中国油气田注CO2提高采收率实践罗二辉1胡永乐1李保柱.docx
- 文档编号:9185591
- 上传时间:2023-02-03
- 格式:DOCX
- 页数:11
- 大小:169.65KB
中国油气田注CO2提高采收率实践罗二辉1胡永乐1李保柱.docx
《中国油气田注CO2提高采收率实践罗二辉1胡永乐1李保柱.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《中国油气田注CO2提高采收率实践罗二辉1胡永乐1李保柱.docx(11页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
中国油气田注CO2提高采收率实践罗二辉1胡永乐1李保柱
中国油气田注CO2提高采收率实践
罗二辉1,胡永乐1,李保柱1,朱卫平2
(1.中油勘探开发研究院,北京100083;
2.中油吐哈油田分公司,新疆哈密839009)
摘要:
在调研大量相关文献的基础上,详细综述了中国油气田50多年的注CO2提高采收率实践。
首先依据中国各大油区公开发表的文献实验数据,从室内机理实验统计CO2驱油关键技术参数,对比分析原始地层压力与最小混相压力。
其次,根据不同储层类型,总结了国内在低渗透油藏、高含水油田、复杂断块、稠油油藏、碳酸盐岩油藏及煤层气等储集层开展的注CO2矿场项目。
现场试验结果显示,提高采收率幅度为1.07%~6.00%,换油率为0.98~2.49t/t。
最后结合矿场已有经验及存在问题,提出CO2驱油技术攻关方向。
关键词:
注CO2;最小混相压力;混相驱;提高采收率;换油率
中图分类号:
TE357.7 文献标识码:
A
引言
美国注CO2采油已有50多年的历史,最初只是为了提高原油采收率,近年来随着CO2温室效应导致的气候变化,地质埋存被作为温室气体减排的一种有效手段受到环保人士和油气工作者的高度关注。
中国政府在2009年联合国气候大会上承诺,到2020年中国单位国内生产总值CO2排放比2005年下降40%~45%,减排目标将作为约束性指标纳入国民经济和社会发展的中长期规划,保证承诺的执行受到法律和舆论的监督[1]。
研究CO2驱油与埋存这一双赢技术凸显重要,中国在注CO2驱油机理实验和矿场先导试验方面的研究一直没有停止过,1965年首先在大庆油田开展了注二氧化碳水小规模的先导性试验,提高采收率7.8%。
1986年谢尚贤针对大庆油田早期开发的萨、喇、杏油田已进入中高含水期阶段这一情况,论证了CO2非混相驱油的可行性和技术界限[2]。
2006年国家科技部批准“973”计划“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”,CO2提高采收率及地下埋存研究进入崭新阶段[3]。
“十一五”末吉林油田建成了中国第1个含CO2天然气藏开发及CO2驱油与埋存一体化系统,目前,正在进行年产油50×104t规模的CO2驱项目工业化推广,预计提高采收率13.8%,该项目是中国第1个CO2驱工业化推广项目,将具有显著的经济和社会效益[4]。
本文根据公开发表的文献,总结了中国不同储层类型注CO2实践,分析了矿场存在的典型问题,并提出了相应对策,为加快发展注CO2技术梳理出可供借鉴的经验。
1室内机理室验研究
CO2在温度高于临界温度和压力高于临界压力的状态下,处于超临界状态,其性质会发生变化,密度接近于液体,黏度接近于气体,扩散系数为液体的100倍,具有较大的溶解能力。
与注水开发相比,气体比水具有更小的分子尺度,气体分子也更容易进入低渗透储层,解决了低渗透油藏不易注入的难题;与注N2、烟道气、空气等相比,CO2在油藏条件下容易达到混相或近混相,降低与原油间的界面张力,微观驱油效率原则上可达100%。
通过细管实验、岩心驱替等室内实验多年攻关,确定了中国大庆、胜利、大港、江苏、吐哈、长庆等油田的最小混相压力和提高采收率幅度等关键数据。
通过大量文献研究,得出中国典型区块原始地层压力与实验测得最小混相压力,结果见图1[5-9]。
图1中国典型区块原始地层压力与实验测得最小混相压力对比
1.1大庆的萨南东部过渡带、榆树林和龙虎泡等油田注CO2驱油实验
大庆油田萨南东部过渡带最小混相压力为25.4MPa,高于油层破裂压力(23MPa),只能应用CO2非混相驱;在油层条件下原油可溶解7.41%的CO2,使原油黏度下降19%,体积增大1.1%;在高含水后期采用CO2三次采油可提高采收率10%[10]。
榆树林油田是低渗透油田,渗透率为2×10-3μm2,最小混相压力为20MPa;在混相压力下原油与注入水的界面张力是原油与CO2界面张力的10.5倍,而在CO2饱和情况下,油水界面张力降低了约1/3,有利于水、气交替驱油效率;CO2萃取主要是原油中含C20以下组分,从实验结果看,从不混相到混相碳组分显著变化的是含C20以下的组分[11]。
龙虎泡油田高台子油层属于特低渗透油田,储层空气渗透率主要集中在0.1×10-3~1.0×10-3μm2,最小混相压力为20.3MPa,高于地层压力18.2MPa,只能是非混相驱油,但在地层压力下可达到近混相[12]。
1.2胜利的商13-22单元、大芦湖樊124块和渤南义34块等油田注CO2驱油实验
胜利油田商13-22单元最小混相压力为29.3MPa,高于原始地层压力(23MPa),难以实现混相驱油;在原始地层压力下,注CO2使原油体积膨胀了23%,黏度下降44%,原油与注入水的界面张力是原油与CO2界面张力的7.89倍;在相同注入倍数下,早期注气效果好;最终提高驱油效率11.2%~18.4%[13]。
大芦湖油田樊124断块是典型的深层低渗透砂岩油藏,渗透率为4.7×10-3μm2,原始地层压力为31.56MPa,在30MPa下完全可以实现CO2混相驱,CO2与地层原油通过多次接触形成一个混相带,注入量越多,混相带越厚,驱油效率也越高,但混相带达到一定厚度时,对驱油效率影响将逐渐减小,能够提高采收率16%;早期注入虽然对提高采收率影响不大,但可延长无水采油期,降低采出原油的脱水处理成本;采用气水交替注入能够较好地抑制气窜作用[14]。
渤南油田义34块渗透率为1.8×10-3μm2,注水难度大,目前油藏压力为36.09MPa,高于最小混相压力(30.76MPa),能够实现CO2混相驱采油;初始含油饱和度下持续CO2驱最终采收率为69.21%[15]。
1.3吐哈鄯勒和长庆三叠系等特低渗油藏注气实验
吐哈鄯勒油田为特低孔特低渗,微观裂缝发育,孔隙度为7%,渗透率为0.2×10-3μm2,注水困难,最小混相压力为30.89MPa,目前地层压力30.89MPa下注伴生气可实现混相[16]。
长庆油田主力产层为三叠系的低渗透至超低渗透油藏,水气交替驱比常规水驱驱油效率提高13.3%,对于渗透率大于1×10-3μm2的岩心,驱油效率提高17.6%[17]。
2不同储层类型注CO2驱替矿场实践
2.1低渗透油藏注CO2驱油
根据中国2004年开展的第3次油气资源评价结果,全国石油远景资源量为1086×108t,其中低渗透资源量为537×108t,占总资源量的49%[18]。
低渗透油藏由于基质孔隙细小,注水难以有效启动,导致其注水开发的采收率仅为20%左右,比平均水驱采收率低10%,而采用注CO2气驱是一种有效的提高低渗透储层原油采收率的方法,且经济效益明显。
吉林新立油田228区块开展了以54-4井为中心的反九点法井组CO2驱现场试验,该区是一个典型的低丰度、低渗透、低产能的区块,1992年投产,截至1999年6月,采出程度为6.34%,综合含水6.2%。
2000年9月至2001年11月采用油管注气、套管注水的水气交替方式注入约0.033HCPV的CO2,1t的CO2换油2.49t,取得较好的技术经济效果[19]。
大庆长垣外围有3×108t特低渗透的扶杨油层储量在注水开发条件下难以有效动用,试验区芳48井区位于宋芳屯油田东南角,平均空气渗透率为1.2×10-3μm2,最小混相压力为29MPa,比原始地层压力(20.4MPa)高8.6MPa,注CO2开采属于非混相驱。
1999年设计部署5口开发控制井,2002年底4口井压裂后转抽油,2003年3月芳188-138井开始注气,2004年7月钻加密井芳188-137井,形成一注五采(图2)。
截至2006年底,采出程度为3.9%,综合含水为6.5%,未压裂的芳188-138注气井与压裂投注的2口注水井相比,单位有效厚度视吸气指数是注水井的6.3倍,未压裂直接投产的芳188-137井初期基本无自然产能,受效高峰时期日产油1.5t/d[20]。
图2芳48井区注CO2试验井位示意图
2.2正规注采井网开发的高含水油田注CO2驱油
注水是油田最为传统和成熟的二次采油方法,如何在水驱后开展注CO2进一步提高采收率是科研人员思考的问题。
大庆油田萨南原油与CO2最小混相压力为25.4MPa,超过了油层的破裂压力,注CO2只能是非混相驱。
试验区位于萨南东部过渡带南3-3丙45井区,由4个五点法井网组成,4口注入井、9口采油井(图3)。
1986年11月投入注水开发。
水气交替注入方案采用2口井注气,与此同时另2口井注水。
第1次矿场试验葡Ⅰ2油层,先进行前期水驱,综合含水为98.6%,1991年7月至1993年3月注CO2,注气速度为0.214PV/a;第2次矿场试验萨Ⅱ10-14油层,前期水驱含水率为92.3%,1994年3月至1995年7月注CO2,注气速度为0.18PV/a。
矿场效果表现在生产井水油比下降,日产油量增加,当全区累计注入CO2气量达0.02~0.04PV时,约有80%的生产井为CO2气体所突破;注入气体上浮作用,使吸入和产出剖面得到调整;降低了水驱剩余油饱和度,采收率提高6%,每增采1t原油需注入2200m3的CO2[21]。
图3萨南油田注CO2试验区井位
2.3复杂小断块CO2吞吐及CO2驱
复杂小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限,开采中地层能量下降快,难以采用常规注采对应井网等方式大规模开采,CO2吞吐及小规模注CO2驱强化采油是一种有效的方法,可与压裂增产法媲美。
CO2吞吐类似于蒸汽吞吐,将液态CO2尽快注入地层,然后关井浸泡一段时间,让CO2尽可能多的与地层原油接触并溶解达到饱和,这是“吞入”过程;待浸泡期结束后开井生产,由于溶解气驱作用及原油膨胀,停留在地层内的CO2气混同被膨胀的原油一同流出井口,完成“吐出”过程。
CO2吞吐的优点是涉及范围小,在较短的时间内提高单井产量,收回成本并见到效益。
1989年11月华东石油局首次在张家垛油田苏88井开展CO2吞吐先导性试验,当时使用CO2槽车运输。
1997年添置CO2槽船,同年6月在草舍油田草3井开展大规模的CO2吞吐试验[22],之后各地油田开展了不同规模和井次的CO2吞吐试验。
文献[23-24]统计了江苏地区、中原油田CO2吞吐矿场试验关键参数及吞吐效果,结果见图4~5。
图4单井CO2吞吐浸泡时间
江苏油田具有丰富的CO2资源,黄桥CO2气田地质储量为261.48×108m3。
为了探索以CO2换原油的途径,分别在富民、储家楼、草舍开展CO2驱油试验[25-28]。
图5单井CO2吞吐效果
江苏油田富14断块有7口油井,开井1口,注水井4口,开井2口,截至1997年底采出程度为38%,是一个典型的高含水、高采出程度的开发单元,大部分油井因高含水而关井。
原始地层压力为20.9MPa,渗透率为854×10-3μm2,1984年投产,1987年8月开始边外和边缘注水,1997年油藏压力为17MPa,1998年初增大注水量,半年后油藏静压恢复至20.76~22.41MPa,试验区基本接近或超过最小混相压力(21.6MPa),1998年12月开始注CO2,2000年9月完成6个完整的水、气交替注入周期,油井见到了明显的增油降水效果,综合含水率由93.5%降至63.4%,CO2波及区采收率已提高4%,CO2利用率为1240m3/t(油)。
苏北盆地储家楼油田属天然强底水驱复杂断块油藏,油层倾角为9°,原始地层压力为27.76MPa,渗透率为119.62×10-3~311.69×10-3μm2,1992年投入开发,共有5口采油井,其中QK1井因水淹而关井后转注水,观察井S79井于2000年5月转注水。
截至2000年8月,4口井含水均在91%以上,采出程度为43.57%。
2000年9月利用低部位的QK1转注水井开始注CO2,CO2从高压气井(8.1MPa,18℃)采出并经过处理后,罐充入液态CO2槽船(2MPa,-20°C),运输至井场,使用专用增压泵升压后(2MPa升至25MPa,温度-20℃升至15~20℃)注入井内,驱替类型为非混相驱,注入方式为间歇段塞注入,注入后仅1个月出现气窜征兆,CO2在各井突破时间为1~3个月。
截至2002年4月已注入4个CO2段塞,1口井综合含水率下降6%,每立方米CO2气换油0.001927t,提高采收率1.07%。
苏北盆地草舍油田泰州组油藏为复杂小段块,渗透率为24.33×10-3~113.69×10-3μm2,原始地层压力为35.9MPa,最小混相压力为32.06MPa,1981年5月投入开发,1990年9月开始注水,2004年地层压力为32.06MPa,驱替类型为混相驱,2005年7月开始向5口井注气,2007年2月油藏注气见效,截至2009年12月,综合含水从56%下降至44%,提高采收率2%。
2.4稠油油藏CO2吞吐及非混相驱
中国稠油油藏类型较多、埋藏较深,蒸汽吞吐是稠油的主要开发方式,2010年中国石油天然气股份有限公司蒸汽吞吐量占稠油总产量的74%以上。
但是,稠油蒸汽吞吐已进入高轮次开发阶段,吞吐效果逐轮变差,近一半的稠油吞吐井因高含水关井,蒸汽吞吐热效率降低,操作成本大幅提升,需转换稠油开发方式[4]。
稠油因其黏度高、流动性差往往不能形成混相驱,注CO2能大大降低原油的黏度,改善原油的流动特性。
通过设计不同注入方式的CO2驱替稠油实验,得出CO2-水交替注入方式驱油效率最高,CO2吞吐转水驱略低,注CO2段塞后继续水驱次之,CO2吞吐仅在初期能提高采出程度,采用吞吐后注CO2或注水可提高最终驱油效率[29]。
辽河油田于2001年首次在高3624块、冷42块进行深层稠油CO2吞吐采油先导试验。
到2003年底,分别在吞吐后期油藏、中深层稠油、特稠油及超稠油油藏等不同类型的油藏中进行了60多个井次的CO2吞吐试验,成功率在90%以上。
CO2改善蒸汽吞吐现场效果表明延长了生产周期,提高了周期回采水率,对于蒸汽吞吐已到极限的井,通过CO2吞吐处理后继续进行蒸汽吞吐可重新焕发活力[30]。
辽河油田高246块属于厚层块状稠油油气藏,渗透率为1748×10-3μm2,脱气原油黏度(50℃)为914~1656mPa·s,1977年投入开发,截至2006年底,采出程度为12%,蒸汽吞吐轮次平均为6轮次,进入高轮次蒸汽吞吐阶段,通过油藏数值模拟,可规模实施12个CO2非混相驱井组,预计可提高采收率13.92%[31]。
2.5碳酸盐岩油藏注CO2可行性研究
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属于岩溶缝洞型油藏,基质孔隙度低,基本不具有储油能力,裂缝和溶洞是主要储集空间和渗流通道,针对吨水换油率越来越高、注水替油效果越来越差这一现实问题,采用物理模拟方法评价了塔河油田稀油注CO2可行性研究,实验表明塔河油田S86稀油区块最小混相压力为26.3MPa,在地层压力下可实现混相驱,数模结果表明,注CO2混相驱采出程度达到40.01%,较水驱提高9.45%,技术上可行[32]。
河北任11油藏是一个裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏,原始地层压力为30.9MPa,目前地层压力为26.87MPa,采出程度为26.7%,综合含水率为93.06%,目前注入水利用系数低,应用数值模拟技术预测注CO2比水驱提高采收率3.5%左右[33]。
2.6煤层气(CO2-ECBM)注CO2驱替
2005年刘延锋对中国主要含煤层气区深度300~1500m范围内的煤层CO2储存潜力进行初步评价,结果表明,利用注CO2增采煤层气技术可使中国总的煤层气可采量达1.632×1012m3,可储存约120.78×108tCO2,其中,鄂尔多斯盆地、吐鲁番-哈密盆地和准葛尔盆地的煤层CO2存储潜力占全国总储存量的65.49%[34]。
煤层气主要以吸附方式储存于煤层中,与常规天然气储层相比,中国煤储层能量低,渗透性差,含气饱和度普遍较低,从而造成大部分煤层气井产气率很低,回采周期很长,开采难度相对较大,提高低渗透性煤层中煤层气的单井产量和采收率,是目前煤层气开发的关键问题之一,而开展注CO2驱替煤层甲烷是当前煤层气开发的先进手段,具有重要的现实意义。
煤层含有大量的微孔隙,比表面积巨大,且孔隙表面存在不饱和能,煤阶不同,对不同气体的吸附能力不同,CH4的解吸率可以反映煤层甲烷开发的难易程度,在CO2驱替实验中,CH4在单位压降下的解吸率明显高于纯CH4解吸时单位压降下的解吸率,其中晋城煤层CH4单位压降下的解吸率提高了150%,潞安煤层CH4单位压降下的解吸率提高了270%[35]。
CO2组分的吸附速率是先快后慢,而CH4组分的吸附速率是先慢后快,解吸时则相反,反映出CO2在竞争吸附中占据优势[36]。
2002至2006年,中联煤层气有限责任公司联合加拿大开展了注CO2提高煤层气采收率(CO2-ECBM)技术。
在沁水盆地南部TL-003井进行了单井注入CO2提高煤层气采收率试验,试验目的层为3号煤层,深度为472.34~478.7m,厚度为6.33m,渗透率为0.95×10-3μm2,储层压力为3.36MPa。
该井1998年3月开始排采,1999年4月关井,2000年12月第2次开井,排采生产,平均产量为490m3/d,产水量为1m3/d。
2003年10月开始进行CO2注入试验,采用间歇方式注入,2004年8月完成整个野外试验工程。
重新开井生产后,TL-003井产气量基本稳定在1015~1231m3/d,产水量为0.2~4.4m3/d,开始时气体中甲烷浓度低,CO2浓度高,由于CO2吸附能力大于CH4,CO2浓度不断降低,CH4浓度不断升高[37]。
3几点认识
(1)最小混相压力是判断油藏是否达到混相驱的关键参数,从油藏原始地层压力和实验测得最小混相压力可以看出,统计的典型区块二者相差无几,但板821、文184断块原始地层压力明显高于最小混相压力,而大庆油田最小混相压力大大超过原始地层压力,甚至超过了地层破裂压力,原因是大庆油藏埋深在1000m左右,地层温度较高,原油具有轻质馏分含量较低、重质馏分含量较高的特点。
因此,一般而言,早期注CO2有利于保持混相驱,从而获得更高的采收率;处于开发中后期的油田采用关闭生产井或强注水、注CO2弱采的方法来恢复地层压力到原始地层压力附近以保持混相或近混相驱状态。
(2)CO2驱油适用范围广,中国不同储层类型注CO2均有矿场报道,可以作为二次采油,也可以作为水驱后三次采油。
室内岩心驱替实验表明,注入CO2可提高采收率10%~30%,而现场注CO2实践提高采收率为1.07%~6.00%,原因与混相程度、注入剂纯度、含油饱和度、注入方式、注入量、井网井距等有关。
衡量CO2驱油效果除提高采收率之外,另一个重要指标是换油率,即增加的原油产量与注入CO2量之比,从公布的现场数据看,1t的CO2可换油0.07~2.49t,换油率越低,说明产出CO2气越多,越应加强防气窜技术。
(3)普遍认为水气交替注入方式提高采收率幅度更大,扩大了波及体积,气水交替注入模式见图6。
矿场气水交替过程中注入压力升高是一个较为普遍的问题,主要原因有水障影响(注水转注气注不进,原因是注入水后导致注气启动压力增高,注气困难)、油气水三相复杂多相渗流阻力增加、注入介质污染等。
图6气水交替注入3种模式
(4)注CO2矿场试验动态反映:
①日产油量增加,油井在气体突破前,油气比和水驱时基本一致并且比较稳定,含水率下降明显;气体突破后,油气比急剧上升并呈交替上升下降的变化,即注气阶段,油气比上升,注水阶段,油气比相对下降;②CO2驱后吸气和产出剖面得到改善,改善了油层的动用状况;③注CO2后井口油气性质发生变化,油气水性质剧烈变化期与油井增产期基本一致,原油组分气相色谱分析表明,随着注气时间的增长,原油中产出的轻组分减少,重组分增加,说明气驱后重组分已逐渐被动用,压力太低有可能发生碳酸盐垢沉淀。
4结束语
我国油气田正面临一系列开发难题:
目前约80%的原油产量来自水驱,水驱主力油层进入高含水开发后期,进一步挖潜难度加大;新增探明油气储量中低渗透储层占60%~80%,水驱开发效率低或注水困难;稠油油藏进入多轮次吞吐阶段,蒸汽吞吐效果逐轮变差;煤层气单井产量低。
CO2混相驱油效率理论上接近100%,发展注CO2驱替技术是有效解决的途径之一。
中国50多年的注CO2实践积累了大量经验。
矿场中气水交替切换问题对闸阀要求较高、高压注气安全及气密封要求高、集油管线和处理设备存在腐蚀和结垢现象等,亟需进一步进行CO2驱油技术攻关。
建议加强油藏注CO2降低混相压力技术,对极难混相的油藏重点研究非混相驱和近混相驱技术;深入研究注气流度调整技术,如CO2泡沫驱,提高波及体积,充分发挥注CO2的优势。
应大力发展CO2捕集技术,努力降低CO2成本。
参考文献:
[1]王震.低碳经济与能源企业发展:
第四届中国能源战略国际会议文集[C].北京:
石油工业出版社,2010:
65-83.
[2]谢尚贤,颜五和.大庆油田应用CO2非混相驱油的可行性和技术界限研究[J].大庆石油地质与开发,1986,5(4):
55-62.
[3]江怀友,沈平平,卢颖,等.CO2提高世界油气资源采收率现状研究[J].特种油气藏,2010,17
(2):
5-9.
[4]何江川,廖广志,王正茂.油田开发战略与接替技术[J].石油学报,2012,33(3):
519-524.
[5]张菊香,刘庆森,张宽.二氧化碳与大庆原油的混相压力研究[J].大庆石油地质与开发,1988,7(3):
31-34.
[6]郭平,张思永,吴莹,等.大港油田二氧化碳最小混相压力测定[J].西南石油学院学报,1999,21(3):
19-21.
[7]李向良,郭平,李焕臣,等.大芦湖油田樊124块地层油与二氧化碳最小混相压力的确定[J].油气地质与采收率,2002,9(6):
62-63.
[8]李孟涛,张英芝,单文文,等.大庆榆树林油田最小混相压力的确定[J].西南石油学院学报,2006,28(4):
36-39.
[9]高正龙,杨铁梅,张俊法,等.文184断块二氧化碳混相驱及油藏数值模拟研究[J].江汉石油学院学报,2000,22(4):
61-62.
[10]谢尚贤.大庆油田CO2驱油室内实验研究[J].大庆石油地质与开发,1991,10(4):
51-58.
[11]李孟涛,单文文,刘先贵,等.超临界二氧化碳混相驱油机理实验研究[J].石油学报,2006,27(3):
80-83.
[12]刘淑霞.特低渗透油藏CO2驱室内实验研究[J].西南石油大学学报:
自然科学版,2011,33
(2):
133-136.
[13]李振泉,李相远,袁明琦,等.商13-22单元CO2驱室内实验研究[J].油气采收率技术,2000,7(3):
9-11.
[14]李向良,李振泉,郭平,等.二氧化碳混相驱的长岩心物理模拟[J].石油勘探与开发,2004,31(5):
102-104.
[15]郭龙.渤南油田义34块特低渗透油藏二氧化碳混相试验[J].油气地质与采收率,2011,18
(1):
37-40.
[16]何家欢,杜建芬,郭平.鄯勒油藏注气方式对采收率影响的实验研究[J].西南石油大学学报,2007,29(S2):
72-75.
[17]杜朝锋,武平仓,邵创国,等.长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价[J].油气地质与采收率,2010,17(4):
63-64.
[18]胡文瑞.中国低渗透油气的现状与未来[J].中国工程科学,2009,11(8):
29-36.
[19]吕广忠,伍增贵,栾志安,等.吉林油田CO2试验区数值模拟和方案设计[J].石油钻采工艺,2002,24(4):
39-41.
[20]程杰成,雷友忠,朱维耀.大庆长垣外围特低渗透扶杨油层CO2驱油试验研究[J].天然气地球科学,2008
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 中国 油气田 CO2 提高 收率 实践 罗二辉 永乐 李保柱