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。     

CO2在地层水中溶解对驱油过程的影响

利用CO₂-烃-地层水相平衡热力学模型模拟计算了CO₂在地层水中的溶解规律。建立了考虑CO₂在地层水中溶解的一维长岩心数值模拟模型,模拟计算了注CO₂驱替过程中原油采出程度、气油比、油气水饱和度剖面、CO₂在地层油和地层水中摩尔分数剖面的变化规律。研究表明：CO₂在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加,随着温度的升高而降低;当温度达到100℃以上或压力达到20 MPa以上时,压力和温度对CO₂在水中溶解量影响变小。注气初期,考虑CO₂溶解时采出程度比不考虑溶解时低,注气突破时间更迟,油墙向生产井端推进速度更慢。含水饱和度越高,影响程度越大。当含水饱和度为0.67、注入1.0倍烃孔隙体积CO₂时,考虑CO₂溶解采出程度比不考虑CO₂溶解低约6%。CO₂在地层水中溶解可导致CO₂的损失,使得CO₂驱油见效时间滞后。     

基于摩尔密度的原油-CO2体系膨胀能力预测方法

通过对中国不同油区原油进行组分组成分析,选取了11种具有代表性的烃组分,分别与CO₂组成二元体系（共44个）进行恒质膨胀实验。所选取的原油烃组分包含碳原子数为6~16的直链烷烃、单环/双环环烷烃和单环/双环芳烃。对比分析实验结果发现,原油烃组分中溶解的CO₂可使体系发生一定程度的体积膨胀,且其膨胀幅度受原油组分自身性质影响较大,进一步提出用烃组分摩尔密度概念加以表征,膨胀系数与对应条件下原油组分的摩尔密度为递增直线关系,并建立了基于烃组分摩尔密度的CO₂-烃组分体系体积膨胀系数的预测方法。通过借鉴长庆油田D井和X井原油的加CO₂膨胀实验数据,验证了预测方法同样适用于对原油-CO₂体系膨胀的计算。结果表明,CO₂对原油的膨胀作用主要源于原油中烃组分的贡献,而非烃组分贡献较小。     

考虑流体非均质性的低渗透油藏CO2驱试井分析

CO₂ 驱是提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,但目前对驱替过程中压力响应动态的认识不足。CO₂ 的注入使地层流体性质发生改变,形成CO₂ 区、CO₂ -原油过渡区和未波及原油区。基于复合油藏渗流理论,引入幂律型公式和牛顿插值公式来描述CO₂ -原油过渡区内流体非均质性的变化特征,建立了低渗透油藏CO₂ 驱试井模型,并采用数值方法进行求解。对CO₂ -原油过渡区内2 种流体非均质性变化形式下的试井曲线特征进行了分析。结果表明：当CO₂ -原油过渡区内流体黏度与综合压缩系数均呈幂律型变化时,其变化指数均增大,CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区流度比和导压系数比均增加,压力导数曲线斜率增大;当CO₂ -原油过渡区综合压缩系数呈非连续性变化时,压力导数曲线因CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区导压系数比的增加而呈现下凹趋势。最后,通过实例应用提出了CO₂ 驱试井解释方法。     

CO2对原油烃组分膨胀效应的主控因素

通过对中国不同油区原油进行组分组成分析,选取了11种具有代表性的烃组分,分别与CO₂组成二元体系进行PVT实验。所选取的原油烃组分碳原子数为C₆-C₁₆,分子结构为直链烷烃、单环/双环环烷烃和单环/双环芳烃。通过实验结果的对比分析发现,原油烃组分中溶解的CO₂可使体系发生一定程度的体积膨胀,且其膨胀幅度主要受原油组分自身性质、CO₂摩尔含量和温度等因素的影响,而压力的影响不大。进一步提出原油组分自身性质的影响可用摩尔密度来表征,膨胀系数与对应条件下原油组分的摩尔密度为严格递增直线关系;膨胀系数随CO₂摩尔含量的增加迅速增大,呈现凹型递增曲线;温度的影响主要体现在CO₂摩尔含量较高的体系,温度越高,体积膨胀幅度越大。     

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。     

二甲醚辅助CO2驱提高页岩油采收率可行性实验——以四川盆地长宁地区奥陶系五峰组为例

为实现CO₂驱替过程中CO₂性能最大化，进一步提高CO₂驱替页岩油的采收率。提出了采用二甲醚(DME)辅助CO₂驱油方法，基于核磁共振(NMR)技术，通过开展助溶剂辅助CO₂驱替岩心实验，对比了丙烷、正己烷和DME辅助CO₂的驱油效果，明确了DME作用下CO₂对不同孔径孔隙原油的动用特征。结果表明：相比纯CO₂，摩尔分数为20%的DME-CO₂混合溶剂能够将CO₂-原油的界面张力降低45百分点，混相压力降低33百分点，原油黏度降低80百分点，可动用孔隙孔径下限由7.7 nm降至3.2 nm，页岩油采收率提高35.9百分点；并可显著提高CO₂动用小孔隙(0.9 nm2混合溶剂中DME最...     

致密油藏含水饱和度对CO2吞吐效果的影响

储层中含油饱和度的变化会影响CO₂与储层流体相互作用，为研究含水饱和度对砂砾岩致密油藏CO₂吞吐采油效果的影响，基于新疆玛湖砂砾岩致密油藏储层条件，开展不同含水饱和度下CO₂在油水中的溶解、膨胀以及吞吐实验。结果表明：随着含水饱和度增加，CO₂在油水中的溶解度从6.08 mol/L降至2.01 mol/L,膨胀体积由最高1.53倍降至1.09倍，CO₂与原油作用效果逐渐减弱，累计采出程度最高为20.21%;含水饱和度低于45.0%时采用CO₂吞吐开发效果较好；当含水饱和度低于50.3%时，以沥青质沉积为主，储层渗透率降低，超过50.3%时以矿物溶蚀为主，渗透率增加。研究成果对致密油藏的高效开发具有一定指导作用。     

高温高压条件下CO2 / 原油和N2 / 原油的界面张力

在油藏温度下,采用ADSA（axisymmetric drop shape analysis）技术测定了不同压力下CO₂/原油和N₂/原油体系的平衡界面张力。实验发现,原油与超临界CO₂接触的初始阶段存在强烈的扩散作用,原油中的轻质组分被超临界CO₂溶解抽提,并且随着压力的增加,这种溶解抽提作用增强;原油与N₂接触时,也存在相互扩散作用,但在本实验所测试的压力范围内（小于36 MPa）并不明显。两种体系的平衡界面张力随着压力的升高逐渐降低,其中CO₂/原油体系的平衡界面张力降低的幅度明显大于N₂/原油体系;N₂/原油体系的平衡界面张力随压力基本呈线性变化。在CO₂/原油体系中,当压力低于17.7MPa时,平衡界面张力下降非常快;当压力大于17. MPa时,CO₂/原油体系的平衡界面张力下降较慢。     

CO2快速吞吐提高页岩油采收率现场试验

页岩油注CO₂吞吐提高采收率技术处于探索阶段,目前面临着CO₂与页岩储层及流体相互作用机制不明确、数值模拟技术不成熟、缺乏规模注采及低成本回收工艺等技术难题。为探索页岩油注CO₂提高采收率主控机理,以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油为对象开展了超临界CO₂水岩反应实验,分析了高温高压条件下页岩矿物溶蚀作用及其对孔隙度和渗透率的影响,并通过注CO₂恒质膨胀实验、最小混相压力测试评价了地层超压条件下注CO₂后原油高压物性变化特征,并在此基础上开展考虑多因素数值模拟研究优化了设计注入参数,最终通过矿场试验验证了技术可行性。研究结果表明：(1) CO₂水岩反应以碳酸质矿物溶蚀占主导,长英质矿物部分溶解,生成中大孔隙;(2)在地层原油中注入适量的CO₂,显著萃取了原油中间烃组分,原油黏度从5.151 mPa·s下降到1.250 mPa·s,且CO₂首先萃取轻烃组分,随生产时间增加萃取组分逐渐变为...     

高含水条件下CO_2混相驱替实验

油藏水驱后进行CO_2驱已在油田现场取得了成功,但由于油藏的高含水饱和度,导致了CO_2与原油间的接触方式发生改变,混相过程也受到一定制约。为研究高含水条件对CO_2混相驱的影响,制作了盲端微观可视化模型,进行了水驱前后CO_2混相过程微观实验。结合不同含水饱和度条件下的CO_2驱替实验,明确了CO_2混相驱替特征以及含水饱和度对CO_2驱油效率的影响。结果表明,高含水饱和度会对CO_2与原油的接触过程产生一定的屏蔽作用,注入的CO_2不能直接接触到剩余油,从而导致CO_2与原油的混相过程被大大延缓,进而导致高含水条件下CO_2驱见效时间被推迟。     

致密油藏不同微观孔隙结构储层CO2驱动用特征及影响因素

致密砂岩储层微观孔隙结构对CO₂驱油特征有重大影响。基于铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和核磁共振测试等实验结果,建立了姬塬油田长8油层组微观孔隙结构分类标准,并选取每种类型储层有代表性的岩心样品开展不同驱替压力下的CO₂驱油实验,辅以核磁共振T₂谱,对3种类型孔隙结构储层在不同驱替压力下大、小孔隙中的原油动用特征进行了研究,详细分析了储层物性、孔隙结构和黏土矿物对CO₂驱油效率的影响。结果表明：研究区长8油层组的孔隙结构可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,3种类型孔隙结构对应的储集空间和渗流能力依次下降。Ⅱ类储层CO₂混相驱油效率最大,Ⅲ类储层CO₂非混相驱油效率最大;不同孔径孔喉中原油的动用特征随驱替压力和储层孔隙结构类型的不同而存在较大差异。CO₂非混相驱油效率与岩石渗透率、孔喉半径、分选系数和黏土矿物含量存在较好的相关性,而CO₂混相驱油效率的高低与孔隙结构参数和黏土矿物含量有关。Ⅱ类储层作为未来主要挖潜层位更适合开展注CO₂驱。     

水驱转CO2混相驱渗流机理及传质特征

CO₂混相驱作为三次采油技术一般在注水开发之后实施,其需要考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对CO₂混相驱的影响。基于常规PVT多次接触实验,采用带多点取样孔的长填砂管,在不同含水阶段分别开展注气驱替实验和气水交替驱实验,研究多孔介质中可动水参与下的多相多组分渗流规律以及不同含水率对油、气两相组分传质的影响。研究结果表明：在不同含水率下CO₂与原油仍能发生混相,CO₂的注入形成了新的渗流通道,扩大了水驱波及体积。但高含水率对油相和气相间组分传质有一定的抑制作用。此外,不同含水率下转CO₂驱会在储层中形成不同的油、气、水三相渗流和分布特征,从而影响采出程度,而气驱最终采收率主要受注气驱油效率和水驱波及体积共同作用的影响。     

高压悬滴法测定 CO 2 -原油最小混相压力

CO ₂ - 原油体系的最小混相压力是 CO ₂ 驱油技术研究中的一个重要参数。 采用高压悬滴法测定了延长油田特低渗油藏原油在 44 ℃ 油藏温度下 CO ₂ - 原油体系界面张力随压力的变化。 实验结果表明： CO ₂ -原油两相间的界面张力随体系压力的升高而呈近线性下降趋势。 根据外推法得出两相体系界面张力为0 时的最小混相压力为 23.56 MPa 。 利用该方法既可以较精确地得到 CO ₂ - 原油体系最小混相压力数据,又可以直接地观察到 CO ₂ - 原油混相互溶时的状态。 实验操作时间较短,且简单易行,对同类实验的测定方法具有一定的参考价值。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO2提高采收率

鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低,天然能量开发递减较快、采收率低,难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育,注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题,进行红河油田长8储层注CO₂提高采收率的可行性实验研究,室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO₂驱油实验,并评价了CO₂吞吐的开发效果。实验结果表明：红河油田原油注入CO₂后体积增大,具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大,原油与CO₂能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO₂的混相压力为17.34 MPa,低于红河油田原始地层压力,注CO₂驱油能达到混相条件。通过多轮次CO₂吞吐实验,在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO₂补充能量开发具有可行性。     

低渗透砂砾岩油藏二氧化碳驱提高采收率

焉耆盆地本布图油田低渗透砂砾岩油藏早期采用注水开发,储集层伤害严重,注水困难,采出程度低,亟需开展转换注驱研究,进一步提高采收率。为确定本布图油田低渗透砂砾岩油藏注CO₂提高采收率的可行性,开展了室内实验研究。结果表明,研究区地层原油膨胀性好,易降黏,易混相;最小混相压力为25 MPa,在目前地层压力下可达到近混相驱,驱油效率较高,具有大幅提高采收率的潜力。利用数值模拟对CO₂驱开发技术进行优化设计,采用五点法井网,连续注气开发,预计提高采收率13.37%,CO₂换油率0.330 t/t,为下一步矿场试验提供了理论依据。     

鄂尔多斯盆地油沟区长4+51低渗透油藏二氧化碳驱先导试验

鄂尔多斯盆地低渗透油藏储量丰富,但注水驱油效果不佳且陕北地区水资源匮乏,亟需新的驱油技术降本增效。为此,基于吴起油沟油区长4+51油藏特征,利用20 m细管在60 ℃下进行了CO₂驱替模拟实验,在此基础上,结合油藏特征设计了施工参数,并选取了5个井组进行CO₂驱先导试验,通过注CO₂前后地层压力对比、CO₂驱油效果、实施区CO₂泄露监测对现场施工情况进行了分析。研究表明:长4+51低渗透油藏满足CO₂混相驱的要求,井口压力8 MPa、流速0.6 t/h的施工参数可保障其混相,CO₂可在储层中均匀推进,地层压力稳步回升,注气2年同比注水驱油增产原油2 935.6 t,其换油比为3.03∶1,且在试验区土壤中未监测到CO₂泄漏。该研究可为碳捕集、利用与封存(CCUS)技术在鄂尔多斯盆地的安全推广提供技术支持,为保障延长油田稳产及陕北地方经济可持续发展提供技术参考。     

高含水后CO2驱油机理的探讨

针对高含水油藏水驱效率低,不流动区域无法波及等问题,利用微观可视模型,研究了CO₂超越水的驱油机理、油膜运移特征以及CO₂与原油间传质过程,并提出了CO₂驱替不连通区域的驱替机制。实验结果表明,在CO₂驱油过程中,原油中的蜡不断在孔喉处沉积并堵塞孔喉,CO₂可以超越孔道中水的阻碍进一步驱替残余油,通过柱面流和柱状流两种流动方式将其中的原油驱替出来,且由于CO₂中分子聚集现象的存在,使其具有较强的溶解原油的能力,可从原油中萃取轻烃组分,对原油中重质组分具有一定的溶解能力。     

高含水油藏CO_2驱油机理

CO_2驱油能够有效提高原油采收率,但在高含水油藏中,水能够溶解CO_2,并影响CO_2与原油接触,从而影响驱油效果。针对这一问题,开展了CO_2在油、水中的浓度分配实验,通过建立CO_2在油、水中扩散的数学模型,使用核磁共振研究CO_2驱替实验,探索了CO_2在高含水油藏中的溶解扩散机理以及对综合驱油效果的影响。结果表明,在高含水油藏中,CO_2在水中溶解损失的比例不高,同时CO_2能够快速渗透水膜,与被水屏蔽的剩余油接触,波及水驱未波及区域内的剩余油。由于水膜阻隔了原油与CO_2的直接接触,在CO_2驱替过程中会首先驱出水膜,使油、气直接接触,再驱出剩余油。其宏观表现为注气早期含水率较高、采油速度较低,当CO_2突破后,含水率急剧下降,采油速度升高。研究明确了高含水油藏CO_2驱油机理,解释了其见效特征,并为改善高含水油藏CO_2驱油效果提供了参考。     

高温高压条件下CO_2-原油-水体系相间作用及其对界面张力的影响

采用轴对称悬滴形状分析技术研究了高温、高压条件下CO_2-原油体系和原油-碳酸水体系的相间作用及其界面张力的变化规律。研究结果表明:在高温、高压条件下CO_2与原油之间的相间作用可分为2个阶段,第1阶段为CO_2溶解并使原油膨胀,第2阶段为CO_2抽提轻质组分并使油相体积减小;压力增大,CO_2与原油的相间作用速度变快,压力接近最小混相压力时,油滴形态变得极不稳定,CO_2对轻质组分的抽提作用增强,CO_2与原油界面变模糊。温度和压力是影响CO_2与原油界面张力的主要因素,温度越高,气液界面越不稳定,动态界面张力波动越大,平衡界面张力越大;压力越高,动态界面张力达到平衡时间越短,最终的平衡界面张力越低。原油-碳酸水体系界面处的相互作用较弱,油水界面清晰,油滴形态稳定。CO_2从水相向油相逐渐扩散过程中,油滴体积不断膨胀并逐渐达到稳定,未出现CO_2抽提轻质组分导致油滴体积减小的现象。随着CO_2在水相中的溶解及向油相中的扩散,界面张力逐渐下降并达到平衡;温度和压力越高,油水界面张力达到平衡的时间越短,油水界面张力越小。