过多重线性回归分析，这些参数相关性将会变好，储层非均质性可能是一些动态变化的原因。随着以后更大的作业量和更多的数据，这种相关性会越来越好。4.对作业效率最有效的因素可能是作业前的含油饱和度。(7) 1991年，题目：“Scale Pr

25、ediction During CO2 Huff n Puff Enhanced Recovery, Crooks Gap Field, Wyoming”，作者：L.K. Smith，D.B. MacGowan和R.C. Surdam对象特征：Crooks Gap油田#4井，储层18m,孔隙度23%，渗透率300md,住二氧化碳前剩余油饱和度为26%，中等粒径的砂岩储层，在混相压力下注二氧化碳，二氧化碳那溶于水形成碳酸，溶解储层矿物，提高渗透率，但是压力下降的时候，二氧化碳析出，导致了含钙的矿物在生产管线和储层中的沉淀。方法：1.利用水化学的方法来预测由于注入二氧化碳带来的地层伤害和大面积沉淀

26、（scale precipitate）问题。主要为两步：决定储层岩石的矿物学性质,收集分析注二氧化碳前地层水的样品，使用注入二氧化碳后压力的条件来模拟措施后储层岩石水的条件。在生产阶段，通过监测水的化学变化来预测二氧化碳注入后井底和地面管线的潜在危害，此外，通过化学浓度和体积流量来评价溶解于注入二氧化碳中的储层矿物量。2.注入300tons二氧化碳那，考虑到一些未进入储层的量，实际注入储层中的二氧化碳量应为100-200tons之间，注入后关井29天后恢复生产。成果： 1.基于地层矿物学，水化学建立了化学模型项目SOLMINEQ.889，来评价潜在的沉淀，用饱和度指数（SI）来判断是否有某种矿

27、物油沉淀，SI值为正，则会出现沉淀。SI为负值，矿物趋向溶解。再由SI计算出某种矿物（例如钙）的实际浓度。2.在储层条件下，产出水中的处于钙的未饱和状态，因此，即使长达一个月的关井，由于注入二氧化碳溶解的钙是由流量限制的，而不是热动力条件限制的。 3.即使是注入二氧化碳后的水的化学性质能够被准确的模拟出，但是潜在的大面积沉淀（scale build-up）依靠于流速和岩石与水的相互作用，这不能通过SOLMINEQ.88来模拟，需要未来进一步的研究。4.钙浓度随着开井生产初期达到峰值，随后又迅速下降，表明大量的钙溶解在近井筒附近，也表明二氧化碳压力剖面随着远离井筒急剧变化。评价： 模型假设的是二

28、氧化碳以径向流的方式离开井筒，并且储层保持一定的孔隙度，和二氧化碳饱和度，但是实际二氧化碳的分布还需要进一步的了解，可能与假设误差较大。(8)1992年，题目：“The Feasibility of Using CO2 EOR Techniques in the Powder River”,作者： J.K.McDaniel Branting,Chevron和D.L.Whitman对象特征： 俄怀明州的保德河（Powder River）盆地， 交错（cross-referencing）的边界，温度公式为，一共有154口井。考虑到气驱的成本高，并且这个盆地有大量的小透镜体（leases），十分适合

29、二氧化碳吞吐。 方法：吞吐筛选方法：1.住气后不能产生混相的储层条件。2.油的API值应该大于23。.一些因素由于不能确定他的重要性，因此不作为筛选标准，这些因素是：地层厚度，油层深度，断层和地层裂缝，初始含气饱和度，自由水的存在，注入前的含水率。 卡车运输液态二氧化碳到井场，加热到10，注入地面，通常是非混相的。注气后，关井（最佳为2到3周），随后恢复生产。气源问题：最近的气源俄怀明州Sublette郡的Labarge油田，此外发电厂以接近32.8m3/s的速度排放二氧化碳，是最主要的二氧化碳源，现有的管线覆盖到俄怀明州的Bairoil。距离目标盆地最近的二氧化碳管线，是现在被建议经过Pow

30、der River盆地的管线。此外，二氧化碳来可以从几个废弃处理公司处获得。来源于煤电等电厂的二氧化碳相对较纯。最后，食品级的二氧化碳可以从AIRCO公司获得。二氧化碳的用量：通过计算每口井的二氧化碳段塞来计算二氧化碳的潜在用量。段塞设计为从井筒到半径为45.7米得地方的孔隙体积的一半（即使建议半径为22.9到45.7米，通常大段塞能得到更好的效果，所以利用最大半径）。通过地层温度和压力来换算地面情况来计算需要注入的二氧化碳量。经济评价：基于二氧化碳的利用率和价格来评价每增加一桶油的成本。别的吞吐成本诸如修井和电潜泵相比二氧化碳的成本来说是微不足道的，可以忽略。二氧化碳每增加一筒油的成本如下：

31、二氧化碳价格（$/Ton）第一个周期利用率1-3MSCF/STB($/STB)第二个周期利用率1.5-4.5MSCF/STB($/STB)603.48-10.435.22-15.65704.06-12.176.09-18.26804.64-13.916.96-20.87854.93-14.787.39-22.17905.22-15.657.83-23.481005.80-17.398.70-26.091106.38-19.139.57-28.70成果： 1.在目标区域大约有8.85亿桶（1.41亿m3）的油通过注入二氧化碳被采出。2.在目标区域，二氧化碳潜在需求量为586亿m3,即1.2亿吨二

32、氧化碳。3.当前（92年），考虑管线、运输和价格等因素，液化二氧化碳厂是最经济的二氧化碳来源。4.最可取的二氧化碳来源是延长埃克森美孚的二氧化碳管线到目标盆地。5.基于当前的二氧化碳价格（$85-$90/ton）和利用率(1-4 MSCF/STB)当前一口井二氧化碳吞吐的成本如下，第一周期$4.93/STB到$15.65/STB,第二个周期为$7.93/STB到$23.48/STB。(9) 1992年，题目：“Elavuation of a South Louisiana CO2 Huff n Puff Field Test”，作者：P.A SchenewerK , Jacob Thomas,

33、 Z.A.Bassiouni , Joanne Wolcott对象特征：作业的井于1987年进行了钻井作业，在4500ft处完井。处于Bayou Mallet油田的河道上，砂岩油层，油藏厚度为17ft，含有83ft的底水，在注入二氧化碳前，单井通过泵生产，产量为17BOPD和160BWPD，累计产油量为23000STB，由于底水锥进造成了高含水。 方法： 在注入二氧化碳前：1.根据UIC的要求，进行修井：除去抽油杆、螺杆泵、2 7/8 inch油管，替换为2 3/8inch的油管，带封隔器。2.评价以下参数（因为没有足够的数据所以该评价是粗略的）：当前含油饱和度，最小混相压力，潜在的增加油的采

34、收率，二氧化碳段塞的尺寸。3.通过每月的产量生成产量剖面，然后用线性回归的方法来评价在持续的作业后的采收率。4.基于Monger-McClure的指导方针，再结合通过测井和岩心分析的储层岩石性质来选择注入二氧化碳的半径。二氧化碳吞吐步骤：1. 为了防止过度的油管收缩和排除冰层（the formation of ice）对注入管线的堵塞，二氧化碳加热到80华氏摄氏度。2. 注入二氧化碳速度从起初的0.5barrel/min增加到2.1barrel/min，总共住了6小时，累计注入120tons，随后关井28天。3. 开井产油后，安装泵。测试空气质量步骤:在二氧化碳注入和开井生产的阶段，在离井不同

35、的距离分别取得空气样品，通过围观气体分析模型P200D来分析气体的成分来评价空气的污染程度。成果：1.由于1991年7月1日措施后，截止1992年3月22日，当前的产液量为15bbl/day（10 STB 的油和5bbl水），相比之前的产量为17BOPD和160BWPD的产量，二氧化碳吞吐明显的改变了近井筒附近的饱和度分布。2.注入的二氧化碳能够降低原来产大量水井产出物的含水饱和度。3.由于作业区监测到的大气二氧化碳浓度在作业过程中仅在较短的时间内增加，随后恢复正常水平，此外戊烷是唯一被监测到的空气污染物，但是在几组样品中它几乎并没有超过限定值（0.001），因此二氧化碳吞吐过程对空气的影响微

36、乎其微。4.由于在二氧化碳吞吐的过程中形成了粘性的乳化液，增加破乳剂应该在设计中被考虑。评价：由于在注入过程中热量的漏失，当注入的二氧化碳到达地层时，温度可能低于之前设想的80华氏摄氏度。所以当年的效果分析应该是低于设计温度下的结果。(10)1994年，题目：“CO2 Huff n Puff Field Case: Five-Year Program Update”,作者：B.J.Miller,Bretagne, C.P.Bardon和Phillippe Corlay 对象特征： 这项计划位于美国肯塔基州Appalachian盆地的Big Sinking油田，在20世纪80十年代的早期，钻了超

37、过800口井。所有的生产都来源于砂质白云岩区域。平均储层参数为：深度为1300ft，厚度60ft，渗透率19md,孔隙度13%，当前(1994年)水的饱和度50%，当前井底压力150psi，油的重度38API，生产汽油比1500:1，生产水油比10：1，平均空间面积8公亩。主要通过压力衰竭来生产。方法： 项目开始于1985年，随后1989年开始了更加连续的项目，二氧化碳流体被卡车载到现场，在220psi的压力下，起初分别注入20吨、60吨、120吨的二氧化碳，测试生产效果，随后1993年，新的二氧化碳吞吐项目又重新开始实施，继续以20吨为作业量。成果： 1.对较浅的轻油油藏，二氧化碳吞吐是一个

38、经济的提高采收率的方法。2.油藏实验分析，油藏模拟以及油田测试对于更好的管理油藏是必要的。3.二氧化碳吞吐过程在油价下降之前是十分有利润的。(11) 2001年，题目：“New Approach to CO2 Flood: Soak Alternating Gas”，作者：Malcolm D.Murry, Scott M.Frailey和Akanni S. Lawal 问题的提出：现有的二氧化碳提高采收率的方法有连续注入气驱，注气后水驱（WAG），和二氧化碳吞吐技术。但是各个技术都有各自的缺陷。连续住气在注水性能不好和没有二氧化碳流动控制问题比如气体的总体突破的储层，可能是最佳的选择，但是当连

39、续住气需要大量的气体，在气源不足的情况下难以实现，此外，大量的气体也是较为昂贵的。WAG降低了流动的问题，并且提高了区域波及效率，且减少了二氧化碳的量，降低了购买二氧化碳的资金，但是，注入二氧化碳后水的注入性能下降，并且水将会增加举升和水处理的费用。二氧化碳吞吐技术在近井筒附近十分有效，但是难以实现大面积的波及，此外，需要在同一口井中的注入和生产的混合，因此这对一些人工举升井是不可能的。基于上述方法的优点和缺点，能不能结合上述的优点，尽可能去掉一些缺点，综合设计出新的方法。方法： 该方法为，在二氧化碳吞吐作业措施后，开井进行二氧化碳气驱（SAG）。成果： 1.新的二氧化碳驱替方法被称为SAG，

40、利用连续气驱中的二氧化碳吞吐过程来保持驱替前沿相变区的有效性，最大化驱替前缘油的膨胀和流动，尽可能使驱替前缘的油的流动。这可以在不用WAG的情况下，对二氧化碳驱替过程进行更强的流动性的控制，降低了达到最优化的混相性所需要流动的距离，增加了二氧化碳和油之间的转换。2.在SAG的过程中，在关井阶段，能够最大化相变区的长度，在没有指进的情况下，可以使二氧化碳和原油之间进行转换。3.提出未来的发展方向，定义在什么条件下应该使用SAG技术来使产量最优化。并且进行更多的实验设计。 (12)2005年，题目：“EOS Stimulation for CO2 Huff-n-Puff Process”，作者：H

41、.LIU,M.C.ZHANG,X.ZHOU,和Y.P.ZHANG 方法：该文章介绍到了EOS模型来模拟生产等过程，该模型的假设是储层中的热动力学达到平衡（作者认为到注入二氧化碳后关井时间足够长能够达到平衡），该模型将所有的超过抽离极限的（extraction limit）流体基于组分的挥发性分为5到8个模拟的组分，之后调节（由于实验误差达到10%）极限压力、拟组分的温度和组分间的相互作用参数通过线性回归来拟合实验数据，这种流体的分类和描述方法被用于评价二氧化碳吞吐的机理和模拟吞吐过程。吞吐的模拟过程：应用EOS模型，首先在不变的孔隙体积下将气体和油藏中的油混合，限制最大的压力或者是最大注入气量

42、。假定油和气充分混合达到平衡，在生产阶段，模型通过预先设置废弃压力来模型产量直至达到废弃为止。其中气体和液体的分相流动（fractional flow）由气液相渗曲线结合井的生产来决定的。现场措施：对F48井进行二氧化碳吞吐措施，在7Mpa下注入345m3的液态二氧化碳，关井20天成果： 1.二氧化碳吞吐过程是一个复杂的过程，包含了流体相态性质、分子和化学的热力学过程、地层特征和提采的各项措施参数。2.EOS模型模拟对二氧化碳吞吐过程中的采收评价是一个有价值的工具。3.多种机理同时作用于二氧化碳吞吐过程中，EOS模型能够帮助鉴别主要特征。4.EOS模拟的结果结合实际的油田措施作业参数能够用于评

43、价气体的渗透半径，用来决定是否需要额外的作业来周期经济的开采更多的油。5在江苏油田，由于气丰富等原因，对F48井进行了二氧化碳吞吐措施，增加了11m3/d的油的产量，并且含水率从25.1%下降到19.7%，这个结果表明二氧化碳吞吐对于江苏油田是一个比较经济的措施，还表明了残余油饱和度的高低是这项措施是否有效的一个重要的参数。6.作者提出了一个后续研究的方向，在住二氧化碳前注入前置氮气，产生指进，便于后注入的二氧化碳能够和油有较大的接触面积。评价： EOS模型是基于在热动力学的条件下的模型，因此不能模拟一些不平衡的现象，比如气体的指进，也不能模拟动力学不平衡时的产量预测。(13)2006年，题目

44、：“Laboratory Investigation of Enhanced Light-Oil Recovery By CO2”，作者：Y.P.ZHANG,S.G.SAYEGH,S.HUANG和M.DONG对象特征:实验室原油和盐水的样品来源于加拿大Elswick East Midale油田。原油放置于常温后的性质：温度（）152068常压下的密度（kg/m3）873.8870.2835.6常压下的粘度（mPa.s）12.410.43.04分子质量224224224盐水的性质：温度（）152068常压下的密度（kg/m3）1106.21104.21080.6常压下的粘度（mPa.s）1.52

45、1.330.57PH为6.91（20）主要矿物为：钠，钾，镁，钙，氯酸根，硫酸根离子。方法： 1.混合油合气体，使油气比为60,模拟原始情况。2.制作贝雷岩心，取得纯的二氧化碳和合成气（30%CO2+70%N2）。通过注入不同的气体来比较效果。3.整个实验过程维持在68度合11Mpa,用以模拟地层环境。4.安装岩心，抽真空，饱和盐水，用不同的流速来驱替盐水，用来测试盐水渗透率。5.驱替2倍或者3倍的孔隙体积的油品，随后注入第一步混合的油气，直到产出油的体积系数与注入油的体积系数一致。6.在老化阶段（Ageing stage）周期性的注入地层条件下的油样来看是否会产出更多的水。7.饱和油之后开始初始水驱，注入速度为10cm3/hour,注入预定量后停