基于磁悬浮天平的超临界CO2-癸烷溶液密度特性研究

超临界CO2溶解原油的能力主要取决于超临界流体的密度.基于高精度磁悬浮天平实验系统,利用癸烷模拟原油,系统测量了不同温度(313～353K)和压力(12～18MPa)下,不同CO2质量分数(0、8%、20%、43%、67%)CO2-癸烷溶液的密度,并分析了各参数对CO2-癸烷溶液密度的影响.研究发现在CO2质量分数一定的情况下,CO2-癸烷溶液密度随着压力的增加而增加,随温度的升高而降低.CO2溶解质量分数对溶液的性质有显著影响,CO2的注入量对驱油存在一个有效的区间,可以根据井下温度、压力来决定注入量,从而达到最佳的驱油效果.     

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。     

水驱后油藏CO_2驱提高采收率与埋存实验研究

工业和人类生活过程中排放的温室气体CO2已使全球气候变暖,人类生存的地球环境日趋恶化.世界大部分油田采用水驱开发,将CO2注入水驱开发油田不仅能减轻CO2的排放量,而且可以提高水驱后油藏的原油采收率.通过岩心驱替实验,分析了水驱后油藏在不同地层压力条件下CO2的驱油特征,并对不同地层压力下CO2的埋存量进行了计算.实验结果表明,CO2驱可以很好地提高原油采收率,约15%,地层压力越高,采出率越高,同时证明了水驱后油藏是CO2埋存的理想场所.     

CO2驱油中沥青质沉积条件及对驱油效果影响的研究

在模拟榆树林油田地层条件下,通过高压物性及CO2驱油实验,研究了注CO2后沥青质的沉积条件,并对沥青质沉积对CO2驱油效果的影响进行了分析。结果表明:在地层温度(108℃)下,注气压力达到28.4 MPa时可明显出现沥青质沉积。随着温度增加,形成沥青质沉积的压力增加,沥青质沉积的程度增加;随CO2注入压力的增加,沥青质沉积量增加,原油中的沥青质含量降低,胶质、芳烃、饱和烃含量增加;达到28 MPa后沥青质沉积量逐渐减少,采出油中沥青质含量增加。沥青质沉积使采收率降低12.29%以上,在(25—28)MPa时采收率降低幅度最大。     

注二氧化碳提高石油采收率技术浅析

CO2排放引发的环境问题引起国际社会高度关注,国际大石油公司正在考虑实施环境友好的技术政策以刺激经济。应用CO2提高采收率是实现枯竭油气藏CO2埋存的有效途径,CO2驱油包括混相驱、非混相驱,注入CO2可提高采收率8%-15%。CO2驱油实现提高采收率与埋存的有机结合,改善开发效果,必将为全球油气资源的高水平、高效益开发和可持续发展做出积极贡献。     

水驱油藏转注CO_2驱油参数优化与效果评价

以大港油田某断块为研究对象,基于正交试验设计原理,以提高采收率程度和换油率为评价指标,运用数值模拟方法,开展水驱油藏转注CO2驱油注采参数优化与效果评价研究.研究结果表明:转注CO2驱油能够有效提高水驱油藏采收率,最优注气段塞大小为0.05 PV,气水体积比为1∶2,注气速度为40 000 m3/d,注采比为1∶0.9;适当提高注采比有利于保持地层压力,增加原油与CO2混相程度,提高气体波及系数,有效改善CO2驱油效果;气水交替驱能够获得良好的CO2埋存效果,注入的CO2大约有50%被封存在油藏中.     

CO2在饱和稠油岩心中的扩散及仿真模拟

探讨CO_2在稠油油藏中的扩散传质规律及影响因素。通过分析CO_2在饱和稠油岩心中的扩散过程,建立了物理模型及数学模型;并将其与CO_2状态方程进行耦合,建立了求解扩散系数的压降模型,利用该模型拟合实验数据,求得扩散系数;利用该结果及实验条件,进行扩散过程的仿真模拟。结果表明,CO_2在饱和稠油岩心中扩散系数的数量级为10~(-10),契合已有研究结果;此外,孔隙直径、稠油与CO_2的接触面积等因素影响CO_2在饱和稠油岩心中的扩散特征。利用压降模型拟合实验数据的方法可有效求取CO_2在饱和稠油岩心中的扩散系数,且仿真模拟可实现扩散过程的可视化及因素分析。     

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。     

CO2驱替沥青质原油长岩芯实验及数值模拟

针对CO2驱油过程中出现的沥青质固相沉积现象,综合考虑注气过程中沥青质在多孔介质中的沉积、吸附及堵塞效应,建立了CO2驱替含沥青质原油多相多组分渗流模型。以长岩芯实验为基础,拟合实验数据表明使用本文建立的模型计算的采收率与实验值更接近。同时对CO2气驱过程中沥青质沉积规律进行了探讨,模拟研究表明,注入CO2过程中,沥青质沉积首先发生在注入端;沥青质吸附也首先发生在注入端,但随着注入气量的增加,存在解吸附过程;沥青质沉积前缘与注气前缘一致,说明注入CO2是导致原油中的沥青质沉积的主要原因。     

高温高压CO2/原油界面张力及对驱油效率影响

在油藏温度下,采用ADSA(axisymmetric drop shape analysis)技术测定了不同压力下CO_2/原油动态界面张力和平衡界面张力。界面张力实验发现:原油与超临界CO_2接触的初始阶段存在强烈的扩散作用,原油中的轻质组分被超临界CO_2溶解抽提,并且随着压力的增加,这种溶解抽提作用增强;实验压力范围内,动态界面张力经过25~50 s左右可以达到一稳定值,当P≤19.998 MPa时,动态界面张力曲线波动较大,而当P≥19.998 MPa时,动态界面张力曲线基本保持不变。驱替实验结果表明:CO_2原油体系的平衡界面张力与气驱采收率之间存在关联关系:(1)随着压力升高,体系的平衡界面张力降低,气体突破时的驱油效率和气驱最终驱油效率升高;(2)压力增加到一定值后,体系平衡界面张力降低幅度减小,两种驱油效率增加的幅度也减小;(3)随着压力升高,气驱最终驱油效率与气体突破时的驱油效率之差增大。     

缝洞型油藏氮气扩散系数测定及影响因素

针对塔河缝洞型油藏注氮气提高采收率深层次机理认识有待提高的问题，开展了该类型油藏条件下注氮气扩散系数影响因素的研究，采用压力衰竭法测定了氮气在油相和填充介质中的扩散系数，分析了原油黏度、气体组成、填充类型及流体饱和度对氮气扩散系数的影响。结果表明，氮气在稠油中的溶解度、扩散系数均低于稀油，但压力敏感性高于稀油；氮气中混合二氧化碳促进注入气在原油中的扩散。氮气在垮塌、砂泥和致密等3种常规缝洞油藏填充介质的扩散结果显示，填充介质的致密程度增加，氮气向填充介质内部扩散越困难，且致密介质中氮气的扩散系数达到固体扩散系数的级别（×10^-11 m²/s）；含水饱和度的增加减缓了氮气在填充介质中的扩散。首次测量了氮气在缝洞型油藏高温高压条件（温度>100℃，压力>20 MPa）下原油及填充介质中的扩散系数，并分析了相关影响因素，深化了缝洞型油藏注气提高采收率机理认识，为现场注气应用提供相应的理论指导。     

低渗透油藏CO2驱与N2驱室内实验对比研究

为了对比研究CO2驱与N2驱在低渗透油藏的驱油效果,在室内进行了多组长岩心驱替实验。研究结果表明:渗透率相同条件下,CO2驱油效果好于N2。随着渗透率的增加,CO2驱与N2驱的驱油效率增加,但差值越来越小;定速度注入CO2和N2时,注入压力都呈现出先升高后降低,最后趋于平稳的变化趋势;且CO2驱注入压力变化幅度大于N2驱;水驱后转CO2驱或N2驱都能明显降低注入压力,且N2驱降压能力要强于CO2驱;CO2气水交替驱采出程度明显高于连续CO2驱;N2气水交替驱采出程度与连续N2驱相差不大。     

稠油注CO_2的方式及其驱油效果的室内实验

针对地层条件下粘度为 10 0mPa·s的稠油 ,采用室内实验方法研究了稠油注CO2 的注入方式 ,包括CO2吞吐、CO2 吞吐转CO2 驱转水驱、CO2 吞吐转水驱、CO2 驱、水驱CO2 段塞、CO2 水交替注入等 ,并对各种注入方式的驱油效率进行了比较。结果表明 ,在实验条件下 ,CO2 水交替注入和CO2 吞吐转水驱的方式驱油效率最高 ,稠油CO2 吞吐然后转为水驱的方式是可行的。该研究可为现场选择合理的注入方式提供技术参数。     

超临界CO2射流在石油工程中应用研究与前景展望

阐述超临界CO2流体物理特性,分析超临界CO2射流在喷射钻井、喷射压裂、驱油提采、冲砂解堵和油套管除垢等作业中的原理和技术优势,探讨超临界CO2开发非常规油气藏的可行性,展望超临界CO2射流在石油工程中的应用前景。     

CO-超临界水条件下硅灰石矿化隔离CO2实验

对CO-超临界水制氢条件下硅灰石直接矿物碳酸化隔离制氢过程中产生的CO2进行了实验研究,考察了温度、压力及硅灰石的加入等对反应的影响.结果表明:硅灰石可以在CO-超临界水条件下对反应过程中生成的CO2进行矿物碳酸化固定.温度和CO初压的增加,可以促进H2产率的提高,同时也可以增加硅灰石的矿化效率;硅灰石的加入,对CO与超临界水反应也有一定的促进作用.在4MPa CO初压,420℃和10g硅灰石样品的条件下,产物气体中H2体积分数最高,为12.2%;在6MPa CO初压,400℃和10g硅灰石样品的条件下得到29.9%的矿石最高矿化效率.     

油藏CO_2驱及封存过程中地化反应特征及埋存效率

油藏CO_2驱过程中,CO_2与地层水和岩石矿物发生化学反应,影响地层物性和CO_2的埋存形式。基于吉林油田某高温油藏的地层及流体性质,建立考虑地层水蒸发、水中CO_2溶解扩散、CO_2-地层水-岩石地化反应和孔渗关系的CO_2驱及埋存综合模拟模型,分析不同阶段的地化反应特征和CO_2埋存形式,研究CO_2注入方式对提高采收率和埋存效率的影响。结果表明:在CO_2驱油阶段,地化反应对储层孔隙度和渗透率产生一定影响,但对采收率的影响较小,CO_2主要以构造形式埋存于油藏内;在后续埋存阶段,气态CO_2通过地化反应不断转化为矿物形式,造成地层压力下降;水气交替注入方式可提高原油最终采收率和CO_2一次埋存效率,应为首选注入方式;对于其CO_2埋存量的不足,可在CO_2驱后注入一定的CO_2进行补充,同时起到维持地层压力的作用。     

基于孔隙尺度的低渗透油藏CO_2驱替特征研究

基于多孔介质油气两相渗流理论,采用截断威布尔分布作为孔喉特征分布函数,模拟储层岩心的气驱油过程,建立了能够反映多孔介质孔隙尺度的油气两相三维孔隙网络模型,推导了不同CO2驱替相态下界面张力及接触角计算公式。利用建立的孔隙网络模型,研究了相态变化对驱替效率的影响,从微观角度分析了不同CO2驱替相态下的驱替特征和驱油效果。结果表明:对于孔隙度以及颗粒分布状况相同的储层结构,在注入条件相同的情况下,与非混相驱替相比,实现CO2混相驱可以将原油的驱替效率提高约15%。     

超临界CO2静动态结合萃取姜黄油的工艺

以姜黄为原料,研究超临界CO2流体梯度升压与静动态结合萃取姜黄油的工艺研究,并利用均匀试验与正交试验进行优化. 实验得出超临界流体萃取姜黄油的优化工艺为:原料含水率5.5%～6.0%之间,先在压力10MPa、温度30℃的状态下静态预置15min,后在压力30MPa,温度45℃,CO2流量40L/h的条件下动态循环萃取120min. 结果表明,姜黄油的萃取率可达8.95%,比水蒸气蒸馏法提高了4倍,且香气纯正,证明超临界CO2流体静动态结合萃取姜黄油的工艺切实可行.     

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。