志丹油区长7页岩油储层CO2吞吐室内实验

为了评价页岩油储层CO₂吞吐驱油效果及不同尺度孔喉下原油可动性,选取延长油田志丹油区长7储层天然岩心,基于高温高压长岩心CO₂吞吐实验和短岩心剩余油在线核磁共振实验,在评价驱油效果的基础上,分析不同测压点CO₂混相状态及驱替规律,对比纳米、微米级孔喉尺度下混相吞吐与非混相吞吐效果,评价页岩油储层不同尺度空间原油可动性。研究表明：CO₂非混相吞吐波及效果较差,岩心内部压力增加不明显,压力波及范围小;CO₂混相吞吐波及范围广,压力梯度大,单位时间产油量高,驱油效果明显好于CO₂非混相吞吐,在注入相同孔隙体积倍数条件下,采收率较CO₂非混相吞吐提高8.24个百分点;CO₂混相吞吐前2周期生产压差大,混相吞吐区间距离长,混相驱特征明显;在整个岩样孔喉中,微米级孔隙占比低,纳米级、亚微米级孔隙是原油主要贡献者。该研究成果可为页岩储层补充地层能量、提高采收率提供重要参考。     

页岩油注CO2动用机理

CO₂由于良好的注入性及与原油的混相能力,可能是页岩油藏提高采收率最有效的方法。与常规油藏不同,页岩储层裂缝及微纳米孔隙发育,CO₂能否进入页岩微纳米孔隙并动用孔隙中的原油是利用CO₂提高页岩油采收率的关键。因此,设计开展了页岩油注CO₂实验,基于核磁共振方法研究了页岩微纳米孔隙中原油动用特征及动用机理,并研究了接触时间及接触次数对采出程度的影响。核磁共振T2谱及核磁成像结果表明注CO₂可以有效动用页岩微纳孔隙中的原油,一次接触实验采收率为32.63%。随着CO₂与原油接触时间增加,在初始阶段采油速度高,然后采油速度逐渐变缓。CO₂溶解扩散作用是动用页岩微纳孔隙原油的主控机理。研究成果证实注CO₂可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供参考。     

盐间页岩油CO2-纯水吞吐开发机理实验及开采特征

潜江凹陷页岩油储层储量丰富,其孔隙中富含多种可溶性矿物,采用CO₂-纯水吞吐进行开发,不仅能利用CO₂的超临界特性驱油,而且有利于提高CO₂在目的储层中的埋存,有效减少CO₂排放。但CO₂-纯水体系能否进入页岩微纳米孔隙,并有效动用孔隙中的原油是该方法能否实施的关键。通过设计CO₂、CO₂-纯水和CO₂-地层水的吞吐实验,基于核磁共振方法,明确了注CO₂、注CO₂-纯水和注CO₂-地层水组合的吞吐特征,总结了不同孔隙的原油动用规律和作用机理。实验结果表明:注CO₂-纯水体系比纯CO₂吞吐效率高8.62个百分点,比CO₂-地层水组合高12.66个百分点,CO₂-纯水组合形成的酸性流体会溶蚀孔隙表面的可溶性矿物,改善孔隙连通性,提高储层渗流能力,并且能有效提高小于0.01 μm、0.01~0.10 μm孔隙中的原油动用程度。多周期吞吐后,产出液中的离子物质的量浓度明显下降,表明后续注入纯水并未扩大波及体积,只是提高原油动用效率。该研究证实注CO₂-纯水体系可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供新思路。     

古龙页岩油高温高压注CO2驱动用效果

为了明确古龙页岩油高温高压注CO₂驱动用效果，首先根据页岩压汞和氮气吸附实验结果，给出页岩T2值与孔喉半径转换系数，根据饱和页岩的T₂谱特征，将页岩孔隙分为小孔、中大孔和页理缝；然后通过计算页岩油采出程度，考察吞吐周期、闷井时间、裂缝对吞吐驱油效果的影响，并且分析吞吐后岩心孔隙结构的改变程度；最后对比页岩油CO₂吞吐和CO₂驱替的驱油效果，并给出最优的驱油方式。结果表明：吞吐动用幅度最大的是中大孔和页理缝中的页岩油，小孔中的页岩油采出程度最低，增加闷井时间，页岩油采出程度仅提高0.81百分点，压裂可以使小孔中的页岩油采出程度提高11.33百分点，使小孔中的页岩油得到有效动用；吞吐比驱替可以使页岩油采出程度提高30.98百分点，并且可以动用干岩样中的页岩油，效果优于驱替；驱吞结合驱油方式比只进行吞吐可以使页岩油采出程度提高12.88百分点以上，并且可以大幅度提高小孔中页岩油的采出程度；吞吐后岩心孔隙结构发生明显变化，页岩砂砾含量不同是导致页岩吞吐前后孔隙结构变化差异大的重要原因。研究成果可为古龙页岩油...     

致密油藏不同微观孔隙结构储层CO2驱动用特征及影响因素

致密砂岩储层微观孔隙结构对CO₂驱油特征有重大影响。基于铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和核磁共振测试等实验结果,建立了姬塬油田长8油层组微观孔隙结构分类标准,并选取每种类型储层有代表性的岩心样品开展不同驱替压力下的CO₂驱油实验,辅以核磁共振T₂谱,对3种类型孔隙结构储层在不同驱替压力下大、小孔隙中的原油动用特征进行了研究,详细分析了储层物性、孔隙结构和黏土矿物对CO₂驱油效率的影响。结果表明：研究区长8油层组的孔隙结构可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,3种类型孔隙结构对应的储集空间和渗流能力依次下降。Ⅱ类储层CO₂混相驱油效率最大,Ⅲ类储层CO₂非混相驱油效率最大;不同孔径孔喉中原油的动用特征随驱替压力和储层孔隙结构类型的不同而存在较大差异。CO₂非混相驱油效率与岩石渗透率、孔喉半径、分选系数和黏土矿物含量存在较好的相关性,而CO₂混相驱油效率的高低与孔隙结构参数和黏土矿物含量有关。Ⅱ类储层作为未来主要挖潜层位更适合开展注CO₂驱。     

二甲醚辅助CO2驱提高页岩油采收率可行性实验——以四川盆地长宁地区奥陶系五峰组为例

为实现CO₂驱替过程中CO₂性能最大化，进一步提高CO₂驱替页岩油的采收率。提出了采用二甲醚(DME)辅助CO₂驱油方法，基于核磁共振(NMR)技术，通过开展助溶剂辅助CO₂驱替岩心实验，对比了丙烷、正己烷和DME辅助CO₂的驱油效果，明确了DME作用下CO₂对不同孔径孔隙原油的动用特征。结果表明：相比纯CO₂，摩尔分数为20%的DME-CO₂混合溶剂能够将CO₂-原油的界面张力降低45百分点，混相压力降低33百分点，原油黏度降低80百分点，可动用孔隙孔径下限由7.7 nm降至3.2 nm，页岩油采收率提高35.9百分点；并可显著提高CO₂动用小孔隙(0.9 nm2混合溶剂中DME最...     

裂缝性致密油藏二氧化碳吞吐基质-裂缝间流体渗流特征研究

为深入探究裂缝性致密油藏CO₂吞吐过程中基质-裂缝间流体渗流机理,采用自主设计的高压无磁岩心夹持器开展脉冲式注CO₂吞吐岩心实验。基于核磁共振T₂谱测试原理,对CO₂吞吐过程中的岩心进行在线扫描,研究CO₂吞吐过程中基质内孔隙中原油的微观动用特征和基质-裂缝间流体的渗流特征。结果表明:CO₂进入裂缝后,沿着裂缝驱替原油,而基质中原油无法动用。闷井初期,基质大孔隙(20.5 ms＜T₂≤716.0 ms)中饱和CO₂后的原油在膨胀作用下进入裂缝;闷井后期,CO₂抽提引起的原油浓度差异扩散和不同孔径孔隙毛管力逐渐成为主导动力,延长闷井时间能够有效提高基质中原油动用程度。原油采收率主要贡献来源于大孔隙,而小孔隙的动用程度较差,随着脉冲注气周期的增加,周期基质采出程度不断降低;矿场实施过程中应减少CO₂的吞吐周期,延长闷井时间,并将衰竭压力下限设定在饱和压力附近,以提高CO₂吞吐过程的总采收率。研究成果为裂缝性致密油藏提高采收率提供了参考和借鉴。     

致密砂岩油藏CO2吞吐沥青质沉积对储层的伤害特征

针对注CO₂提高原油采收率过程中易产生沥青质沉积的现象,以致密砂岩天然岩心和储层原油为研究对象,利用CO₂吞吐以及核磁共振等实验手段,开展了致密砂岩油藏CO₂吞吐过程中沥青质沉积对储层的伤害特征研究。实验结果表明：原油的沥青质含量越高,CO₂吞吐过程中沥青质的沉积率越大;随着实验压力的升高,沥青质沉积率先增大后减小,当压力为25 MPa时,沥青质沉积率最大;CO₂吞吐过程中沥青质沉积对储层渗透率的伤害程度较大,而对孔隙度的伤害程度则相对较小;沥青质主要沉积在大孔隙中,且油样中沥青质的含量越高,对岩心大孔隙的堵塞程度就越大;沥青质沉积可以使岩心进口端面的润湿性由亲水性向亲油性转变;沥青质沉积会影响CO₂吞吐实验的采收率,沥青质含量越高,采收率越小。在致密砂岩油藏注CO₂吞吐过程中,应采取相应的抑制沥青质沉积措施,以提高CO₂吞吐措施的效果。     

页岩油储层裂缝对CO2吞吐效果的影响及孔隙动用特征

为了分析页岩水力压裂后产生的裂缝对CO₂吞吐效果的影响,采用低场核磁共振测试技术,开展了不同渗透率级别页岩CO₂吞吐试验,研究了裂缝对不同渗透率储层CO₂吞吐效果的影响。研究发现,裂缝显著提高了CO₂吞吐初期的采油速度和采收率;但随着渗透率升高和吞吐次数增多,裂缝对采收率的影响程度逐渐降低;渗透率对裂缝岩心的吞吐效果影响明显小于无裂缝岩心,表明裂缝能够降低渗透率对CO₂吞吐采收率的影响;随着吞吐次数增多,裂缝提高大孔隙原油采出程度的幅度减小,而提高小孔隙原油采出程度的幅度增大,但大孔隙仍是原油的主要产出部位。研究结果表明,大孔隙原油的产出主要靠体积膨胀和溶解气驱,速度快且产量大;而小孔隙中原油的产出主要靠抽提和传质方式,过程缓慢且产量小。研究结果为评价裂缝性油藏的产油特征、改善生产动态提供了理论依据。      

超临界CO2/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验研究

针对页岩储层压裂后一次衰竭开发原油采收率低的问题,基于页岩储层的低孔、超低渗透特征,提出了超临界CO2/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验方法。通过自主设计的室内岩心实验评价超临界CO2/H2O混合流体吞吐页岩油的效果,并对实验过程中注入介质、焖井时间、注入压力、吞吐轮次对提高采收率的影响规律进行研究,同时通过核磁共振技术明确超临界CO2/H2O混合流体对不同孔隙类型中原油的动用程度。结果表明：超临界CO2/H2O混合流体吞吐可以有效提高页岩油采收率;对于物性较差的页岩岩心,焖井时间对提高采收率有较大影响;注入压力与超临界CO2/H2O混合流体的扩散速度和渗流能力密切相关,混相条件下提高采收率效果显著;增加吞吐轮次大孔隙中的原油动用效果较好,但无法通过增加吞吐轮次动用更多微小孔隙中的原油。     

页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素

将CO₂注入页岩,不但能提高页岩油采收率,还能达到埋存CO₂的目的,但CO₂吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO₂非混相吞吐与埋存特征,通过开展页岩岩心CO₂吞吐、吸附实验,定量评价了CO₂注入压力、CO₂相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO₂吞吐效果以及颗粒直径、CO₂注入压力、储层温度对CO₂埋存效果的影响程度。研究表明：增大注入压力不但有利于CO₂吞吐,还能增大吸附量;增加注入压力会诱导天然微裂缝的扩展、延伸,有利于扩大CO₂波及面积,减小原油渗流阻力;当储层温度小于50℃时,温度升高有利于提高吞吐采收率,但会降低CO₂吸附量;当温度大于等于50℃时,温度升高不利于CO₂吞吐和埋存;在超临界条件(7.4 MPa、31℃)下CO₂     

渝西地区海相页岩储层孔隙有效性评价

基于页岩储层中毛细管束缚水、黏土束缚水、黏土结合水和干酪根核磁共振响应特征,开展了页岩储层孔隙有效性评价研究。选取渝西地区Z202井、Z201井3 500 m以深页岩样品开展渐变离心与渐变干燥处理后的核磁共振实验,确定了页岩储层中毛细管束缚水、黏土束缚水和基底信号的T₂截止值（T_2cutoff）,分别为0.98~1.08 ms,0.25~0.55 ms,0.12~0.20 ms。3个不同的T_2cutoff逐渐减小,对应的可动水饱和度、毛细管束缚水饱和度和黏土束缚水饱和度分别在29.72%~48.12%、10.25%~20.19%和12.97%~15.68%;200℃干燥后的岩心核磁共振T₁-T₂图谱揭示页岩中存在不连通孔隙;通过定量划分页岩储层孔隙系统,确定了有效孔隙下限的核磁共振T_2cutoff（平均值为0.4 ms）,对应的孔径下限为4.25 nm。据此,建立了识别页岩储层孔隙流体类型、划分页岩储层孔隙系统、评价页岩储层孔隙有效性、确定储层有效孔径下限等系列页岩储层的有效性评价技术和方法。     

储层矿物类型对致密油藏CO2驱替效果的影响

为明确致密砂岩储层中石英、伊利石和绿泥石对CO₂驱油效率及孔隙动用特征的影响,分别选取以石英、伊利石、绿泥石为主要矿物类型的3种岩心,开展核磁共振扫描分析下的CO₂驱替实验,定量评价每种类型岩心在不同CO₂注入压力下小孔隙、大孔隙的原油采出程度,并分析了产出水中离子质量浓度变化。结果表明：目标储层以石英型和黏土矿物型为主,其中黏土矿物以伊利石和绿泥石为主;石英型岩心的CO₂驱替过程中,当CO₂注入压力小于等于最小混相压力时,大孔隙的原油动用程度大于小孔隙,当CO₂注入压力大于最小混相压力时,小孔隙的原油动用程度增加,而大孔隙的原油动用程度下降;伊利石型岩心大、小孔隙的原油采出程度最大,驱油效果最好,绿泥石型岩心大孔隙的原油采出程度很高,小孔隙的原油采出程度非常低,整体驱油效果最差;随着CO₂注入压力的增加,石英型岩心产出水中金属离子质量浓度大幅增加,伊利石型、绿泥石型岩心溶蚀后的钙、镁等离子产生沉淀,且绿泥石型岩心沉淀量最大,最易堵塞...     

异常高压致密油藏CO2吞吐参数优化及微观孔隙动用特征——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

为改善吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏在衰竭开发中产量递减快、采收率低的现象,提高储层动用程度,选取3种不同孔隙类型岩心,开展一系列CO2吞吐岩心实验,在明确生产压力、吞吐次数和闷井时间对吞吐效果影响的基础上,引入核磁共振分析技术,定量评价了不同孔隙结构岩心中不同孔径孔隙的原油动用程度.研究表明:目标储层3类孔隙结构岩心的吞吐采收率随生产压力、吞吐次数和闷井时间的变化规律基本相似,最佳生产压力为21 MPa,最佳吞吐次数控制在5次以内,最佳闷井时间为12 h;吞吐过程中岩心孔隙结构差异会形成不同类型的动用特征,储层物性较好的岩心,大孔隙的原油采出程度始终高于小孔隙,是总采收率的主要"贡献者",而储层物性差的岩心在吞吐初期大孔隙的原油采出程度高于小孔隙,但在后续吞吐中小孔隙的原油采出程度迅速增加,在累计吞吐采收率中占比达到53％以上.研究成果为吉木萨尔凹陷异常高压致密油藏顺利开展CO2吞吐提供了重要依据.     

页岩油储层孔隙流体的全直径岩心二维核磁共振图谱特征及评价方法

如何客观评价页岩油层中的孔隙流体,准确测量和定量表征页岩油及致密油储层含油饱和度与可动油含量等参数,已经成为当前急需解决的重要技术难题。通过率先在国内引入车载移动式全直径岩心核磁共振测量仪,开展了页岩油岩心现场测试分析和评价研究工作,实现了现场对钻井取心进行连续、高精度、无损的快速核磁共振扫描,弥补了核磁共振测井和室内岩心实验的不足,填补了国内页岩油全直径岩心现场测量技术空白。结合现场岩心描述、其他配套实验数据及试油验证,系统总结出不同流体组分的二维核磁共振T₁—T₂图谱特征,明确了不同孔径中油、水信号的T₁/T₂比值变化规律,建立了基于全直径岩心二维核磁共振图谱特征的孔隙流体组分分析方法及识别标准,实现页岩油、致密油及复杂碎屑岩等储层孔隙流体组分准确识别与流体饱和度定量解释。车载移动式全直径岩心二维核磁共振测量技术方法在松辽盆地古龙页岩油、鄂尔多斯盆地长7₃页岩油、河套盆地勘探评价中发挥了重要作用,在大庆、长庆、西南、华北、新疆等致密油气田已规模应用,取得良好效果。     

不同注气介质驱替致密油藏微观孔隙动用特征研究

为了明确不同注气介质对致密油藏的微观驱油机理,基于核磁共振T₂谱测试原理,开展了注N₂/CO₂岩心驱替试验,从微观孔隙尺度研究了注N₂非混相驱和注CO₂混相驱的微观驱油机理,评价了驱替过程中不同孔径孔隙原油的动用程度。试验结果显示,N₂非混相驱和CO₂混相驱的最终采出程度相差很小;N₂驱替过程可划分为未突破期、突破初期和突破中后期3个阶段,小孔隙中的原油动用程度高于大孔隙;CO₂混相驱时大孔隙中原油的动用程度大幅增加,小孔隙中的原油动用程度相对较低。岩心微观孔隙结构分布是造成N₂/CO₂驱替过程中大、小孔隙中原油动用程度存在差异的主要原因。研究结果表明,与CO₂驱相比,致密油藏N₂驱的开发效果更好,这为安塞油田采用注N₂驱开发长6储层提供了理论依据。      

吉木萨尔页岩油CO2吞吐方案优化及试验效果评价

针对吉木萨尔页岩储层衰竭式开发采收率低,传统提高采收率措施难以有效增产的问题,提出了CO₂吞吐提高采收率的方法。运用数值模拟方法,建立了工区储层油藏数值模拟模型,依据水平段长度及油层厚度优选了适用于CO₂吞吐的试验井,明确了基质增能对于CO₂吞吐的决定性作用,并对CO₂吞吐的工作制度进行了优化。最终将优化方案应用于现场试验,结果表明:试验井间存在裂缝窜扰,导致CO₂吞吐注入阶段气窜严重,CO₂未充分进入基质置换原油,整体开发效果较差。研究内容对页岩油藏注CO₂吞吐提高采收率具有参考意义,可为调整CO₂吞吐开发方案提供借鉴。     

核磁共振与压汞法的孔隙结构一致性研究

实验研究表明，核磁共振横向弛豫时间（T₂）与压汞法都能很好地反映地层岩石的孔隙结构，二者之间存在着必然的相关性。即由毛细管压力曲线可以计算出相应的T₂分布；反之亦可。这一物理理论的获证为利用核磁共振测井资料研究储层孔隙结构提供了理论依据。因此，从理论入手，分析了核磁共振T₂分布与毛细管压力曲线得到的孔喉半径分布之间的关系，找到它们之间的相互转换关系式。以岩心压汞资料为基础，同相应岩心的T₂几何平均值进行拟合，建立了适合鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界盒3段致密砂岩气层的核磁共振测井中的T₂几何平均值与孔隙结构参数之间的关系，还建立了应用核磁共振测井资料确定储层微观孔隙结构参数的方法，对于指导盒3段致密砂岩气层的生产具有重要的意义。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层孔隙结构、烃类赋存及其与可动性关系

为研究页岩油可动性与储层孔隙和含油性的关系,采用场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜、纳米CT、高压压汞法与氮气吸附联合分析、核磁共振分析、分子模拟分析等实验技术,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层孔隙全尺度分布特征、烃类赋存特征进行了定量分析。该页岩油储层各类岩性孔隙分布存在较大差异性,优势岩性为砂屑云岩、长石岩屑粉细砂岩和云质粉砂岩,其中长石岩屑粉细砂岩最好,大于300 nm孔隙占比74.1%,主体以粒间（溶）孔、粒内溶孔为主。微纳米尺度流体赋存具有较大的分异性。重质组分在半径300 nm以上孔隙中呈薄膜状附着于矿物、孔隙表面,300 nm以下呈充填状;中质组分赋存于300 nm以上孔隙中央;水含量较少,赋存于300 nm以上孔隙中央,被中质组分包裹。芦草沟组页岩油孔喉动用下限为50 nm;300 nm以上孔喉中烃类易动用,是当前产能主要贡献体系,采出原油为300 nm以上“大孔”中的中质油;50～300 nm孔喉较难动用,是提高采收率的关键。负压和升温可有效提升纳米孔中烃类的可动性。      

致密油藏超临界二氧化碳吞吐开发特征实验研究

针对鄂尔多斯盆地致密油藏采油速度快速递减、油藏压力无法保持的问题,探索采用超临界CO₂吞吐开发方式开展超临界CO₂吞吐长岩心实验研究,探讨了超临界CO₂吞吐方式提高致密油采收率的作用机理、开发特征、影响因素等,探究了注气速度、注气相态、N₂辅助保压、衰竭压力等重要操作参数对提高致密油采收率的影响。研究表明:超临界CO₂吞吐能有效提高致密油采收率,效果优于常规CO₂吞吐;注气速度对采收率影响较小;注N₂辅助保压能大幅度提高致密油采收率及换油率;吞吐前3个周期开发效果最佳,占总采收率的91.5%。研究成果证实了注超临界CO₂吞吐提高致密油采收率的可行性及巨大应用潜力,可为鄂尔多斯盆地致密油藏高效开发提供理论基础和技术支持。