低渗透油藏 CO2混相条件及近混相驱区域确定

为了探究CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及在近混相条件下的驱油效果,采用室内物理模拟方法,通过均质、非均质长方体岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、岩心长度、渗透率级差和压力因素的基础上,借助采收率与各影响因素参数指标,分析非混相、近混相和混相不同阶段的曲线特征,建立了近混相驱区域的确定方法。采用该岩心实验方法,在模拟油藏条件下,CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa左右,比传统细管实验确定的17.8 MPa高出0.7 MPa,同时根据驱油曲线特征,划分了CO_2非混相、近混相和混相区域,并根据驱油效率确定出近混相驱的压力区域为16.5数18.5 MPa。建立的最小混相压力岩心测定方法和近混相驱区域划定的方法,为进一步深化CO_2近混相驱油机理的认识及YC油田CO_2矿场驱油方案的设计提供了参考。     

低渗透油藏CO_2驱最小混相压力预测研究

注CO2提高低渗透油藏采收率研究中,最小混相压力是CO2驱过程中的重要参数。以国内某低渗透油藏流体为研究对象,在室内相态实验研究基础上,综合运用多级接触和多因素回归分析方法,考虑原油组分和温度,建立适合目标油藏实际的CO2最小混相压力预测公式。与传统经验公式相比,该公式提高了典型区块最小混相压力的预测精度,为现场确定最小混相压力提供了简单、可靠的计算方法,为低渗透油藏CO2驱最小混相压力的预测提供了新的思路。     

烃组分对CO2驱最小混相压力的影响

针对CO_2-EOR原油组分对混相能力影响的问题,应用界面张力消失法设计了不同碳数烃组分、不同族烃组分、不同含量烃组分混合模拟油与CO_2的最小混相压力实验,分析不同族烃组分与CO_2最小混相压力的变化规律,探寻原油中影响CO_2驱最小混相压力的关键组分。研究表明:原油中不同组分与CO_2的最小混相压力不同,相同碳数烃组分最小混相压力依次为:烷烃、环烷烃、芳香烃;同族烃的碳数越小,最小混相压力越小;相同碳数烃类的混合组分模拟油的最小混相压力小于单一烃组分的最小混相压力;原油中低碳数烷烃含量增加,最小混相压力降低,高碳数芳香烃含量增加,最小混相压力升高。该研究结果为多种类型油藏实施CO_2驱提高采收率提供了数据材料及理论支撑。     

低渗油藏非纯 CO2近混相驱及实现条件研究

为明确非纯CO_2近混相驱的压力区域和实现条件,综合采用细管实验和细管模拟方法,分别从物理化学和工程应用的角度,建立了基于驱油效率和界面张力的非纯CO_2-原油体系近混相压力区间的综合界定方法,在传统的最小混相压力(MMP)附近划分了一个近混相区域。研究发现,该区域对应的驱油效率为85%~95%,对应的界面张力约为0.001~0.05 mN/m。以秦皇岛29-2E-5井1段为例,该目标油藏典型井在不同CO_2纯度下的近混相压力区间为26.52~32.9 MPa,约为MMP的0.8~1倍,实现近混相驱的CO_2纯度下限为64%。     

CO2驱最小混相压力的测定与预测

在细管驱替实验数据的基础上,对确定CO2驱最小混相压力的各种方法进行了评价.对于细管驱替实验,混相条件的判断标准应该是采收率随驱替压力变化曲线上的拐点,而不是高的采收率.经验关联式计算最小混相压力简单、方便,但可靠性较差,且对于高温、高CH4和N2含量、高气油比等比较特殊的原油,须进一步增加关联参数.状态方程能较准确快速地计算最小混相压力,但对混相函数值难以给出一个实用的判断标准,计算时应根据泡点压力变化、温度、CO2浓度和混相函数值综合确定体系的最小混相压力.综合研究对比表明,细管驱替实验仍是最准确的、不可替代的确定最小混相压力的方法.     

CO2与混合烷烃最小混相压力的界面张力法实验研究

实验模拟伊朗西南部的阿瓦兹-班吉斯坦油田原油组分中的烷烃成分,不考虑沥青质,结合传统测界面张力的高压悬滴法和先进的计算机图像处理软件,分别测量了40℃和60℃下、压力范围分别为3.0～8.5 MPa和3.0～9.5 MPa时混合烷烃和被NaCl溶液饱和后的CO_2之间的界面张力,用外推法得到了对应的最小混相压力,成功验证了该方法的可行性,并对比文献讨论了实验结果。主要从原油组成成分和系统温度分析影响界面张力随压力的变化趋势,结果表明,低碳正构烷烃可以加快界面张力随压力下降的速度,高温下影响界面张力的综合因素造成压力关键点的形成。     

CO2驱最小混相压力的测定与预测

在细管驱替实验数据的基础上,对确定CO2驱最小混相压力的各种方法进行了评价。对于细管驱替实验,混相条件的判断标准应该是采收率随驱替压力变化曲线上的拐点,而不是高的采收率。经验关联式计算最小混相压力简单、方便,但可靠性较差,且对于高温、高CH4和N2含量、高气油比等比较特殊的原油,须进一步增加关联参数。状态方程能较准确快速地计算最小混相压力,但对混相函数值难以给出一个实用的判断标准,计算时应根据泡点压力变化、温度、CO2浓度和混相函数值综合确定体系的最小混相压力。综合研究对比表明,细管驱替实验仍是最准确的、不可替代的确定最小混相压力的方法。     

利用PR状态方程确定CO2驱最小混相压力

CO2与原油接触时会发生传质现象直到两相组成相似,此时界面张力消失,即达到混相。最小混相压力(MMP)是CO2混相驱的重要参数之一,目前主要采用细管实验法来确定其大小,但该方法费时费力,而经验公式法又存在较大的局限性。利用PR状态方程确定了气、液达到平衡时的各组分组成,并结合混相函数计算出了此时的MMP值。实例表明:与经验公式法相比,由PR状态方程计算出的MMP值最接近细管实验值;混相函数的迭代精度对计算出的MMP值影响较大。     

超低渗透油藏CO2驱最小混相压力实验

利用常规方法测量超低渗透油藏CO₂-原油最小混相压力时,存在测量周期长、工作量大等问题,且不能直接观察到CO₂与原油的混相状态。为了确定杏河超低渗透油藏CO₂-原油的最小混相压力,采用界面张力法对杏河油藏CO₂和原油进行室内实验。结果表明：随着平衡压力的升高,原油中溶解CO₂的量增多, CO₂-原油之间界面张力的变化可分为2个阶段,且均呈逐渐减小的线性关系;当平衡压力从4 MPa增大到28 MPa时, CO₂-原油之间的界面张力由17.72 mN/m降到1.56 mN/m。界面张力法测得杏河油藏最小混相压力值为22.5 MPa,略大于细管实验测得的最小混相压力值22.3 MPa,由于二者数值相差仅0.9%,表明界面张力法测量超低渗透油藏最小混相压力具有较好的准确性。通过上述研究,确定了杏河油藏最小混相压力,为杏河油藏注CO₂增产开发方案的制定提供了理论支持,但是由于最小混相压力高于油藏目前压力（17.5 MPa）,在目前油藏条件下CO₂与原油不能实现混相。     

低渗透油藏CO2驱注入方式优化

根据吉林油田某低渗透区块的油藏条件,运用数值模拟方法研究不同驱替方式下的驱油效果。数模结果显示,交替驱替方式优于注水方式和连续气驱方式,能大幅度提高原油采收率。在交替驱过程中,气段塞和水段塞的先后顺序对采收率有显著的影响,气水交替驱优于水气交替驱,随着注气速度的增加,采收率的差值也逐渐增加。气水交替驱注入CO2能够和原油充分接触,越早注入CO2,对提高原油采收率越有利。该研究不仅为低渗透油田CO2驱油技术提供了理论基础,而且对于国家下一步进行CO2驱油和埋存潜力评价及规划具有重要的借鉴意义。     

裂缝性特低渗透油藏 CO2驱封窜技术研究

为了提高裂缝性特低渗透油藏CO_2驱开发效果,研发了一种将改性淀粉强凝胶和乙二胺联用的封窜技术。分别考察了改性淀粉凝胶体系(3%改性淀粉+3%丙烯酰胺+0.1%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.05%引发剂过硫酸铵)、乙二胺体系(质量分数13%的乙二胺水溶液)及二者联用时在CO_2驱的不同裂缝性特低岩心的封堵效果,报道了改性淀粉强凝胶和乙二胺体系联用的应用效果。初始状态下,改性淀粉体系具有牛顿流体特征,可在大裂缝中均匀稳定推进,成胶后为强凝胶,黏度大于20×10~4mPa·s。乙二胺初始黏度与水接近,与CO_2反应后生成白色固体颗粒或淡黄色黏稠物。改性淀粉强凝胶可以较好地封堵开启的大裂缝,乙二胺体系可有效封堵闭合裂缝或基质窜流带。对于40目的填砂大裂缝,改性淀粉凝胶封堵前气体流量为10000 mL/min,封堵后降为760 mL/min,可提高采收率21.8%;对于闭合的微小裂缝,乙二胺封堵前的气窜速率为1950 mL/min,封堵后降为330 mL/min,可提高采收率18%。对气驱没有开发效果的裂缝性岩心,先注入淀粉体系封堵大尺度后再注入乙二胺封堵小裂缝或高渗层可提高采收率44%以上。矿场试验说明裂缝性特低渗油藏气窜后,改性淀粉堵剂和乙二胺联用封堵窜流通道可大幅度提高采收率。     

低渗透油藏不稳定注水岩心实验及增油机理

根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。     

降混剂对二氧化碳在稠油中的溶解度和最小混相压力的影响

针对CO₂ 驱油过程中,稠油体系与CO₂ 难混相,最小混相压力高于地层破裂压力的问题,对CO₂ 与原油的混合体系进行了分子模拟,考察了降混剂种类和加量、温度、压力的影响。由径向分布函数得到混相过程中CO₂ 分 子及沥青质分子的聚集程度,进而明确各类分子的分散状态,分析其作用机理。在此基础上,开展高温高压PVT 相态实验,测定CO₂ 与原油混合体系中添加不同降混剂后的体积膨胀系数和CO₂ 溶解度,对分子模拟结果进行验证。最后,对柠檬酸三甲酯、苯甲醇、苯甲酸乙酯3种降混剂进行优选,得到最优复配配方,并通过细管实验评价其降混性能。分子模拟结果表明,柠檬酸三甲酯的降混效果最为显著,可有效增大CO₂ 分子间的聚集程度,降低 沥青质分子间的聚集程度;在高压（6.90MPa）低温（308.15K）的条件下,降混剂更能发挥其作用。PVT相态实验 结果表明,0.23%柠檬酸三甲酯的增溶与增膨作用最佳,与分子模拟结果一致。降混剂最优复配配方为80%柠檬 酸三甲酯+20%苯甲酸乙酯。在原油-CO₂ 体系中加入0.23%复配降混剂,最小混相压力降幅为21.47%,CO₂ 溶解 度和原油采收率提高。降混剂含有亲油的烃类基团和亲CO₂ 的酯基,不仅能与原油体系中的极性分子结合,拆散各沥青分子的聚集体,同时在双亲性能作用下,能吸附在原油与CO₂ 的界面上,降低原油与CO₂ 的界面张力,进而降低最小混相压力。     

二氧化碳注入对低渗透储层矿物及孔隙结构的影响*

注二氧化碳采油过程中,二氧化碳溶解于水形成碳酸,与储层矿物反应会改变岩心矿物组成和储层物性。 本文通过室内实验研究了二氧化碳驱、二氧化碳/水交替驱及二氧化碳吞吐3种不同注入方式下低渗透储层的矿 物、产出流体、储层微观结构以及渗透率的变化。研究结果表明：二氧化碳驱、二氧化碳水气交替驱、二氧化碳吞 吐3种注入方式均可使岩心渗透率增加,二氧化碳/水交替驱过程对岩心渗透率的影响最为明显;产出液中的钙 离子和钠离子浓度都明显上升,岩心矿物中方解石及长石含量下降,碳酸的溶蚀作用导致岩心中的斜长石和方 解石减少;在碳酸作用下岩心微观结构由致密、连通性差、粒间孔隙发育差状态变为疏松、连通性好、粒间孔隙发 育充分状态,溶蚀现象明显。     

双孔低渗油藏压力响应特征

基于双孔低渗油藏的数学模型,以低渗油藏调查半径公式计算动边界,开展了拉普拉斯变换耦合有限差分法在双孔低渗试井中的研究.采用拉普拉斯变换得到拉普拉斯空间数学模型后,对模型进行有限差分法离散求解井底压力,绘出了双孔低渗油藏试井图版,研究了不同启动压力梯度、窜流系数、储能比对双孔低渗试井曲线的影响.结果表明,在无法求取解析解问题中(如低渗问题),使用本算法可得到理想结果;采用拉普拉斯变换消除时间网格,计算的井底压力比有限差分法准确.     

地层压力保持水平对低渗透油藏渗透率的影响

低渗透油藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,地层压力下降会对渗透率造成部分不可逆伤害而影响油井产能。通过室内流动试验模拟地层压力的升降过程,基于原始地层压力下的油藏渗透率,研究了不同地层压力保持水平下渗透率的保留程度;借助压汞、核磁共振、岩石力学等试验手段,对地层压力升降过程中渗透率的变化机理进行了分析。认识到地层压力下降对渗透率的伤害程度取决于岩石的初始渗透率、地层压力初次回升时机和地层压力升降次数等三个主要因素;明确了岩石的弹塑性变形是导致孔喉平均半径减小、渗透率下降的根本原因,其中塑性变形是造成渗透率不能完全恢复的主因;提出了岩石初始渗透率越低,越应及早注水保持地层压力开采的观点。      

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文章对鄂北塔巴庙地区低压低渗透岩样进行了大量的渗透率试验，获得了盒1段、山1段和太原组岩样的孔隙度、水平渗透率和垂向渗透率的试验结果，为有限元模型中产能预测提供了试验数据。用三维空间有限元法对鄂北塔巴庙地区低压低渗气层进行了大量的射孔完井渗流场模拟研究。分析了射穿污染带深度150 mm的射孔完井，模型参数中可以改变射孔深度、孔径、孔密以及相位角等几何参数，详细分析了大量的射孔孔眼内流体流速、压实带外边界渗流速度、渗流压力场以及孔眼内的压力降曲线，获得了低压低渗气层的射孔参数优化结果。根据研究结果，推荐用Φ177.8 mm套管完井，测试层段采用YD-127枪1 m超深弹，孔径13.4 mm，射孔密度20孔/m，相位角采用90°右旋布孔，以及得出了合理的负压设计参数，为鄂北塔巴庙地区气田低压低渗气层提供了最优射孔方案。同时，对于鄂北塔巴庙地区气田低压低渗气层全井段，既要保证最大产量，又要保证射孔孔眼稳定性，最佳理论生产压差建议为10.8 MPa。     

低渗透油藏CO2吞吐参数的实践与认识

低渗透油田应用CO2吞吐可以提高油井产量和油藏采收率.从室内研究和矿场试验等方面对低渗透油藏开展CO2吞吐进行深入的研究,详细分析了选井选层、注入量、注入速度、注入压力、返排速度、浸泡时间、吞吐周期和转抽防冲距等参数对CO2吞吐效果的影响.结果表明,12口低渗透试验井累积注入CO23 916 t,累积增油2 888 t,CO2平均换油率0.74 t/t,试验成功率不断提高.只要方法得当,该项技术具有投资少、风险小和见效快等特点,值得加大CO2吞吐在低渗油藏中的研究和推广力度.     

低渗透油藏的压力波传播规律

运用稳态逐次替换法,研究了低渗透油藏不同渗流方式下弹性液体不稳定渗流压力波的传播规律,发现在平面平行渗流、平面径向渗流和球面向心渗流3种渗流方式中,球面向心渗流方式下的压力波传播速度为最快,平面平行渗流压力波传播速度为最慢;低渗透油藏比中高渗透油藏的压力波传播速度慢。