CO<Subscript>2</Subscript>-triggered gelation for mobility control and channeling blocking during CO<Subscript>2</Subscript> flooding processes

CO₂ flooding is regarded as an important method for enhanced oil recovery (EOR) and greenhouse gas control. However, the heterogeneity prevalently distributed in reservoirs inhibits the performance of this technology. The sweep efficiency can be significantly reduced especially in the presence of “thief zones”. Hence, gas channeling blocking and mobility control are important technical issues for the success of CO₂ injection. Normally, crosslinked gels have the potential to block gas channels, but the gelation time control poses challenges to this method. In this study, a new method for selectively blocking CO₂ channeling is proposed, which is based on a type of CO₂-sensitive gel system (modified polyacrylamide-methenamine-resorcinol gel system) to form gel in situ. A CO₂-sensitive gel system is when gelation or solidification will be triggered by CO₂ in the reservoir to block gas channels. The CO₂-sensitivity of the gel system was demonstrated in parallel bottle tests of gel in N₂ and CO₂ atmospheres. Sand pack flow experiments were conducted to investigate the shutoff capacity of the gel system under different conditions. The injectivity of the gel system was studied via viscosity measurements. The results indicate that this gel system was sensitive to CO₂ and had good performance of channeling blocking in porous media. Advantageous viscosity-temperature characteristics were achieved in this work. The effectiveness for EOR in heterogeneous formations based on this gel system was demonstrated using displacement tests conducted in double sand packs. The experimental results can provide guidelines for the deployment of the CO₂-sensitive gel system for field applications.     

二氧化碳驱封窜技术降本节能研究

前期用于治理大庆油田CO_2驱试验区气窜问题的泡沫封窜技术由于成本过高,未能进行大规模推广应用。科研人员通过优选泡沫剂与稳泡用的弱凝胶,形成了低成本的凝胶泡沫,通过实验对优选出的泡沫剂及弱凝胶的耐酸性、耐温性的评价,最终确定了凝胶泡沫配方。该体系基液黏度8~12 m Pa·s;成胶时间3~7 d可控;发泡体积550 m L;泡沫半衰期60 d以上。在提高体系性能的基础上,成功地将泡沫体系的单方液成本降低了60%,并实现了单井节约用水1000 m~3;单井节约用电50400 k Wh;单井节约CO_2 1000 L。     

低渗透油藏CO2驱封窜用CO2/N2响应性纳米分散体系的研制

针对低渗透油藏CO2驱波及效率低和气窜的问题,合成一种CO2/N2响应性纳米SiO2来控制气窜指进,增加CO2驱的波及范围;利用红外光谱、热重分析等方法对合成的CO2/N2响应性纳米SiO2进行表征研究,在分散条件下对其进行粒径分析、响应性、吸附量、分散稳定性等系统研究,并采用岩心流动装置对CO2/N2响应性纳米SiO...     

CO2驱凝胶封窜体系研究进展

由于油气间黏度差异大和油藏的非均质性,在CO2驱油过程会发生气窜从而降低CO2的波及效率。凝胶体系是CO2驱油过程中的有效封窜剂,在中外都有着广泛的应用。介绍了延缓交联聚丙烯酰胺凝胶、预交联凝胶颗粒、两级封窜凝胶体系、泡沫凝胶这4种凝胶体系的封窜机理以及研究进展。延缓交联丙烯酰胺凝胶流动性强,价格低廉,但是成胶强度、成胶时间不可控并且不耐酸性腐蚀。预交联凝胶颗粒成胶时间、成胶强度可控且耐高温耐高矿化度,但是粒度较大,无法进入渗透率较低的地层。两级封窜凝胶体系结合了刚性凝胶与小分子的优势,能够同时封堵不同尺寸的裂缝,但是对于超过特定尺寸的裂缝,封堵效果将会下降。泡沫凝胶对地层伤害小,但是不耐高温。目前,用于CO2驱气窜的凝胶体系存在着不耐酸性腐蚀的问题,如何使长期处于CO2酸性环境下的凝胶体系保持稳定是未来的研究方向。     

CO_2在驱油过程中的作用机理综述

综述了CO_2驱油过程中存在的几种作用机理,地层条件下CO_2在原油中的溶解导致了原油组成与性质的变化,具体表现在原油黏度降低、体积膨胀、油气界面张力改善和沥青质沉积等方面;CO_2在地层水中的溶解为岩石的腐蚀提供了弱酸环境,水中阳离子浓度的增大和CO_2的过量导致了碳酸盐的溶解/析出平衡。受以上因素影响,注CO_2过程中发生了岩石润湿性和渗透率的改变。上述各个现象和作用机理并不是孤立存在,它们之间相互联系相互影响,在不同程度上影响着驱替过程和最终的采收率,所以在油藏开发工艺制定、优化时,必须充分比较、衡量各自的影响作用。     

低渗透非均质油藏二氧化碳非混相驱窜逸控制实验

低渗透油藏普遍存在非均质性严重、裂缝发育等特点,导致二氧化碳驱油过程中会发生不同程度的气窜现象。为了研究非均质性及裂缝对二氧化碳驱油效果的影响,建立均质岩心模型、不同渗透率级差的人造非均质模型、高渗透气窜通道模型及裂缝模型4种室内实验模型,用以模拟低渗透储层的非均质性及裂缝发育。利用4种模型依次开展水驱和二氧化碳连续气驱实验,并针对不同类型的岩心模型采取相应的封窜体系对二氧化碳实施气窜封堵。实验结果表明,二氧化碳连续气驱的采出程度与渗透率级差呈幂函数下降趋势,岩心非均质性越强,气体窜逸现象越严重,气驱效果越差。针对不同非均质级别的岩心,可采用不同的封窜体系实现二氧化碳的窜逸控制。其中,乙二胺体系可用于封堵渗透率级差小于等于100的非均质模型的高渗透层,改性淀粉凝胶与乙二胺体系可用于封堵岩心内渗透率级差大于100的高渗透气窜通道以及裂缝。     

CO_2驱油过程中储层堵塞实验研究

CO2驱油过程中,CO2与水、岩石、原油发生物理化学反应,生成沉淀或溶蚀岩石,导致储层渗透率和孔隙度降低或增大。通过长岩心驱替实验,分析CO2驱油过程中岩心物性变化的规律和不同驱替条件下导致物性变化的原因。     

CO_2泡沫流度控制剂SH-1的性能研究

采用高温高压泡沫评价装置对自制的发泡剂SH-1进行CO_2泡沫性能的测试,考察了SH-1在不同压力、温度、矿化度及用量下的CO_2泡沫性能,并研究了SH-1用量、注入速率和泡沫质量对CO_2泡沫封堵能力的影响。实验结果表明,矿化度和压力的增加,有利于泡沫性能的增强;随温度的升高,泡沫稳定性降低;随SH-1用量的增加,泡沫半衰期呈先增大后减小的趋势。在SH-1用量为0.30%(w)、注入速率为2 m L/min、泡沫质量为80%(φ)时,SH-1的阻力因子达184的峰值,是一种优良的CO_2流度控制剂,具有较好的应用前景。     

油田CO_2驱采出气中CO_2循环回收技术进展

油田CO_2驱采出气中CO_2回收利用不仅可以保护环境,而且可以利用资源,提高经济效益。合理回收利用CO_2驱采出气资源将是我国未来发展的一个趋势。本文对CO_2驱采出气的特点进行了分析,详细介绍了当前CO_2驱采出气四种分离提纯工艺,包括化学吸收法、变压吸附法、膜分离法、低温精馏法等,并对各工艺的原理和优缺点进行了综合对比,得出低温精馏+膜法适用于CO_2体积分数高于70%的中等规模CO_2驱采出气的收集;低温精馏+化学吸收法适用于CO_2含量较高的大规模CO_2驱采出气的收集;膜法+化学吸收法适用于CO_2体积分数高于60%时不含水的CO_2驱采出气的收集。     

草舍油田CO2驱防气窜调驱体系研究及性能评价

草舍油田注CO2驱油开发后期,由于油藏渗透率级差大,CO2易通过大孔道窜至生产井,造成油井气油比上升,严重影响气驱效果。为了解决气窜问题,开展CO2驱防气窜调驱体系室内实验研究和性能评价,研制了一种适合于该油藏特征的聚合物凝胶–无机沉淀复合调驱体系。结果表明,聚合物凝胶–无机沉淀复合调驱体系气测封堵率达99.74%,突破压力为28643 kPa,封堵性能良好,能够满足草舍油田CO2驱防气窜调驱的需要,同时可以有效地降低作业成本,提高经济效益。该研究成果为提高草舍油田CO2驱防气窜工艺及整体开发水平提供了新的技术保证。     

非混相二氧化碳开采稠油

对埋藏深、油层薄、含油饱和度或孔隙度小的中等粘度稠油油藏来说，采用热采法开采不经济，需寻求一种开采效果比较好的非热采方法。该本通过对非混相二氧化碳开采稠油的室内研究和矿场试验的调研，证明非混相二氧化碳是开采这类稠油油藏的有效方法。     

CO_2细管模型驱油效果研究

鉴于气驱技术对开发低渗透油藏的良好效果,运用了目前最可靠的测量最小混相压力的细管实验方法,进行了对CO2气体与原油最小混相压力的预测研究.详述了细管实验的实验条件、实验方法、具体步骤与原理.分析结果得到了注采压差、采油速度和采收率随驱替压力的变化规律,并测量了原油与CO2作用的最小混相压力,给出了合理的驱替压力范围,为油藏开采提供了参考依据.     

表面活性剂降低CO2驱最小混相压力研究现状

CO2混相驱油技术因其驱油效率高的优势而迅速发展。国内多数油藏原油与CO2混相压力过高,无法实现混相驱替。鉴于此,降低CO2与原油最小混相压力是突破方向。目前主要是寻找合适的表面活性剂等添加剂来降低CO2气相与油相的界面张力,进而降低二者间的最小混相压力。其中,研发新型的CO2-原油两亲性表面活性剂极为关键。     

裂缝性特低渗透油藏水窜水淹逐级调控多级井间化学示踪技术

为了有效监测多段塞逐级调控过程中地层参数和波及状况的动态变化情况,结合裂缝性特低渗透油藏逐级深部调控技术主要特点和化学示踪监测技术的基本原理,提出多级井间化学示踪动态监测技术,并进行了矿场应用。依据逐级调控设计方案及裂缝性特低渗透油藏水窜水淹特征,建立了多级井间化学示踪级次设计方法,优化了多级化学示踪剂筛选原则和用量计算公式,研究了裂缝性特低渗透油藏逐级调控示踪剂分类解释模型,形成了基于多级井间化学示踪的逐级调控参数优化预测方法。矿场应用结果表明:逐级调控多级井间化学示踪技术可有效反映裂缝参数动态变化规律,监测结果与矿场实际生产动态测试结果吻合,具有很好的适用性。     

低渗透油藏CO2驱气窜通道识别方法

低渗透油藏CO2驱开发过程中,面临的最大问题是容易发生气窜。针对目前尚无定量的气窜识别标准,以及现有的气窜通道体积计算方法实用性较差等问题,通过分析产出气中CO2含量的动态变化特征,将气窜类型划分为明显气窜和微弱气窜两大类,明确了见气时间确定方法,建立了气窜识别判断标准。在此基础上,利用物质守恒原理分别计算注入端和产出端的气窜通道体积,并借助气窜通道体积交会图实现对气窜通道体积的校正,从而消除单井产液比例系数或井网形状因子对气窜通道体积计算结果的影响。通过对实际气窜单井的分析和计算表明,该方法具有较强的操作性和实用性,一方面实现了对气窜类型和气窜程度的定性评价,另一方面实现了对气窜通道体积和气窜通道横截面积的定量计算,为后期合理设计封堵措施和堵剂用量提供理论依据。     

液态CO_2驱油井筒注入的工程传热计算

CO2驱油提高油田采收率（EOR）是三次采油的重要手段之一。注入液态CO2温度随着地层深度的变化而变化,国内还没有对液态CO2注入过程的温度进行过定量的数值计算。通过建立井筒传热模型,进行传热过程分析,并利用便捷的数学处理方法,进行数值计算,研究了液态CO2在井筒中的温度变化规律。     

CO2驱开发后期防气窜综合治理方法研究

室内实验得到的 CO₂混相驱油效率往往可达 90% 以上,但现场却难以达到室内实验的驱油效果。 限制采收率提高的主要原因是 CO₂的黏性指进、重力超覆和油层的非均质性等因素对注入 CO₂波及效率 的影响。 针对注 CO₂驱开发后期油藏气窜现象逐渐加重、开发矛盾不断加剧等问题,从开发层系、注采结 构、注入方式以及注入剖面 4 个方面开展了改善 CO₂驱开发效果的研究,并提出了细分层系、高部位注气、 水气交替注入、聚合物调剖及 CO ₂+ 泡沫驱防气窜等技术对策。 现场实施结果显示,油藏整体气油比从 2733.1 m³/m³下降到 63.84 m³/m³,日产油从注气前的 30.72 t 上升到注气后的 81.68 t。 该项防气窜综合治 理技术及经验可为类似油藏注气驱开发方案设计和后期防气窜提供借鉴。     

胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术

针对超稠油油藏蒸汽驱过程中汽窜严重的问题,开展室内蒸汽驱汽窜控制技术研究,将氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜,热固性堵剂封堵大孔道,氮气泡沫调整蒸汽的吸汽剖面。优化后的泡沫剂体系300℃阻力因子达到30以上,且对低含油饱和度区域具有选择性封堵作用,适用于超稠油油藏条件下高渗透带的封堵;热固性堵剂在静态120℃可4 h形成固结,150℃可2h有效固结,在蒸汽动态驱替过程中可形成有效封堵。利用双岩心管开展堵调工艺评价研究,结果表明,采用热固性堵剂和氮气泡沫相结合的封堵汽窜方式比单纯应用氮气泡沫提高采收率5.7%,驱替效率整体达到60.8%。2011年在单56超稠油藏进行现场实施,措施后综合含水下降10.2%,生产井井口温度下降15℃,井组日产油量增加28 t以上,单轮次措施有效期198 d,措施增油2 562 t,效果明显。     

确定CO2最小混相压力的经验公式法

CO2最小混相压力是确定油藏能否采用CO2混相驱的重要依据,测定最小混相压力的最好方法是细管实验法,但室内实验法测定费时、费力。目前,确定CO2最小混相压力的方法很多,其中经验公式法是最简单的一种方法。该文将介绍一些常用的确定CO2最小混相压力的经验公式及一种最新的经验公式,计算结果与实验值进行分析．并对这些经验公式进行对比,使读者在以后选用公式过程中更具有针对性。     

高温高盐油藏CO2驱泡沫封窜体系研究与应用

针对中原油田CO2驱过程中的气窜问题,研制了耐温抗盐CO2泡沫封窜体系。该体系起泡剂选用咪唑啉类两性表面活性剂,稳泡剂选用TL3000共聚物,耐温100 ℃,耐盐20×104 mg/L,耐钙镁5 000 mg/L。用CO2气体充气法对其性能进行了评价。评价结果表明,其半衰期达84 min,体系表面张力30.6 mN/m,界面张力0.43 mN/m,具有较低的表界面张力。可视化封堵实验观察到该泡沫体系在多孔介质中起泡性能较好。岩心封堵实验表明,该体系封窜能力较强,阻力系数达到25.63,残余阻力系数为9.4。15井次的现场试验结果表明,该体系对CO2气窜有较好的封窜能力,为目前CO2驱过程中控制气窜问题提供了新的有益尝试。