CO2-水作用下页岩微观孔隙结构变化特征

为明确注CO₂提高页岩气开采过程中CO₂与水作用后对页岩微观孔隙结构的影响，采用X射线衍射、低温N₂吸附和低场核磁共振等实验方法，研究了原始页岩及纯盐水、注入压力为6和12 MPa的CO₂水溶液浸泡后页岩的矿物组成、孔径分布和微观孔隙结构变化特征，并结合分形理论，获取了孔表面和孔体积的分形特征，明确了页岩中吸附孔隙和渗流孔隙的变化特征。结果表明：CO₂水溶液浸泡后，页岩中石英含量增大，黏土矿物和碳酸盐含量降低；随着CO₂注入压力的增加，微孔比表面积和总比表面积减小，平均孔径、核磁孔隙度和大孔孔体积比例增大，表明在CO₂水溶液的溶解作用下微孔和介孔逐渐向大孔转化；低温N2吸附和核磁共振(NMR)获得的分形维数均随CO₂注入压力的增加逐渐降低，表明页岩在CO₂水溶液浸泡后孔隙结构的非均质性和复杂性降低；孔表面分形维数DL1、DN1和孔体积分形维数DL2、DN2与总比表面积和总孔质量体积呈正相关性...     

页岩储层超临界CO2增透规律实验

为研究超临界CO2对页岩储层的增透效果,利用自主研制的岩石三轴渗流实验装置,开展超临界CO2注入页岩储层增透规律研究.研究结果表明:页岩储层CH4渗透率随孔隙压力增加呈负指数变化,页岩样品注入超临界CO2后增透效果显著,CH4渗透率最大可提高103.98％(3号样品);恒温条件下,注入压力为9.0 MPa时超临界CO2...     

基于竞争吸附的页岩气藏提高采收率机理

为研究注CO₂提高页岩气藏采收率的机理以及确定合理的注入参数,以页岩吸附解吸实验为基础,对比了页岩自然降压开采和在不同注入压力、注入速率下注CO₂开采页岩气藏的实验结果,研究了降压开采和注CO₂开采2种方式下CH₄的采气速率和采收率的变化。结果表明,在相同实验条件下,CO₂吸附能力最强,CH₄次之,N₂最弱,N₂解吸能力最强,CH₄次之,CO₂最弱;3种气体的等温解吸曲线相对于等温吸附曲线均存在一定的滞后,CO₂的滞后现象最为明显;降压开采的采收率较低,注CO₂可以有效提高CH₄的采气速率,延长稳产时间,使累计产气量快速增长;在一定注入压力和注入速率范围内,CH₄采收率随着CO₂注入压力和注入速率的增加而增加,但其增加幅度因岩心孔隙度和渗透率的不同而有所不同。     

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     

基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价

针对超临界CO₂压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂,并研究了超临界CO₂压裂液的流变特性及岩心伤害情况,旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂,采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团,运用高压长管管流实验法测试了超临界CO₂压裂液的增黏效果及其流变特性,最后评价了超临界CO₂压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明,随着温度、压力的升高,2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小;随着增稠剂注入量的增大,2种CO₂压裂液的黏度先增大后减小;在超临界CO₂流体中,PMSQ-VAc的增黏效果相对较好,可使其黏度最大达到3.892 mPa·s;在渗透率为0.551 mD的岩心中,PMSQ-VAc与超临界CO₂流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2,滤失速度为0.010 m/min,岩心的伤害率为16.33%~25.36%,滤失系数和滤失速度较小,伤害程度属弱。      

煤基质收缩和膨胀对甲烷开采和二氧化碳存储的影响

应用耦合的煤层气数值模型,模拟和对比了3种不同的煤基质收缩和膨胀模型模拟的渗透率、CH₄产量、CH₄含量分布、CO₂注入量和CO₂存储量。在无CO₂注入情况下,考虑吸附/解吸附作用的煤基质收缩/膨胀模型最大的渗透率为初始渗透率的6倍,而只考虑压力作用的煤基质收缩/膨胀模型渗透率下降2%,CH₄累积产量前者是后者的1.3倍;在CO₂注入情况下,考虑吸附/解吸附作用的模型最大的渗透率为原来的1.25倍,最小为原来的0.17倍,而只考虑压力作用的煤基质收缩/膨胀模型渗透率下降1.6%,CH₄累积产量前者是后者的1.5倍,而CO₂的注入速度和存储量后者分别是前者的14倍和3.85倍。结果表明：煤基质收缩/膨胀对CH₄开采和CO₂都有影响,吸附/解吸附导致的基质收缩/膨胀起主要作用。     

四川盆地龙马溪组页岩的CH4和CO2气体高压吸附特征及控制因素

通过对四川盆地重庆地区下志留统龙马溪组的钻井岩心和野外露头等进行分析,利用高压吸附仪分析了页岩中CH₄、CO₂气体的吸附性能,并采用N₂吸附法、CO₂吸附法、场发射扫描电子显微镜(FE_SEM)和X-射线衍射(XRD)等技术,从孔隙结构、有机碳含量、矿物成分、温度和单位压力变化等方面探讨页岩吸附能力的影响关系。研究表明,龙马溪组页岩CH₄、CO₂吸附曲线具有Ⅰ型等温线特征,用Langmuir模型回归等温线能较好地拟合实验数据;页岩的总孔体积、比表面积与饱和吸附量体现良好的线性相关关系,且正相关;页岩有机质和矿物成分通过控制着微米_纳米级孔隙的相对丰度影响着气体的吸附和储存,微孔、中孔孔体积及孔隙度均随总有机碳含量(TOC)值增加而增大;TOC值越大,页岩的饱和吸附量就越大,二者具有良好的正相关性;吸附气量与黏土矿物含量呈正线性相关,与脆性矿物含量呈现相反的变化规律。温度升高会加快气体解吸速度,降低吸附量;此外,页岩对CO₂吸附能力高于CH₄。     

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。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井CO2区域增能体积压裂技术

针对鄂尔多斯盆地页岩油储层压力低、缝网复杂程度低和黄土塬水资源缺乏等问题，以该盆地庆城油田页岩油为研究对象，进行了滑溜水和CO₂压裂物理模拟试验，利用高能CT监测了CO₂压裂裂缝扩展规律，分析了CO₂压裂形成复杂裂缝的可行性；利用油藏数值模拟方法，优化了CO₂注入关键参数，形成了适合庆城油田页岩油的CO₂区域增能体积压裂技术。研究表明：前置CO₂压裂可提高长7段页岩油储层裂缝复杂程度，裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网；增能理念应由单井段间交替增能向平台整体注入实现井间、段间协同一体增能转变，单井采用全井段注入增能模式，可实现缝控区域全覆盖。庆城油田某平台进行了页岩油CO₂区域增能体积压裂试验，与采用常规体积压裂技术的邻井相比，3口试验水平井平均压力保持程度提高1.5倍，单井平均初期产油量提高28.6%。研究和现场试验结果表明，CO₂区域增能体积压裂能提高裂缝复杂程度，增加区域地层能量，提高单井产能，可为鄂尔多...     

气藏中CO2封存过程气水互溶特性实验研究

利用PVT装置开展了不同CO₂ 含量下CO₂ —烃—水体系在不同条件下气水互溶特性实验,研究气藏注CO₂ 封存过程中CO₂ —烃—水体系互溶规律。结果表明,相同温度压力下,随CO₂ 的不断注入,气相中CO₂ 含量和水蒸汽含量不断增加,液相中CO₂  在水中的溶解度越大,CH₄ 溶解度越小,地层条件下CO 含量为68％物质的量的气样比CO₂ 含量为23％物质的量的气样的CO₂ 溶解度增加1.116％物质的量,而CH₄ 的溶解度减小0.13％ 物质的量。CO₂ 和CH₄ 在水中的溶解度均随压力升高而增大,随温度升高而减小;在CO₂  临界点附近,CO₂ 在水中的溶解度变化显著,40℃下CO₂ 含量为23％物质的量的气样的CO₂ 溶解度6～9MPa增加了0．138％ 物质的量,而9—12 MPa仅增加0.092％ 物质的量,且压力越大增加量越小。高温低压时受水蒸发作用影响,气相中CO₂  及CH₄ 含量随温度升高急剧降低,随压力升高缓慢上升,当压力高18MPa后,气相中CO₂及CH₄ 含量基本保持不变。     

高—过成熟页岩CH4/N2/CO2混合气体竞争吸附特征与地质意义

为研究高—过成熟页岩对N₂、CH₄及CO₂混合气体的竞争吸附特征及其地质意义,通过混合气体吸附—解吸装置,结合穿透曲线法,对四川盆地周缘NY?1井龙马溪组1 420.90 m、1 422.75 m、1 423.75 m和牛蹄塘组2 261.53 m、2 265.80 m、2 268.37 m 6个深度的岩样,开展了20 ℃、注气压力0.25 MPa条件下N₂、CH₄和CO₂等比例混合气体的竞争吸附实验,得到了各岩样对混合气体的竞争吸附规律;并通过低温N₂和CO₂吸附法,分析了6个岩样的孔隙结构,探究了其对竞争吸附的影响。结果表明：龙马溪组页岩中N₂出口端浓度有超过初始浓度的现象,而牛蹄塘组页岩中N₂、CH₄和CO₂出口端浓度均未超过初始浓度;实验结果与Yoon?Nelson模型拟合结果较好,R²值可达0.9以上,各岩样吸附速率常数均有N₂>CH₄>CO₂的规律,故N₂相较CH₄和CO₂可先被样品吸附,随后吸附速率慢的CH₄和CO₂被吸附,岩样对2种气体吸附选择性更强,所以将N₂置换出,导致龙马溪组岩样N₂出口端浓度超过初始浓度;龙马溪组岩样中微孔发育程度较高,孔径小、比表面积大、吸附能力强,能更好地吸附CH₄和CO₂这2种吸附选择性强的气体,使得已吸附的N₂被置换出,从而造成游离气中N₂浓度增加。实验结论为我国页岩气勘探开发提供了理论依据,同时对部分地区页岩气组分中N₂的成因具有一定指导意义。     

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。      

超低渗透油藏CO2吞吐利用率实验研究

CO₂吞吐技术是开发特低渗透、超低渗透油藏的有效方式,但吞吐过程中CO₂的利用率如何亟待研究。利用长庆油田某超低渗透油藏天然岩心进行了室内CO₂吞吐物理模拟实验,分析了不同注入压力下CO₂吞吐的采收率规律和CO₂利用率。研究发现,CO₂吞吐的累计采收率随着注入压力的升高而增大,并逐渐减缓;CO₂利用率随着吞吐轮次的增加明显降低,前4轮CO₂吞吐中CO₂的利用率较高;提高CO₂注入压力使CO₂-原油体系达到近混相或者混相状态,不仅能够获得更高的采收率,而且不会显著增加CO₂气源方面的成本。研究结果表明,油田应用CO₂吞吐技术时采用近混相或者混相方式进行4个轮次的吞吐,能够取得较好的开发效果和经济效益。      

超临界二氧化碳射流冲击压力参数影响规律

为了探明超临界CO_2射流对岩石冲击压力及其参数影响规律,利用计算流体力学模拟了超临界CO_2射流冲击的三维流场,对比了超临界CO_2射流和水射流的冲击压力,进行了参数影响规律研究。结果表明:在相同条件下,超临界CO_2射流能产生比水射流更强的冲击效果;超临界CO_2射流冲击压力随着喷嘴压降和喷嘴直径的增大而增大;随着喷距的增大,超临界CO_2射流的冲击压力降低,冲击范围扩大;围压和流体温度的变化对超临界CO_2射流冲击压力的强度和范围的影响极小,在工程应用中可以忽略。研究结果证实了超临界CO_2射流的冲击效果,探明了超临界CO_2射流冲击压力的参数影响规律,为超临界CO_2射流在钻完井工程中的应用提供了指导。     

页岩储层CO2驱沥青质沉淀特征及影响因素分析

为明确CO2在页岩储层纳米孔隙中的流动机理及其对沥青质沉淀的影响,采用自主研发的高温高压过滤容器和复合纳米滤膜,进行纳米滤膜过滤实验,模拟了单(多)层岩石切片作用下的CO2驱替过程,开展储层参数和注入参数对CO2驱替效果及沥青质沉淀的影响研究.研究结果表明:CO2驱会引发沥青质沉淀,导致剩余油中的沥青质含量远大于产出油...     

页岩吸附超临界CH4的热力学特征

为完善页岩等量吸附热计算方法,明确页岩吸附超临界CH₄的热力学特征,选用温度区间为26.85~199.85 ℃、压力范围为0.08~14 MPa的页岩等温吸附数据,系统检验常用吸附相密度计算方法的合理性,并基于绝对吸附量分析等量线标绘法的适用范围及页岩等量吸附热特征。结果表明：①经检验,常用的吸附相密度计算方法中Ozawa经验公式法适用于较宽温压范围内的绝对吸附量校正;②Lnp-1/T曲线在温度区间为149.85~199.85 ℃且n_ab为0.103 8~0.280 0 mmol/g时不具有线性特征,因此该温度及吸附量范围内等量线标绘法不再适用,同时Lnp-1/T曲线的n_ab取值应当与Lnp-n_ab曲线保持一致,以此获得的等量吸附热曲线才能全面地反映吸附过程的热力学特征;③页岩吸附超临界CH₄的等量吸附热随着吸附量的增加呈现先增大后减小的非单调变化,表明在吸附早期,CH₄分子间的相互作用力对等量吸附热的影响占主导,当吸附量增加到一定程度后,页岩表面的非均一性占主导。     

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。