超临界CO_2在致密油藏中的扩散前缘预测

国内外大部分学者认为超临界CO_2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO_2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO_2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10~(-12) m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO_2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。     

致密油储层CO2驱核磁共振实验研究

针对致密油储层动用困难问题本研究以CO_2为注入介质,对致密油注气开发效果进行评价,并借助核磁共振技术,从微观角度阐述了致密油储层注CO_2的驱替特征。实验结果表明,CO_2驱可以有效启动赋存在致密孔隙中的原油,非混相压力下(10 MPa),CO_2突破快,小孔隙中原油未动用,驱替后原油饱和度分布不均匀,驱替效率低;而在混相压力之上(24 MPa),CO_2突破明显变慢,驱替后原油饱和度均匀下降,大小孔隙中的原油均被启动,采出程度较高。此外从采出原油组成可以看出,高压下CO_2抽提作用非常明显,原油组分以C7~C29为主,几乎不合C30+组分,这表明CO_2会导致原油中重质组分在孔隙中沉积。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。     

裂缝型致密油藏气水交替采油机理定量研究

为了揭示不同渗透率储层岩心气驱动用规律及气水交替采油机理,开展基于华北潜山致密油储集层岩样,不同条件下的常规气驱和气水交替实验,并结合核磁共振技术,分析实验不同阶段T2谱的变化,定量计算孔隙内的油水分布变化情况。研究表明：含裂缝岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,新增采油量很少,增加驱替压力对驱油效率的提高作用不明显;不含裂缝的均质岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,采油量有所提高,增加驱替压力对驱油效率的提高有一定作用;对于裂缝发育岩心,气水交替采油机理主要为水的渗吸作用,从而采出小孔喉内的油,5块岩心气水交替采出油百分数介于5.04%～8.15%,平均为6.58%,其中水的“封堵”作用不明显。     

致密油藏水平井分段压裂CO_2吞吐实验研究

目前,某油田正在进行CO_2吞吐试验,该油田属于致密油藏,分段压裂水平井CO_2吞吐效果受诸多因素制约,急需通过物理模拟方法研究复杂条件下的CO_2吞吐机理。因此,采用大型物理模拟实验系统,首次选用露头平板模型,针对致密油首次利用致密岩芯和实际原油,开展分段压裂水平井CO_2吞吐模拟实验研究。实验结果表明,CO_2吞吐能有效提高致密油藏采收率,且注入压力是CO_2吞吐效果重要的影响因素;通过对吞吐过程中模型不同位置压力、出口产量等关键参数分析,明确了CO_2吞吐地层能量补充特征。研究成果对于致密油藏有效开发具有一定指导意义。     

微生物驱相对渗透率曲线测定

为了进一步加强对微生物驱油过程及其后续水驱油的多相渗流规律和驱油机理的认识,采用稳态法成功测得了中一区Ng3油藏条件下(温度69℃和压力10 MPa)注微生物(AB-1菌和AB-2菌)前和注微生物后油水相对渗透率曲线.对比分析了注微生物前后岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度、绝对渗透率和相对渗透率的变化特征.实验结果表明:与注微生物前相比,注微生物后岩心的束缚水饱和度增大,残余油饱和度明显减小,而岩心的绝对渗透率变化不大;等渗点明显右移,含水上升率明显减缓;两种菌均能较大幅度提高原油采收率,其中,AB-1菌提高采收率平均为8.7%,AB-2菌平均为9.2%.     

鄂尔多斯盆地特低渗油藏CO_2非混相驱实验研究

针对鄂尔多斯盆地低渗低压裂缝性油藏水驱采收率低、CO_2驱难以混相及气驱易窜流等问题,利用CO_2-原油相态实验和岩心驱替实验,研究了CO_2非混相驱提高采收率机理与方法。相态实验表明,地层条件下CO_2与目标油藏原油难以混相,但在原油中溶解的摩尔分数可达60.20%,使原油体积膨胀30.16%,黏度降低64.29%。均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相驱在水驱基础上提高驱油效率23.25%。非均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相连续气驱效果随渗透率极差的增大而变差,在渗透率级差小于10的岩心驱替效果较好;水气交替在渗透率级差小于100的岩心取得一定的驱替效果,特别是渗透率级差10~30驱替效果最好。     

裂缝性致密砂岩油藏CO_2吞吐微观孔隙动用特征

为明确CO_2吞吐过程中裂缝-基质间的流体交换特征,基于核磁共振在线扫描的CO_2吞吐岩心实验,从微观孔隙尺度定量表征了多轮次吞吐过程中"吞、焖、吐"3个阶段下基质内原油的动用特征,揭示了裂缝-基质之间的流体交换特征。结果表明,每轮吞吐采收率随吞吐次数的增加而降低,其中大孔隙(2 msT_2≤100 ms)动用程度最大,对岩心总采收率的贡献程度最高达84.4%,是致密油藏未来挖潜的主要方向。焖井和衰竭两阶段的采出程度占总采收率的87%以上,增大焖井和衰竭降压2个阶段中大孔隙原油的动用程度是提高CO_2吞吐开发的关键。     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

深层低渗透砂砾岩油藏注CO2吞吐提高采收率实验研究

深层低渗透砂砾岩油藏地层天然能量较低，压裂后产能递减较快，并且由于地层水敏性以及非均质性较强，采取注水开发的效果较差，采出程度较低。为进一步提高此类油藏的开发效率，开展了注CO₂吞吐提高采收率实验研究，分析了生产压力、焖井时间、吞吐周期以及岩心渗透率对吞吐采收率的影响，并结合核磁共振分析实验研究了CO₂吞吐微观孔隙动用特征。结果表明：生产压力越低、焖井时间越长，吞吐采收率越高；随着吞吐周期的增加，周期吞吐采收率和换油率均逐渐降低；岩心的渗透率越大，不同周期的吞吐采收率就越高；注CO₂吞吐的最佳生产压力为26 MPa,最佳焖井时间为8 h,最佳吞吐周期为5次。岩心的孔隙结构对CO₂吞吐过程中原油的微观动用特征影响较为明显，大孔隙发育较少、物性较差的岩心，吞吐初期主要动用大孔隙中的原油，而吞吐后期采收率的贡献主要来自小孔隙，此类岩心整体采出程度较低；而对于大孔隙发育较多、物性较好的岩心，大孔隙中原油的动用程度一直高于小孔隙，并且总体采出程度较高。S-1Y井实施注CO₂吞吐措施后，日...     

CO2吞吐效果的影响因素分析

由于CO2 与原油接触时要求的混相压力低 ,且CO2 能使原油的粘度降低和体积膨胀 ,因而成为注气采油中优先选用的气体。影响CO2 吞吐效果的因素很多 ,通过对CO2 吞吐机理的研究 ,结合室内实验和矿场分析 ,综合考察了油层孔隙介质和油层流体的性质、原油中胶质与沥青质的含量、自由气含量、实验压力、施工中流体的配伍性等因素对CO2 吞吐效果的影响。结果表明 ,原油中胶质、沥青质的含量越高 ,吞吐效果越差 ;压力降低导致的CO2 脱气可降低油的产量。     

致密油藏多级压裂水平井CO2吞吐潜力评价模型

CO2吞吐是一种改善复杂油藏开发效果的有效方法,针对致密油藏多级压裂水平井的应用还不多见,其影响因素还不明确,潜力评价方法也不成熟。本文针对加拿大B油田实际情况,从转吞吐时机、周期注入量、注入速度和焖井时间四个方面对CO2吞吐的影响因素进行了综合分析。在此基础上,利用响应面方法建立了CO2吞吐潜力评价模型,提出了CO2吞吐潜力预测的新方法。     

CO_2吞吐增油机理及矿场应用效果

对国内几个油田的原油样品进行了CO2 —原油体系的高压物性测定及室内CO2 吞吐实验 ,评价并分析了原油溶解CO2 后体积膨胀、黏度降低、油 /水界面张力降低 ,以及CO2 对原油萃取的作用、岩石润湿性的改变、酸化解堵作用、形成内部溶解气驱等增产机理 .根据矿场试验结果 ,分析了CO2 吞吐的增产潜力 ,将现场作业增油机理划分为解堵型和增能型两类 .第一类油层含油饱和度高 ,能量充足且渗透率较高 ,处理后日产量急增 ,有效期长 ;CO2 的主要作用是清除井底的各类污染 .第二类油层含油饱和度低 ,地层能量不充足或渗透率低 ,处理后日产量有所增加 ,但有效期相对较短 ;CO2 处理的主要作用是增加地层能量     

致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳蓄能吞吐方式

随着油田勘探开发程度不断加深,水平井初期产油量低且递减快、地层能量补充不足等问题严重的影响了油田的后续开发。本文通过油藏数值模拟技术,建立概念模型和实际模型,对致密油藏水平井注二氧化碳展开针对性研究,优化能量补充方式,选择合理的生产参数,明确致密油层水平井开发技术对策。结果表明,相同储层条件下,平注平采较直注平采的开发方式可以有效补充地层能量,而二氧化碳吞吐开发方式更合适在渗透率在0.2~0.3mD以下的储层。就研究区块而言,优选其开发方式适合于注二氧化碳吞吐,同时,相较于每吞吐轮次等量注入二氧化碳的方案,逐步提高每吞吐轮次的二氧化碳注入量的方案可以更为有效补充地层能量,使每个吞吐周期产出更多的油,随着吞吐周期的增加,开发效果愈加明显。     

塔河托甫台区块注天然气与CO2提高采收率实验研究

采用国际上公认测定最小混相压力的通用方法,开展了细管注气驱替最小混相压力实验测试研究。明确了目标区块油藏条件下CO_2/天然气与原油的最小混相压力值;并根据缝洞型储集体特征,运用相似理论,创新设计了可旋转多缝洞串联填充物理模型。开展了目标区块在油藏条件下注CO_2/天然气在垂直模型下注下采与水平模型同端注采两种井位条件下的吞吐实验,评价了油藏条件下注CO_2/天然气的吞吐效果,研究分析了注天然气、CO_2吞吐效果的主要作用机理,形成了最佳注采井位,为后续目标区块注气开发注气介质优选方面提供了重要的实验支撑。     

提高稠油油田多轮次吞吐采收率方法研究

根据国内某稠油油田笼统注汽开采多年的生产数据,对此油田生产井的生产动态进行了模拟计算,得到该油田注采井产油的基本生产规律及动用情况。结合测井数据与数值计算结果,分析了该油田蒸汽吞吐后期存在的主要问题,即油层层间动用不均、底层油层动用较差。针对上述问题,提出了蒸汽吞吐后期注汽井分层注汽的方案。据此优化设计方案进行了现场验证,通过对比证明了分层注汽、在注汽过程中加快底层注汽速度方案的有效性与可行性。通过研究增加了生产井蒸汽吞吐采油的轮次,延迟了蒸汽驱采油的启动时机,为国内相似油田的开采提供了借鉴。     

烟道气双注采油工艺研究

为改善油区断块开发效果对开发方式进行了优化 ,确定烟道气驱为最佳开采方式 .即将烟气与高压含油污水混合 ,同时从油管注入油层 ,并建成一套注入系统装置 .试验表明 :处理注入烟气这套装置用于不干扰锅炉正常燃烧条件下烟气采集 ;将温度降低 1 40～ 1 6 0℃以满足压缩机入口条件 ;利用旋流子进行离心和纤维过滤 ,将 95 %～ 98%的烟尘滤除 ;脱水之后使其露点降到 - 2 0℃以达到深度除水 ;两级压缩以达到油层要求的注气压力 1 5 MPa;加入泡沫剂或缓蚀剂等 ,以满足油层所需药量及药压 .现场生产初步验证 ,注烟气的效果介于注 CO2 气和注 N2 气之间 .在单纯蒸汽吞吐已不能产油时 ,经烟道气双注后 ,原油日产量达到 2 6 t,取得明显效果 .