致密油藏CO2吞吐参数优化数值模拟研究

为提高致密油藏压裂后油井开发效果，基于河南油田ZD区块，通过压裂裂缝变导流物理实验确定基质及裂缝的渗透率-应力敏感性关系，应用数值模拟方法，确定致密油藏不同储层CO₂吞吐参数最优值。结果表明：在注入和闷井阶段，CO₂波及范围越来越大，波及范围内原油黏度明显降低，生产阶段CO₂随原油产出，动用范围较大；换油率随CO₂注入量或闷井时间的增加均呈现先上升后降低趋势，与CO₂注入速率呈正相关性，与吞吐周期呈负相关性；储层物性越好，最佳CO₂注入量及注入速度越低，最佳闷井时间越短，吞吐周期越多。在四类储层的ZA4121井开展CO₂吞吐试验，累计增油量为303.4 t,取得较好开发效果，换油率为0.16 t/t。研究成果可为致密油藏压裂后CO₂吞吐相关研究与应用提供参考。     

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。      

渗吸效应对裂缝性低渗砾岩油藏开发的影响——以玛湖乌尔禾组储层为例

玛湖砾岩低渗储层的开发依赖裂缝，裂缝-基质间的渗吸效应对开发效果具有重要影响，但目前相关研究还极其薄弱。借助核磁共振技术研究了玛湖乌尔禾组砾岩的渗吸效应孔隙动用特征，并对其裂缝-基质间渗吸规律进行了量化表征，进一步将表征方程考虑到双孔、双渗模型中，在油藏尺度对比了渗吸效应对玛湖低渗砾岩油藏水平井开发的影响。研究发现，玛湖乌尔禾组砾岩岩心主要为中小孔隙（T₂<100 ms），渗吸效应平均采收率可达32.43%，其中小孔隙（T₂<10 ms）平均采收率为31.27%，中孔隙（10 < T₂ < 100 ms）平均采收率为37.11%，渗吸规律较好，符合改进后的MA指数模型。依据实验结果改进双孔、双渗模型后，模拟水平井开发5 a后发现，玛湖低渗砾岩油藏考虑渗吸效应时裂缝采收率下降了24.3%，基质采收率提高了4.6%，平均采收率提高了2.0%。该研究对后期制定合理的提采措施具有指导意义。     

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。      

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.     

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。     

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。     

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。     

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...     

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     

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。     

玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2异步吞吐提高采收率

CO2具有增能和降黏的特性,CO2异步吞吐是提高致密油藏采收率的有效途径之一,通过注气井组"注—采—焖"相互配合,可提高井间储量动用程度,有望成为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏提高采收率的接替技术.综合考虑地层压力、饱和压力及最小混相压力,设计双岩心并联的CO2异步吞吐实验,以明确储集层物性、注采压差和吞吐时机对开发效...     

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。     

二氧化碳混相压裂吞吐实验

针对南堡凹陷高5断块V油组常规水力压裂开发效果不佳的问题,通过开展PVT和岩心混相吞吐实验,明确CO₂混相压裂吞吐提高采收率作用机理,并利用矿场试验进一步验证技术有效性。研究结果表明:在目前地层压力(33.00 MPa)下,CO₂与原油可实现混相,且注入摩尔分数为60%的CO₂后原油体积膨胀41.01%,黏度降低33.08%,密度增加7.28%,表明CO₂对原油具有较好的增溶、膨胀、降黏作用;CO₂混相压裂吞吐采出程度可达到60%以上。试验井CO₂混相压裂吞吐后稳定生产26个月,累计增油2 200 t,原油重质组分得到了有效动用。该研究为低渗及致密油藏效益开发提供了有效技术途径。     

N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

经CO₂多轮吞吐后,华北某稠油油藏增油效果逐年变差,为进一步改善开发效果,采用N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率。为明确N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率机理,通过泡沫体系动、静态性能评价试验,评价了N₂泡沫体系的封堵性能;采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N₂泡沫/CO₂复合吞吐室内物理模拟试验,分析了N₂泡沫与CO₂复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明,质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠（AOS）和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺（HPAM）可形成稳定的泡沫体系,其封堵率达到99.57%,可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明,N₂泡沫/CO₂复合吞吐可使采收率提高22.74百分点,吞吐过程中含水率最低可降至2.07%,有效作用期是纯CO₂吞吐的2.5～3.0倍。N₂泡沫/CO₂复合吞吐可有效扩大CO₂和后续水的波及体积,为其后续现场应用提供理论支撑。      

稠油油藏多轮次减氧空气吞吐后复合注气增油机理

为了提高稠油油藏注气吞吐生产效果,针对水驱后多轮次减氧空气吞吐接续注入不同气体或不同气体复合的吞吐增油机理认识不清这一实际问题,开展了一维和三维物理模型实验及正对井和反五点井网的数值模拟,采用不同轮次采油量和原油组分对比分析、渗流过程研究等手段,分析了减氧空气、二氧化碳、天然气等不同气体在稠油油藏吞吐过程中的驱油和洗油机理。结果表明：减氧空气吞吐以堵水为主,多轮次后水线容易突破而较快失效;前置二氧化碳段塞后续注入减氧空气的复合吞吐,发挥了堵水和驱替剩余油的协同作用;先注入减氧空气后注入天然气的复合吞吐,溶解了近井区域重质原油组分,起到了增能、降黏和疏通孔隙的多重作用。10轮次的实验和数值模拟综合研究,明确了3种气体及其复合吞吐的增油机理,得到现场实际井的验证,可供类似稠油油藏气体吞吐提高采收率参考。     

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油不同温压CO2吞吐下可动性实验研究

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油储集层主要发育微纳尺度孔喉裂隙系统,同时油质黏稠,动用难度大,注CO₂吞吐是提高采收率的重要技术。为了认清吉木萨尔页岩油储层注CO₂吞吐下的可动性规律,对该区芦草沟组45块岩心进行了研究。储层岩性为云屑砂岩、砂屑云岩和岩屑砂岩;储层覆压孔隙度介于2.0%～22.7%之间,平均为11%,覆压渗透率平均为0.01×10-3 μm2,小于0.1×10-3 μm2的样品占比达90%以上。根据岩心物性分类,选取20块岩样开展核磁实验,对页岩油低场核磁共振实验测量的6个关建参数进行了优化;通过将页岩油压汞实验数据和低场核磁共振实验数据对比,在对数坐标下建立了页岩岩心的T₂值与孔隙半径之间的线性关系,通过T₂谱定量获得了页岩的孔隙半径分布。在此基础上,在不同温压条件下开展9种CO₂吞吐实验,结合采收率、动用程度等指标分析得知,半径小于300 nm的小孔隙中页岩油难以动用,300～1 000 nm的中孔隙和大于1 000 nm的大孔隙中页岩油动用程度相对较高,且随着温度和压力的提高而增大。