CO_2在原油中的扩散规律及变扩散系数计算方法

通过室内实验与理论计算相结合建立CO_2在体相及多孔介质中变扩散系数的计算模型,得到不同黏度原油在多孔介质中的变扩散系数,并结合文献中的常扩散系数计算模型,利用MATLAB进行数据拟合与编程,对比分析两种计算方法下的平均扩散系数以及CO_2在溶液中的传质扩散行为。结果表明:原油黏度越大,扩散系数越小,扩散平衡时间越长;采用变扩散系数可以更好地解释扩散过程中的非稳定阶段与稳定阶段,其扩散行为更符合实际条件下的扩散规律。     

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。     

超临界二氧化碳萃取深层稠油组分的分子动力学模拟

为了从微观层面探究超临界CO_2对稠油组分的萃取机制,采用分子动力学模拟方法分析了稠油组分在砂岩表面的密度分布和吸附特征,研究了超临界CO_2对岩石表面稠油组分的萃取特点和扩散规律。研究结果表明,稠油四组分在稠油聚集体中呈现不均衡分布状态,沥青质自缔合能力强,胶质紧密包裹在沥青质周围,构成复杂的空间网状结构;芳香烃和饱和烃分布在沥青质、胶质周围,显示出稠油分子结构的层次性。沥青质与岩石表面相互作用能较大,超临界CO_2难以在沥青质中运移,扩散系数低,萃取难度大,萃取率接近于0;而芳香烃、饱和烃与岩石表面的相互作用能较小,超临界CO_2容易在芳香烃、饱和烃中溶解、运移,扩散系数大,容易被超临界CO_2萃取,萃取率可分别达到53%和28%。运用分子动力学方法揭示的微观动力学机制对于宏观认识超临界CO_2萃取稠油轻质组分具有重要意义。     

超临界CO_2在饱和水多孔介质中扩散系数的测定

多孔介质是CO2地质埋存及CO2驱油过程中的常见载体,在地质埋存及驱油过程中CO2均处于超临界状态.采用一维径向扩散模型模拟超临界CO2在饱和水多孔介质中的扩散,在此模型基础上运用Fick扩散定律得到了超临界CO2在饱和水多孔介质中的扩散方程,结合室内扩散实验,求出扩散系数,并通过改变实验压力和温度研究二者对扩散系数的影响.结果表明,超临界CO2在饱和水多孔介质中的扩散系数处于10-10m2·s-1数量级上.同时,超临界CO2在饱和水多孔介质中的扩散速率均随着温度的增加而增加,随着压力的增加而增加,而且在超临界区域附近受温度、压力等外界物理因素的影响尤为明显.研究结果可用于CO2地质埋存安全性评价及CO2驱油中传质性质的计算.     

徐深火山岩气藏中天然气的扩散能力及其影响因素实验研究

为研究徐深火山岩气藏中天然气的扩散能力及其影响因素,对不同火山岩岩心扩散系数进行测定.从测试结果可知:天然气在火山岩气藏中的扩散主要受扩散介质、含水饱和度、温度及孔隙度影响.5种不同类型的火山岩中天然气的扩散系数由大到小依次为:流纹岩、凝灰岩、晶屑凝灰岩、火山角砾岩、熔结角砾岩;火山岩中天然气的扩散系数随着含水饱和度的增加急剧下降,干岩样中天然气的扩散系数是完全饱和岩样的600多倍;在超过100℃的火山岩储层中扩散系数与温度的关系不大,在徐深火山岩气藏条件下测得的扩散系数为10-5 cm2/s数量级;扩散系数与岩石的孔隙度存在正相关关系;在常温下甲烷气体在火山岩和泥岩中的扩散能力相差不大,都在10-7 cm2/s数量级.     

基于三参数非线性渗流的低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗计算模型

基于三参数非线性渗流模型,考虑CO_2非混相驱油过程中气相滑脱、CO_2在原油中的溶解以及溶解后流体黏度的变化等因素的影响,建立低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗计算模型。利用建立的模型对陕北地区某致密砂岩油藏天然岩心CO_2驱油非稳态相渗实验数据进行处理,得到了其CO_2非混相驱典型相渗曲线,并与传统的JBN计算方法相比,结果表现出了明显的差异。同时,计算和对比分析了渗流模式、CO_2溶解降黏作用及气体滑脱效应等单因素影响的相渗曲线。结果表明,非线性渗流及CO_2的溶解降黏均使油相相对渗透率上升,气相相对渗透率下降,影响较大。考虑气相滑脱时,气相渗透率有小幅度下降,油相渗透率基本无变化。该模型的建立为更加真实准确地表征低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗特征提供了有效的技术方法和手段,对提高其油藏工程分析及数值模拟预测的可靠性具有重要意义。     

密闭式微波系统的微波辅助萃取动力学模型

从Fick扩散定律出发,利用电磁场增强扩散的理论,建立了微波辅助萃取(MAE)动力学模型,对影响MAE的温度、萃取时间、颗粒大小、微波功率等因素进行了模拟研究.除功率有些偏差外,其它参数的模拟结果与实验结果十分接近.实验和模型结果还表明,MAE条件下的白藜芦醇(Res)的扩散系数与模拟条件下的扩散系数比普通加热回流的扩散系数提高了20倍.这更进一步说明了MAE是通过增强目标化合物在基体内扩散速度的一个萃取过程.     

混凝土中氯离子传输模拟及速率分析

为模拟氯离子在混凝土中传输规律,基于Fick第二定律和Darcy定律建立氯离子扩散-对流模型,同时考虑温湿度、孔隙率、结合效应等多种影响因素对扩散系数进行修正,利用Matlab和COMSOL Multiphysics实现多场耦合数值模拟,最终结合试验数据模拟氯离子传输过程.结果表明:数值模拟与实验结果相关性良好,能有效...     

纳米颗粒对CO_2存储作用的实验研究

化石能源的消费导致大量CO_2排放到大气中,为降低对环境的影响,实施CO_2地下埋存被认为是当前最有效和最具可行性的方式。实验借助先进的CT扫描技术,研究岩心在被纳米颗粒溶液饱和后,CO_2在其中的流态特征及饱和度变化。实验表明:CO_2在被纳米颗粒溶液饱和的岩心中波及面积大,指进速度慢,说明岩心在被纳米颗粒溶液饱和后,存储CO_2的能力大大增强,存储效果更明显。     

四氢呋喃中的微量水在4A分子筛上吸附动态曲线的模拟计算

建立了合适的吸附动态模型,用于分析四氢呋喃中的微量水在4A分子筛上动态吸附特性.利用静态平衡实验数据及孔扩散系数能够很好地对动态透过曲线进行模拟计算,平衡数据符合Langmuir模型,采用Wilke-Chang 方程计算的孔扩散系数值为7.015×10-5 cm2/s,该方法不仅可减少实验的工作量,而且对四氢呋喃-水体系吸附过程的工业放大设计具有指导意义,也为其他吸附过程数学模型的开发提供借鉴.     

混凝土中氯离子三维扩散模型及参数拟合

提出了基于ANSYS有限元分析和试验实测数据拟合的混凝土中氯离子三维非稳态扩散模型.该模型可以模拟混凝土与海水接触表面氯离子随时间变化的累积效应、氯离子扩散系数随时间和氯离子浓度的变化,以及氯离子反应率对扩散的影响.根据非稳态扩散方程与导热方程的相似性,用ANSYS有限元软件参数化设计语言编程方法,实现了数值模拟分析;利用ANSYS的优化设计功能,以有限元数值计算结果与实测数据的误差平方和最小为优化目标,拟合氯离子扩散试验的实测数据,得到数值模拟所需的模型参数.计算表明:模型能比较好地拟合长期海洋环境暴露试验的实测数据,为海洋环境中使用的混凝土结构的耐久性设计提供参考依据.     

低渗气藏CO2驱与埋存的数值模拟

为揭示低渗气藏中注CO_2提高气藏采收率和CO_2埋存(carbon sequestration with enhanced gas recovery,CSEGR)技术的效果,以苏里格气田召10区块为例,开展了注CO_2驱气的长岩心实验,并使用数值模拟的研究手段,分析了该区块采用CSEGR技术的可行性,并重点研究了扩散、吸附、天然裂缝、井型对于CO_2突破时间、气藏采收率及CO_2埋存的影响。模拟结果表明:采用面积为3. 2 km2的平行四边形"二注七采"井网,在气藏衰竭开采至12 MPa后注CO_2,在CO_2突破时能够提高采收率14. 26%,共能实现3. 8×106t的CO_2埋存;在废弃压力3 MPa时注入CO_2采收率仅能增加2. 2%,但CO_2埋存量可提高至1. 44倍;在低渗气藏中扩散和吸附对于CO_2驱的影响不大;随着扩散系数增大,CO_2突破越快,提高采收率效果越差;吸附滞后现象会略微降低提高采收率的效果;天然裂缝的存在会使气窜现象严重,突破时间大大提前,且裂缝渗透率越高,提高采收率效果越差,但依然可以实现CO_2安全稳定埋存;与直井相比,采用水平井注气将使提高采收率效果降低6%～8%,但对埋存有利。     

氧化铝上吸附平衡与动力学的分形特性

在实验测定氧化铝吸附氮气的平衡和动力学过程的基础上,由平衡数据得到分形维数,对动力学结果分别用欧氏几何和分形几何的动力学模型进行处理,比较两种方法得到的扩散系数之间的判别。结果表明：粉状氧化铝的分形维数为2．12;采用分形动力学模型得到的扩散系数同欧氏几何扩散模型的结果不同一样,扩散系数不随浓度的变化而改变;而欧氏几何扩散模型中的扩散系数随浓度变化发生改变,且变化符合Darken关系。     

致密砂岩油藏CO2驱油提高采收率机理

为研究致密砂岩油藏CO_2驱油提高采收率机理,设计室内CO_2溶解性测试实验、黏度测试实验、高压PVT(压力-体积-温度)实验,并结合致密油CO_2驱现场试验数据,分析了CO_2在油水中的溶解与扩散性能和注CO_2后原油性质变化规律。得出以下结论:CO_2在水和油中的传质扩散系数和平衡溶解度都随压力增大呈线性增加。在油水两相共存情况下,CO_2的有效传质扩散系数降低96%。注CO_2后原油黏度大幅度降低,流动性明显增强。随着CO_2注入体积分数增加,原油密度降低,泡点压力增大,CO_2在原油中的溶解度上升,重质组分沉淀量也随之增加。同一体积分数下,随着CO_2注入压力升高,原油黏度降低、密度降低、重质组分沉淀量增加。实验结果可以为致密砂岩油藏CO_2驱油提供指导。     

CO_2驱油中的渗流力学理论最终报告

该报告严格按照计划进度完成了前三年的研究任务。完成调研报告工作进一步明确了研究思路与方法。建立了模拟实际油藏矿物胶结的储层模型(可以模拟天然矿物胶结物);改进了耐腐蚀的高压CO_2驱模拟装置(耐CO_2腐蚀和高压,可模拟岩石所受的径向及轴向压力);改进了高压油水气计量—回压控制系统(实现高压条件下气体分区计量);完成高压条件下CO_2指进模拟装置的设计,拓展其可视化功能(可视化,减小实验用气量,降低了实验操作的难度);建立了CO_2长期驱替实验平台(可真实反映储层中CO_2与岩石/水/原油的缓慢反应)。以吉林油田黑47井为研究对象,完成了储层岩石的物性参数(通过实验得到储层矿物组成、表面元素、地层水组成等)、CO_2在地层水与原油中的溶解度的检测,并分析了其变化规律及特点(得到不同压力、温度下的CO_2溶解性),确定了CO_2驱替过程中储层物性参数变化规律(得到不同驱替压力和温度下岩石孔隙度、渗透率的变化)。综合评价了现有的多相多组分LBM模型,并建立了细观多相多组分LBM模型和边界条件(得到能够真实体现CO_2混相机理并消除非物理虚假速度的微观LBM模型);利用建立的多相多组分LBM模型,研究了单孔内两相流动的渗流问题,研究了微孔中液态CO_2在不同润湿性条件下对渗流的影响(得到不同粘度比、润湿性下的微观渗流特征)。进行了CO_2/H2O/岩心相互作用对岩石的表面结构、化学元素、矿物组成的实验研究,分析了在高温高压下CO_2对储层表面润湿性的影响(得到不同温度压力下,岩石表面元素组成的变化、地层水离子变化、岩石表面化学元素以及亲水性的变化);结合数值模拟,分析CO_2驱过程中反应对储层物性及开发效果的影响(得到考虑沥青质沉淀对储层物性及产能的影响)。完成了部分CO_2窜流的影响因素实验,其中包括渗透率、裂缝、压力等参数对CO_2指进气窜影响的实验(得到不同渗透率、裂缝开度及压力下,CO_2的窜流程度)。     

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。     

硅粉常压直接氮化过程的非催化气固反应模型

以平均粒径2.2μm、纯度99.99%的硅粉为原料,采用纯度99.993%的高纯氮气作为反应气体,在1350和1400℃下进行了氮化时间为10～30 min的氮化实验,得出了不同温度下硅粉转化率随反应时间的变化关系.将硅氮反应看成非催化气固反应,建立了硅颗粒氮化动力学模型.通过对实验数据的拟合,得出两个模型参数:硅氮反应速率常数和氮气在产物层中的扩散系数.假定反应速率常数和扩散系数均满足阿伦尼乌斯公式,求得化学反应激活能和指前因子分别为2.71×104J·mol-1和3.07×10-5m·s-1,扩散激活能和指前因子分别为1.06×105J·mol-1和1.12×10-9m2·s-1.利用本文得出的氮化动力学模型对各温度下不同粒径硅粉的转化曲线进行了预测,预测曲线与文献中的实验数据在趋势上吻合较好.     

硅粉常压直接氮化过程的非催化气固反应模型

以平均粒径2.2μm、纯度99.99%的硅粉为原料,采用纯度99.993%的高纯氮气作为反应气体,在1350和1400℃下进行了氮化时间为10～30 min 的氮化实验,得出了不同温度下硅粉转化率随反应时间的变化关系.将硅氮反应看成非催化气固反应,建立了硅颗粒氮化动力学模型.通过对实验数据的拟合,得出两个模型参数：硅氮反应速率常数和氮气在产物层中的扩散系数.假定反应速率常数和扩散系数均满足阿伦尼乌斯公式,求得化学反应激活能和指前因子分别为2.71×104 J·mol?1和3.07×10?5 m·s?1,扩散激活能和指前因子分别为1.06×105 J·mol?1和1.12×10?9 m2·s?1.利用本文得出的氮化动力学模型对各温度下不同粒径硅粉的转化曲线进行了预测,预测曲线与文献中的实验数据在趋势上吻合较好.     

泡沫复合驱油三维多相多组份数学模型

为开发非均质程度严重的油田,建立了描述碱/表面活性剂/聚合物+泡沫复合驱油过程的数学模型。该模型在研究泡沫复合驱油机理的基础上,能够模拟泡沫复合驱具有的界面张力、毛管驱油、化学剂复合协同效应、流度控制、泡沫效应等主要的驱油机理以及所发生的对流、弥散、扩散、吸附、相态变化、水相化学反应、石油酸与碱反应等一系列物化现象,拟合了实际泡沫复合驱岩心驱油模型驱替过程。拟合结果与岩心驱油实验结果基本吻合。利用该模型可以通过数值模拟方法辅助,进行泡沫复合驱的机理研究、实际应用可行性研究、矿场方案优选和开发效果预测。     

稠油-水两相高温高压垂直管流压降规律

针对深层稠油在井筒举升过程中形成油水两相混合流体造成举升困难的问题,采用高温高压垂直管流装置,实验研究了加入乳化降黏剂前后高温(30～130℃)、高压(0.1～50 MPa)条件下不同持水率稠油水两相流体的垂直管流压降规律,发现压降损失随持水率的增加逐渐增大,在相转换点附近达到最大值,发生相转换后,随持水率增加急剧降低.流速越大,压降损失越大,但当流速增大到一定值时,由于高流速下稠油的剪切变稀特性,压降增加趋于平缓.在高温高压实验数据基础上,依据前人模型,推导并修正得出稠油水两相压降计算模型,实验数据与模型拟合度达0.97以上,绘制了不同黏度稠油在不同油水比下的举升压差关系图版,为进一步精确预测含水稠油的井筒压降规律提供了新的方法.