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。      

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。     

特低渗油藏不同CO2注入方式微观驱油特征

为研究特低渗油藏CO₂不同注入方式的微观驱油特征和孔隙动用下限,利用核磁共振技术,分析了连续CO₂驱、水驱后CO₂驱以及水气交替驱后岩心的微观剩余油分布。实验结果表明,水驱后CO₂驱和水气交替驱均能获得较好的驱油效果,连续CO₂驱能够动用更小孔隙中的原油,水驱后CO₂的注入弥补了水驱难以动用微、小孔隙（孔径小于0.5 μm）中原油的缺点,水气交替驱在中孔隙（0.5~5.0 μm）中取得更好的驱油效果。对于不同孔隙结构的岩心,储集层微观非均质性越强,小孔隙比例越高,不同注入方式下的孔隙动用下限也越高。综合来看,水气交替驱能够在长庆油田黄3区块长8油藏取得较好的微观驱油效果。     

裂缝性致密油藏二氧化碳吞吐基质-裂缝间流体渗流特征研究

为深入探究裂缝性致密油藏CO₂吞吐过程中基质-裂缝间流体渗流机理,采用自主设计的高压无磁岩心夹持器开展脉冲式注CO₂吞吐岩心实验。基于核磁共振T₂谱测试原理,对CO₂吞吐过程中的岩心进行在线扫描,研究CO₂吞吐过程中基质内孔隙中原油的微观动用特征和基质-裂缝间流体的渗流特征。结果表明:CO₂进入裂缝后,沿着裂缝驱替原油,而基质中原油无法动用。闷井初期,基质大孔隙(20.5 ms＜T₂≤716.0 ms)中饱和CO₂后的原油在膨胀作用下进入裂缝;闷井后期,CO₂抽提引起的原油浓度差异扩散和不同孔径孔隙毛管力逐渐成为主导动力,延长闷井时间能够有效提高基质中原油动用程度。原油采收率主要贡献来源于大孔隙,而小孔隙的动用程度较差,随着脉冲注气周期的增加,周期基质采出程度不断降低;矿场实施过程中应减少CO₂的吞吐周期,延长闷井时间,并将衰竭压力下限设定在饱和压力附近,以提高CO₂吞吐过程的总采收率。研究成果为裂缝性致密油藏提高采收率提供了参考和借鉴。     

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...     

致密油藏大注入量CO2 驱油机理研究

基于松辽盆地砂岩油藏岩样，进行CO₂驱替饱和原油岩心实验，结合核磁共振和油组分分析，研究CO₂驱油机理。选取松辽盆地中渗、低渗、特低渗和致密岩样，分析渗透率对CO₂驱替的影响效果；分成三个阶段进行驱替实验，分析注入量对CO₂驱替的影响效果。以特低渗岩样和致密岩样的大注入量CO₂驱替作为研究重点，通过控制变量的方法，研究松辽盆地特低渗致密油藏大注入量CO₂驱油机理。实验表明，对于特低渗致密油藏，大注入量CO₂驱替可以获得很好的驱油效果。小注入量驱替后，低渗和中渗样的平均采出程度为30.56%,特低渗岩样和致密岩样的平均采出程度为26.21%;在大注入量驱替后，低渗和中渗样的平均采出程度为55.92%,特低渗岩样和致密岩样的平均采出程度为67.00%。说明大注入量CO₂驱替可以有效提高油藏采出程度，且提高幅度对于特低渗致密油藏更为明显。大注入量完全混相的CO₂驱替可以获得很好的最终采出程度，最高...     

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。     

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。     

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。      

页岩油储集层二氧化碳吞吐纳米孔隙原油微观动用特征

采用低温氮气吸附实验分析页岩岩样孔径分布、比表面积和孔体积等参数,进而对弛豫时间(T₂)与孔径间的转换系数进行标定,在此基础上开展了页岩 CO₂吞吐核磁共振实验,从微观尺度研究了注气压力、焖井时间和裂缝对页岩孔隙中原油动用特征的影响,定量评价了孔径小于等于 50 nm 的小孔和孔径大于 50 nm 的大孔的动用程度。结果表明：非混相条件下大孔中原油的采出程度随注入压力的增加快速升高,混相条件下注入压力的增加对大孔采出程度的影响减弱;无论是否混相,小孔中原油的采出程度随注入压力的增加基本保持线性增长,且随着注气压力的增大,CO₂可动用孔径下限不断降低;随着焖井时间的增加,大孔中原油的采出程度增速逐渐降低,小孔中原油的采出程度增速呈先升后降趋势,实验条件下最佳焖井时间约为 10 h;裂缝的存在能够大幅提高小孔和大孔中原油的采出程度。     

致密轻质油藏不同CO2注入方式沥青质沉积及储层伤害特征

致密轻质油藏注CO₂会引发沥青质沉积现象。为厘清不同CO₂注入方式下沥青质沉积特征及其对储层的伤害机理,以鄂尔多斯盆地延长组7段储层轻质原油为例,在明确CO₂注入量和压力对沥青质沉淀量影响的基础上,通过开展不同注入压力下CO₂吞吐和驱替实验,辅以核磁共振在线扫描技术,研究了不同注气方式下沥青质在岩心中的沉积特征,定量评价了不同注气方式下沥青质沉积对储层物性、润湿性和孔隙结构的伤害程度,从微观孔隙尺度剖析了沥青质沉积对储层的伤害机理。研究结果表明,沥青质主要在岩心入口端大量沉积,且越接近岩心出口端沉积量越小,驱替方式下的沥青质沉淀量和沉积区域大于吞吐方式;两种注入方式下孔隙度变化率相差较小,但驱替方式下的渗透率伤害率远高于吞吐方式;沥青质沉积引发岩石润湿性向亲油反转,润湿反转指数随注入压力的升高而增大,且驱替方式下的润湿反转指数大于吞吐方式;微观尺度下沥青质主要在大孔隙中沉积,但吞吐方式下大孔隙（0.092 μm≤T₂<4.500 μm）堵塞率随注入压力的升高而增大,小孔隙（0.009 μm≤T₂<0.092 μm）堵塞率则先下降、后上升;驱替方式下小孔隙和大孔隙堵塞率均随注入压力的增加而增大。     

CO2混相压裂液对低渗透储层岩心的微观作用机理

为明确CO₂混相压裂液与储层岩心的作用机理,以柳赞断块储层岩心为实例,利用岩心驱替、SEM、XRD和CT 等实验方法开展 CO₂混相压裂液体系中不返排酸、CO₂+增溶剂(或缩膨剂或降黏剂)在地层压力和地层温度下与岩心相互作用前后岩心孔隙结构、岩心矿物成分及渗透率的变化规律实验。研究表明：不返排酸和CO₂与不同水溶性添加剂混合形成碳酸溶液均具有溶蚀长石和黏土矿物的作用,且优先溶蚀长石,溶蚀后可生成高岭石和石英等矿物,其中不返排酸的溶蚀作用最强,其次是CO₂与增溶剂混合液、CO₂与降黏剂混合液;CO₂混相压裂液注入前后液测渗透率与气测渗透率呈相同的增大趋势,且液测渗透率增大幅度随气测渗透率的变化关系表现为很强的乘幂关系。该研究成果对CO₂混相压裂提高采收率技术提供一定的技术支持。     

CO2驱后水气交替注入驱替特征及剩余油启动机制

水气交替注入(WAG)是特低渗透油藏提高采收率的有效手段之一，但在CO₂连续气驱后实施WAG驱，仍然存在驱替特征模糊、剩余油启动机制不明确等问题。以海拉尔油田贝14区块为研究对象，借助Micro-CT研究WAG驱启动剩余油的微观作用机制，同时通过长岩心驱替实验研究CO₂驱后水气交替注入的驱替特征。Micro-CT实验结果表明：目标区块大孔隙的体积比例超过85%，在被CO₂全部动用后成为了气窜通道，采收率仅47.95%;CO₂驱后WAG驱不仅启动次级大孔隙中的剩余油，对中小孔隙的剩余油也有不同程度的动用。长岩心实验结果表明：在CO₂驱后开展WAG驱，水和气段塞需要交替注入一定量(0.40 PV左右)后采收率才能大幅度增加，气水比和段塞尺寸存在最优值，分别为1∶1和0.10 PV，该条件下WAG驱的采收率增幅主要由第3、4交替轮次所贡献，10轮次的水气交替注入可在CO₂驱的基础上提高采收率18.68百分点。研究成果可为特低渗透油藏CO₂驱...     

塔河缝洞型超稠油油藏二氧化碳驱实验研究

塔河油田YQ区块是典型的碳酸盐岩缝洞型超稠油油藏,其溶洞分布的随机性和裂缝尺度的多样性使常规开采方式无法取得理想的效果。由于CO₂特殊的物理和化学性质,使注CO₂成为一种新型开采缝洞型超稠油油藏方法。结合YQ区块油藏特点制作了缝洞岩心模型,开展了不同注入压力和注入量的CO₂驱油物理模拟实验,并对气窜后原油和产出气进行气相色谱分析。实验结果表明：注气压力过高或过低都会导致原油采收率降低;注气压力为53MPa,注气量为6.5倍孔隙体积时最为经济合理;气窜后CO₂对该区块超稠油抽提作用主要是抽提组分C_20-31。依据气油比和原油采收率曲线图,建议现场注气时,当油井气油比超过2700时关闭该油井。     

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。     

致密砂岩油藏超临界与非超临界CO2驱油特征

细管驱替实验结果表明陕北某致密砂岩油藏在实施CO₂驱时无法达到混相。为了明确非混相驱下CO₂超临界性质对驱油贡献的大小及对驱油特征的影响规律,开展了室内超临界和非超临界CO₂驱油实验研究。结果表明：CO₂超临界性质对驱油具有积极影响,在超临界压力点附近,压力由非超临界过渡到超临界的较小变化会引起驱油特征的明显改变。当累积注入量达到0.5 PV以后,CO₂超临界驱油效果明显好于非超临界驱油效果;超临界驱体现优势的阶段主要是CO₂注入量为0.5～1.5 PV时,相同条件下采出程度比非超临界驱最高高出约10%。超临界驱和非超临界驱换油率出现高峰的注入时段基本都在注入量约为1 PV时,但前者明显高于后者。总之,无论是在注入性能方面,还是在驱油效率和换油率等方面,超临界驱均优于非超临界驱。     

孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

在CO₂驱提高采收率的过程中,CO₂与原油、基质矿物的相互作用会对储层孔喉结构造成一定的伤害。为了揭示孔喉结构对CO₂驱储层伤害程度的影响,利用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术,通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度,评价了不同孔喉结构的岩心样品在CO₂驱过程中的伤害程度,明确了CO₂驱储层伤害机理。实验结果表明：CO₂驱过程中产生的沥青质沉积及酸化作用对储层孔隙度的影响很小,实验岩心样品的孔隙度降幅为1%左右,而渗透率受到的伤害程度较高,Ⅲ类孔隙结构岩心的渗透率降幅达20.55%,且渗透率越低、孔喉结构越差,渗透率受到伤害的程度越高;孔喉堵塞程度与孔喉结构参数成正相关关系,孔喉结构越差,中值半径越小,越容易发生孔喉堵塞;Ⅰ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度较低,Ⅲ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度明显增高,最高可达到34.32%。该研究结果可为CO₂驱现场高效应用提供依据。