草舍油田CO2驱中沥青质沉淀分析及防治措施

CO2驱油容易引发地层原油中的沥青质沉淀,使渗透率降低、润湿性反转,造成地层伤害,降低注气采油效率。针对草舍油田泰州组油藏CO2驱实际,开展了CO2混相驱过程中沥青质沉淀条件、沉淀机理及其危害的研究,探讨了CO2注入参数与沥青质沉淀的热力学关系,获取了沥青质沉积前缘与注气前缘一致,在注入端、泡点压力附近沥青质沉淀最多,低驱替压差比高驱替压差对应的沥青质沉淀量高的实验结论。利用P-X相图表征第二液相与沥青质沉淀的关系,建立了油气多次接触过程中沥青质沉淀的相态预测模型,指出较低的CO2注入压力和较高的驱替压差或注入芳烃类溶剂有利于减少沥青质在近井地带沉淀,提高CO2驱替增油效果。     

大芦湖油田樊124断块CO2混相驱过程中沥青质沉淀实验研究

针对胜利油区典型的低渗透油田--大芦湖油田樊124断块的油藏条件,利用SDS固体沉淀实验装置对5种压力下注入CO2过程中沥青质的沉淀情况进行了研究,确定了沥青质沉淀析出的条件及沉淀量,并提出了预防沥青质沉淀的措施.研究结果表明,在樊124断块进行CO2非混相驱,不会产生明显的沥青质沉淀,而在高于26 MPa下进行CO2混相驱时,会产生少量沥青质沉淀,且注入压力越高,沥青质沉淀趋势越强,但由于地层油中原始沥青质含量较低,产生的沥青质沉淀量不大;根据樊124断块油藏流体条件,在较低的压力(＜26 MPa)下进行CO2混相驱或近混相驱,既能获得较高的原油采收率,又能避免或减少沥青质的沉淀.     

大芦湖油田樊124断块CO2混相驱过程中沥青质沉淀实验研究

针对胜利油区典型的低渗透油田——大芦湖油田樊124断块的油藏条件，利用SDS固体沉淀实验装置对5种压力下注入CO2过程中沥青质的沉淀情况进行了研究，确定了沥青质沉淀析出的条件及沉淀量，并提出了预防沥青质沉淀的措施。研究结果表明，在樊124断块进行CO2非混相驱，不会产生明显的沥青质沉淀，而在高于26MPa下进行（硒混相驱时，会产生少量沥青质沉淀，且注入压力越高，沥青质沉淀趋势越强，但由于地层油中原始沥青质含量较低，产生的沥青质沉淀量不大；根据樊124断块油藏流体条件，在较低的压力（〈26MPa）下进行CO2混相驱或近混相驱，既能获得较高的原油采收率，又能避免或减少沥青质的沉淀。     

高压注气过程中沥青质沉淀机理及规律的实验研究

提出了一种新的注气开采过程中沥青质的沉淀机理 ,该机理可定性解释及预测高压注气过程中沥青质的沉淀规律。在高压沥青质沉淀实验装置上 ,利用间接测定法测定了CO2 注入摩尔分数分别为 0 .6 36和 0 .716时吉林油藏原油中沥青质沉淀量随体系压力的变化规律 ,并测定了 2 2 .2MPa下 70℃时江苏原油中沥青质沉淀量随CO2及富烃气注气浓度的变化规律。实验结果表明 ,在注气过程中两种原油易发生沥青质沉淀。吉林油藏原油中的沥青质沉淀量随体系压力的升高呈先增后降的规律 ;当体系温度和压力一定时 ,江苏原油中的沥青质沉淀量先随着CO2 注入浓度的增加而增加 ,达到一最高值后略有降低 ;对注富烃气而言 ,沥青质沉淀量随注气浓度增加而增加 ,且注气摩尔分数大于 0 .80后增加幅度增大。     

特低渗油藏注CO2驱油微观机制

 利用核磁共振仪、原油气相色谱仪、细管实验和特低渗透岩心物理模拟实验,对细管实验的CO₂非混相驱和混相驱驱替原油过程中的产出物和残余油进行取样分析,并结合核磁共振实验分析结果得到特低渗透油藏注CO₂微观驱油机制.结果表明,CO₂非混相驱主要是萃取C₁₈以前的组分,而CO₂混相驱,不但可以萃取C₁₈以前的组分,也能萃取C₁₉—C₂₅的组分,初期主要萃取低碳分子的组分,随着驱替的进行,逐步萃取较高碳分子的组分;与原油组分和非混相驱的残余油组分相比,混相驱的残余油中轻质组分所占比例减少,中间组分和重质组分所占比例较大,导致残余油黏度变大;在非混相气驱和混相气驱时,由于残余油黏度发生变化和胶质沥青沉淀,使岩心孔隙中一部分流体变成不可动流体,核磁共振图谱发生左移现象.     

高压注气过程中沥青质沉淀机理及规律的实验研究

提出了一种新的注气开采过程中沥青质的沉淀机理，该机理可定性解释及预测高压注气过程中沥青质的沉淀规律。在高压沥育质沉淀实验装置上，利用间接测定法测定了CO2注入摩尔分数分别为0．636和0．716时吉林油藏原油中沥青质沉淀量随体系压力的变化规律，并测定了22．2MPa下70℃时江苏原油中沥青质沉淀量随CO2及富烃气注气浓度的变化规律。实验结果表明，在注气过程中两种原油易发生沥育质沉淀。吉林油藏原油中的沥青质沉淀量随体系压力的升高呈先增后降的规律；当体系温度和压力一定时，江苏原油中的沥青质沉淀量先随着CO2注入浓度的增加而增加，达到一最高值后略有降低；对注富烃气而言，沥青质沉淀量随注气浓度增加而增加，且注气摩尔分数大于0.80后增加幅度增大。     

致密砂岩油藏CO2驱替沥青质沉积及储层伤害特征

CO2注入原油后产生的沥青质沉积会引发储层伤害并严重影响致密油藏开发效果.以鄂尔多斯盆地HQ油田B153区块为例,通过开展不同注气压力下的岩心驱替在线核磁扫描实验,在排除矿物沉积的影响下,分别从CO2驱替前后沥青质沉积量、渗透率伤害率和孔喉堵塞率三个方面研究沥青质在岩心中的沉积特征,评价不同注气压力下沥青质沉积对储层的伤害程度.结果表明,随着CO2注入压力上升,CO2溶解和抽提萃取能力增强,CO2突破时间延迟,原油采收率大幅度提高.但当注气压力高于最小混相压力(MMP)时,原油采收率增加幅度减小.沥青质沉淀量和渗透率伤害率随注入压力的升高而不断增加,但当驱替方式由近混相(20 MPa)向混相(24 MPa)过渡时,沥青质沉淀量和渗透率伤害率增加幅度最大,且小孔喉(0.68×10-3μm相似文献   

储层条件下超临界二氧化碳与原油体系最小混相压力研究

注二氧化碳开采原油已经成为目前世界范围内特低或超低渗透油田重点采用的提高原油采收率技术,驱油过程中较为理想的驱替形态就是能够形成二氧化碳混相驱,而最小混相压力是形成混相驱关键因素之一,因此快速准确预测最小混相压力是实现混相驱的重要环节.通过长细管驱替实验法和多种经验公式法对储层条件下超临界二氧化碳与试验区原油体系最小混相压力的预测进行了研究,并用长细管驱替实验法对各经验公式法测定的结果进行了误差分析.研究结果表明:长细管驱替实验法预测的最小混相压力为29.15 MPa;各经验公式法计算得到的最小混相压力相差较大,预测最大值为42.60 MPa,最小值为10.34 MPa,平均值为26.83 MPa;对比长细管驱替实验法测得的结果,各经验公式法预测的最小混相压力平均值的相对误差为7.96%,其中相对误差最小的是石油采收率研究所提出的PRIⅠ方法,相对误差为1.26%.     

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。     

状态方程法用于原油沥青质沉淀的计算

应用Ｐｅｎｇ－Ｒｏｂｉｎｓｏｎ（ＰＲ）状态方程代替目前广泛使用的活度系数模型,对原油中沥青质的沉淀眯及沉淀量进行了计算。利用实验数据反算原油中重组分的特征化参数,以解决目前原油重组分特征化较差的问题,计算结果表明,沥青质沉淀值与实验数据基本相符,但沉淀量计算结果尚不能令人满意。与常规特征化方法相比,ＰＲ状态方程法有了较大改进。     

原油沥青质沉积引起储层损害的评价与控制

防止沥青质沉积造成的储层损害是疏松砂岩稠油油藏开发生产中遇到的技术难题之一。采用岩心流动实验装置,建立了可定量评价原油沥青质沉积所引起储层损害的新方法,并对沉积过程中影响损害程度的几种因素进行了系统的评价。另外,建立了沥青质沉积抑制剂和清除剂作用效果的评价方法,并筛选出适用于疏松砂岩稠油油藏的沥青质沉积抑制剂YZ-06和DA-80以及沥青质沉积清除剂L-01和L-02,从而形成了从室内评价沥青质沉积引起储层损害到化学方法控制该损害的储层保护新技术。     

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。     

衰竭开发沥青质析出相态及数值模拟研究

在油田开发过程中,沥青质沉积可导致地层孔隙堵塞,造成油田产量下降,因此开展沥青质沉积规律研究非常必要。本文在室内实验的基础上,研究了沥青质的相态特征,利用气-液-固三相平衡理论绘制了沥青质析出包络线图,得到了沥青质析出的温度和压力范围。根据A油田实际资料,建立了沥青质模拟的数值模拟模型,能够模拟沥青质析出、絮凝、沉淀和伤害四个过程;分析了沥青质析出对地层的伤害,随着沥青质的析出,地层孔隙度和渗透率降低,原油粘度增加;研究了沥青质析出对采出程度的影响,考虑沥青质时,生产10年采出程度下降2.3%,最优井底流压为35MPa。     

原油沥青质的沉积条件及其控制

原油温度、压力和组分的改变均会引起沥青质发生絮凝和沉积,造成储层损害。沥青质沉积热力学预测模型可以更直观、方便地确定沥青质的沉积条件。建立了一种沥青质沉积条件的预测模型,该模型将沥青质沉积相视为固相,按液固相平衡来处理沥青质的沉积问题,根据井筒流体组成和地层性质等资料,估算原油沥青质开始沉积的压力,并提出相应的井下热力学控制条件。利用该模型预测了渤海SZ36-1油田具有代表性的3口油井的原油沥青质发生沉积的初始压力,结果表明,随着压力不断下降,原油中的沥青质在沉积初始压力处开始发生沉积,且该压力比地层温度下的原油饱和压力高出2~4 MPa,这为预防油井发生沥青质沉积具体措施的制订提供了理论依据。     

原油沥青质的沉积条件及其控制

原油温度、压力和组分的改变均会引起沥青质发生絮凝和沉积，造成储层损害。沥青质沉积热力学预测模型可以更直观、方便地确定沥青质的沉积条件。建立了一种沥青质沉积条件的预测模型，该模型将沥青质沉积相视为固相，按液-固相平衡来处理沥青质的沉积问题，根据井筒流体组成和地层性质等资料，估算原油沥青质开始沉积的压力，并提出相应的井下热力学控制条件。利用该模型预测了渤海SZ36—1油田具有代表性的3口油井的原油沥青质发生沉积的初始压力，结果表明，随着压力不断下降，原油中的沥青质在沉积初始压力处开始发生沉积，且该压力比地层温度下的原油饱和压力高出2～4MPa，这为预防油井发生沥青质沉积具体措施的制订提供了理论依据。     

海上稠油油田二氧化碳驱注入参数优化

渤海某稠油油田原油粘度高,储层物性好,油藏非均质性较强,在注水开发过程中,由于油水粘度差异大和非均质性较强,水驱开发效果并不理想。为了更好地开发稠油油藏,为油田提高采收率决策提供依据,针对油田的特点,利用室内实验方法,对影响二氧化碳驱油效果的主要因素进行了评价,优化了二氧化碳驱注入参数。结果表明,水—二氧化碳段塞交替驱能够显著改善驱油效果,段塞大小是影响驱油效果的敏感参数,注入速度对驱油效果的影响不明显。     

燃煤电厂CO2捕集驱油封存技术及应用

 燃煤电厂烟气CO₂捕集驱油封存技术是提高特低渗透油藏采收率和减少温室气体排放的有效方法。针对燃煤电厂CO₂捕集和大幅度提高低渗透油藏采收率的技术瓶颈开展研究,形成了燃煤电厂烟气CO₂捕集纯化处理技术、CO₂驱提高采收率油藏适应性评价体系、室内实验技术和油藏工程优化设计技术系列,配套了CO₂驱注采工艺和地面工程技术系列,并建成国内外首个燃煤电厂烟气CO₂捕集与驱油示范工程。实践表明,技术应用效果良好,开发的高效CO₂捕集溶剂及工艺比传统单乙醇胺（MEA）工艺捕集成本降低35%,CO₂驱油与封存示范区累计注入CO₂ 12.8万t,累计增油2.9万t,封存CO₂ 11万t。     

二氧化碳驱油的地震资料特征研究

二氧化碳驱油作为三次采油的重要技术手段,提高采收率效果明显,具有重要的环保降排价值。但在二氧化碳驱油过程中,部分层位二氧化碳过早突破,一方面严重降低气驱的波及效率,另一方面油井气窜后,二氧化碳将对油井举升系统、地面工艺设备乃至井场环境造成严重影响等问题。常规的注采及油气水性质监测方法,仅能简单地监测二氧化碳驱油的效果和二氧化碳采出情况,驱油过程的精细监测成为薄弱环节,制约着二氧化碳驱油的进一步发展。二氧化碳驱油前后储层的地球物理性质发生的变化能在地震资料上表现出差异性。为此,从二氧化碳驱油前后地震正演模拟、敏感属性分析和时移地震差异等方面进行分析,为开展基于地震资料的二氧化碳驱油精细监测提供了依据。