CO_2驱替方式对特低渗砂岩储层物理性质变化的影响

特低渗砂岩储层在注CO_2过程中岩石物理性质会发生明显变化,且不同CO_2驱替方式对储层物理性质的影响存在差异。在地层条件下(温度78℃、压力18 MPa)对物理性质相近高含水的储层岩心进行CO_2-地层水交替驱替(CO_2-WAG)和CO_2驱替实验,对比驱替前后岩心物理性质变化的异同。结果表明:CO_2驱替后的岩心渗透率降低幅度小于CO_2-WAG驱替后的岩心,孔隙度都无明显变化;驱替后岩心的部分大孔隙中发现高岭石、碎屑颗粒及盐结晶堆积和附着;CO_2-WAG驱替后岩心中大孔隙比例下降,中等孔隙比例增加,孔隙半径分布向中间集中,CO_2驱替后岩心孔隙半径分布变化范围和幅度均小于前者;驱替后岩石物理性质变化存在差异的主要原因为岩石-CO_2-地层水相互作用的程度不同、参与流动孔隙的半径范围不同和颗粒运移动力不同。     

CO_2-地层水-岩石相互作用对特低渗透砂岩孔喉伤害程度定量评价

为明确CO_2驱过程中CO_2-地层水-岩石的相互作用对特低渗透砂岩不同尺度孔喉的伤害情况,利用核磁共振技术定量计算驱替后砂岩岩心的孔喉堵塞程度。研究结果表明,实验后产出液的pH值低于实验前的地层水,且离子浓度的变化反映长石和碳酸盐矿物发生了溶解;在驱替时间为60 h,T2值在0.1~10.0 ms内的较小孔喉有11.21%~13.25%被堵塞;反应时间为120 h,较小孔喉平均堵塞程度达到25.25%;而T2值在10.0~1 000.0 ms内的较大孔喉始终未发生明显堵塞。CO_2与矿物的溶解反应对岩心渗透率的伤害明显高于对孔隙度的伤害,且伤害程度与反应时间呈正相关,与CO_2注入压力无明显相关性。     

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。     

鄂北致密气藏注CO2驱替提高采收率实验研究

在低渗透致密气藏注提高气藏采收率是目前世界研究的热点。为了揭示气藏中CO_2埋存与提高气藏采收率之间的关系和影响因素,开展了高温高压条件下CO_2驱替CH_4的长岩心实验。通过85℃下长岩心驱替实验研究了注入时机、注入速度、储层渗透率和地层倾角存在对CH_4采收率、CO_2突破时间及埋存的影响.实验结果表明:对气藏而言应早期采用衰竭开发到废弃压力再注气为最佳开发方式。CO_2驱替CH_4过程采收率在80.37%～94.83%,CO_2突破时间在0.6～0.7倍烃类孔隙体积(HCPV),CO_2突破时CH_4采收率在69.37%～91.87%。驱替速度越小,CO_2突破越快,最终CH_4采收率越小;高注低采45°比高注低采5°CO_2突破要早0.1倍孔隙体积(PV)左右,采收率低约1.02%;渗透率越低时,注入相同烃类孔隙体积的CO_2时CO_2的驱气效率更低,最终CH_4采收率越低。研究结果说明,气藏中注CO_2可提高气藏采收率及实施CO_2埋存,CO_2超临界性质、重力作用、低速下扩散以及CO_2在地层水中溶解不容忽视。     

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)。     

CO_2驱过程中碳酸盐溶蚀和地层水结垢趋势实验研究

为研究长庆油田某长6储层CO_2驱过程中高压CO_2注入造成的碳酸盐溶解以及降压后碳酸盐的析出规律,用自行构建的实验装置研究高CO_2注入压力下相同矿化度模拟地层水中Ca~(2+)质量浓度对模拟地层水溶解CaCO_3能力的影响,压力下降方式以及泄压后CO_2饱和度降低对CaCO_3析出量的影响。结果表明,在矿化度为100 000 mg/L的模拟地层水中,随着模拟地层水中Ca~(2+)含量的增加,其溶解CaCO_3能力下降;快速泄压会使CaCO_3快速析出,泄压后CaCO_3析出量也会增加。因此,CO_2驱过程中需关注地层水矿化度与Ca~(2+)含量,为防止采出水在地面管网或后续工艺设备中结垢,建议CO_2驱后的采出水在地面构筑物内集中快速泄压然后再集输至污水处理站。     

CO2-水-方解石相互作用后岩石表观形貌及渗透率变化特征

将CO_2注入地下油藏用于驱替原油是减少温室气体的排放及提高原油采收率的一种有效方法。CO_2注入地层后会与地层流体和岩石发生反应,其中岩石组成中的碳酸盐矿物极易与CO_2和水发生反应导致储层岩石物性发生改变。论文以方解石为代表样品,采用X射线衍射仪(XRD),电诱导双等离子体原子排放光谱测定仪(ICP-AES),扫描电镜(SEM)及在5 MPa压力下填砂模型的试验方法进行评价,分别考察了方解石的矿物学性质、CO_2-水-方解石反应前后方解石的表面物性、反应前后溶液的离子浓度变化及方解石填砂模型与CO_2、水反应后渗透率的变化。实验结果表明,与CO_2和水反应后,方解石出现溶蚀现象;反应压力增加,方解石溶蚀现象增加,反应后溶液中Ca~(2+)、HCO_3~-浓度增加;反应温度增加,方解石溶蚀现象增加,反应后溶液中Ca~(2+)、HCO_3~-浓度先增加,后降低;与CO_2和水反应后的方解石/石英砂填砂模型水测渗透率增加。     

相对渗透率调节剂提高采收率优化控制条件研究

相对渗透率调节剂(relative permeability modifier,RPM)可以选择性降低油水相渗透率以提高注入水的波及系数;并改变岩石表面的润湿性,提高采收率。研究了一种阳离子聚合物型的相对渗透率调节剂,测定了RPM对表面润湿性以及油水相渗透率的影响。通过岩心驱油试验考察了不同油藏渗透率、地层润湿性、原油黏度、RPM注入时机、注入水注入速度等条件下RPM驱的驱油效果。实验结果表明,RPM可以将油湿的石英表面润湿性改变为弱水湿,且对水相渗透率降低程度更大;RPM驱适合渗透率大于50×10-3μm2地层;RPM在油湿岩心中具有更高的采收率增值;原油黏度在20 mPa·s时,采收率增值幅度最大;在相似的渗透率条件下,注入速度增大时,水驱采收率与最终采收率均增大;较早注入RPM有更好的最终采收率效果。     

增强型地热系统(EGS)土酸化学刺激剂对热储层的改造

以我国潜在EGS工程靶区热储层-松辽盆地营城组凝灰岩为目标层,通过化学刺激剂岩心流动仪模拟高温环境下土酸注入热储层过程中的化学刺激剂-热储层相互作用。通过TOUGHREACT软件建立反应性溶质运移模型,模拟上述实验的化学反应过程。研究结果表明:加入颗粒稳定剂的低浓度土酸对热储层具有良好的化学刺激效果,岩心裂隙渗透率增加6.7倍。岩体渗透率的增加主要源自于钠长石、钾长石的溶解,石英的溶蚀作用不明显,矿物表面出现次生矿物,即无定型二氧化硅的沉淀。     

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。     

砂砾岩致密油藏超临界二氧化碳吞吐适应性分析

为研究砂砾岩致密油藏超临界CO_2吞吐效果,基于M油田砂砾岩致密油藏岩储层条件室内模拟超临界CO_2吞吐饱和油岩心、含束缚水饱和油岩心。通过吞吐前后岩心中采出油量、采出油组分变化、吞吐前后油相渗透率变化得出:束缚水存在增加了超临界CO_2吞吐采出流体量但降低了原油的采收率,同时减弱了CO_2对原油的萃取能力,使得采出油组分变轻,CO_2萃取原油组分区间为C_(12)～C_(21);CO_2与地层水作用产生沉淀现象是导致吞吐后岩心油相渗透率下降的主要原因,CO_2与水作用强度大于与原油作用强度。     

基于B-L方程的低渗透油藏CO_2水气交替注入能力

注入能力的降低是制约低渗透油藏CO_2水气交替(WAG)驱提高采收率的关键因素。采用特征线法,考虑CO_2在原油、注入水中的溶解及CO_2对原油的抽提作用,引入渗流阻滞系数,对气驱油及水驱气过程中的Buckley-Leverett(B-L)方程进行修正,确定气驱油、水驱气前缘及尾部移动速度,结合多重复合油藏渗流理论,建立可表征CO_2水气交替驱注入能力变化的数学模型,并应用Laplace变换及Stehfest数值反演,求得井底压力解。通过与不同地层渗透率下的数值模拟结果进行对比,验证模型的准确性。结果表明,相比于偏油湿地层,偏水湿地层水的注入能力较低;CO_2与原油间界面张力越小,注水能力越大;当地层渗透率低于5×10~(-3)μm~2时,水的注入能力急剧减小。     

深部咸水层CO2地质封存对地层压力环境的影响

针对深部咸水层CO_2地质封存过程中流体的运移和压力的传递现象,利用美国Frio地区的CO_2咸水层封存试验实测数据,建立二维多岩相结构模型,模拟分析CO_2地质封存中CO_2注入阶段岩石孔渗性能的变化特征、岩层压力增加的变化特征以及CO_2羽流的演化规律。结果表明,超临界CO_2在驱替咸水溶液的过程中形成类似漏斗状的扩散晕,蒸发作用产生的盐沉淀主要位于井附近的单气相区,随着盐沉淀的增加,井周围的渗透率降低、压力积聚;盖层渗透性提高避免了储层内部出现过大压力,但却增加了泄漏的可能性。     

高含盐油藏水驱储层参数变化机理及规律研究

通过岩心驱替以及砂岩微观孔隙模型驱替实验,研究了高含盐油藏水驱储层参数变化机理和规律。运用先进的支持向量机方法对驱替实验结果进行处理,完成了储层渗透率变化规律的定量描述。研究结果表明,高含盐油藏储层参数变化呈多元非线性函数关系,变化规律复杂;渗透率变化存在临界值,大于临界值时,渗透率随着驱替速度、驱替量和含盐量的增加而增大,小于临界值时,渗透率随着驱替速度、驱替量和含盐量的增加而减小;注入水性质会对参数变化过程有影响,而对最终变化结果无影响;盐的溶解是储层参数变化的根本原因,岩石颗粒的脱落和运移是储层参数变化的直接原因。     

砂岩储层中CO2-地层水-岩石的相互作用

利用高温高压反应釜模拟不同温度条件下CO2-地层水-砂岩间的相互作用,并观察反应前后样品形貌、分析质量和比表面积的变化,讨论反应液pH和各离子浓度的变化原因,进一步阐明CO2-地层水-砂岩相互作用过程中矿物的溶解和沉淀机制.研究结果表明,超临界CO2注入后,随着温度的升高,砂岩中可溶矿物(长石类)的溶蚀作用加剧;样品表面和孔隙中均有新物质生成,主要矿物为石英、高岭石、绿泥石和一些未知的含“C”硅铝酸盐.     

高含盐油藏水驱储层参数变化机理及规律研究

通过岩心驱替以及砂岩微观孔隙模型驱替实验,研究了高含盐油藏水驱储层参数变化机理和规律.运用先进的支持向量机方法对驱替实验结果进行处理,完成了储层渗透率变化规律的定量描述.研究结果表明,高含盐油藏储层参数变化呈多元非线性函数关系,变化规律复杂;渗透率变化存在临界值,大于临界值时,渗透率随着驱替速度、驱替量和含盐量的增加而增大,小于临界值时,渗透率随着驱替速度、驱替量和含盐量的增加而减小;注入水性质会对参数变化过程有影响,而对最终变化结果无影响;盐的溶解是储层参数变化的根本原因,岩石颗粒的脱落和运移是储层参数变化的直接原因.     

利用超临界CO_2解除地层石蜡堵塞实验研究

采用室内模拟实验装置研究超临界CO_2解除地层石蜡堵塞的可行性,并分析超临界CO_2解堵石蜡的作用机制及驱替参数对解堵效果的影响规律。结果表明:超临界态CO_2对石蜡具有溶胀和冲刷双重作用,其解堵效果远好于气态和液态CO_2;随着驱替时间延长,解堵效果逐渐变好,超过一定时间后,岩心渗透率不再增加;解堵效果随着温度和驱替速度的增大而变好;随着压力的升高,解堵效果先增强后减弱,存在一个最佳解堵压力。     

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。     

微裂缝超低渗储层的应力敏感实验研究

为了评价应力敏感对微裂缝超低渗透储层渗流的影响,采用微波炉加热方法,制备热应力微裂缝超低渗岩心(钻井取心很难取到微裂缝岩心),近似模拟实际成岩、沉积过程中形成的微裂缝;通过微裂缝岩心的应力敏感性室内实验,进行应力敏感性评价。结果表明:制造的微裂缝能够近似地模拟地层在成岩、沉积过程中形成的微裂缝;微裂缝岩心的渗透率应力敏感滞后程度不明显,应力卸载后渗透率恢复程度高,不存在强应力敏感;对岩石进行应力敏感性评价时,应以地层压力条件下的渗透率为初值,否则会夸大岩石的应力敏感性;在微裂缝低渗透岩心中,随着微裂缝所占导流能力的增加,微裂缝岩心的渗透率滞后恢复程度越高;应力敏感性对微裂缝超低渗储层的产能影响很小。     

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。