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。     

CO2气驱封窜用改性凝胶体系的研制与室内评价

开发了一种CO2气驱封窜用改性凝胶封窜剂。凝胶稳定性试验表明,二价阳离子浓度以及酸碱度对该改性凝胶封窜剂的稳定性有明显影响,随着Mg2+或Ca2+浓度的增加,凝胶强度呈先上升后下降的趋势,改性凝胶体系中Mg2+的适宜浓度在0～1500mg/L,Ca2+适宜浓度在0～1000mg/L。适宜pH值范围5～9。单岩心与并联岩心封堵试验均表明,选择的改性凝胶体系在渗透性高的岩心有良好的注入性,而在低渗岩心注入性很差,即可以减少改性凝胶在低渗岩心的注入量,从而选择性地封堵高渗岩心。在并联岩心CO2驱封窜试验过程中,气驱压力0.15MPa与模拟温度65℃条件下,低渗岩心先有流体流出,而高渗岩心则在注气压力升到0.2MPa后才有流体流出,说明改性凝胶体系进入高渗岩心后,在65℃温度下可以成胶,并能有效地封堵高渗岩心,使后续CO2驱时气体转向进入低渗岩心,从而驱出低渗岩心中的原油。并联岩心在改性凝胶封堵后再进行CO2驱时,低渗岩心能提高采收率4.8%,高渗岩心提高采收率为5.4%。     

低渗透裂缝性油藏 CO2驱两级封窜驱油效果研究

为了解决低渗透裂缝性油藏实施CO_2驱油过程中发生的气体窜逸问题,提出了在用改性淀粉凝胶体系调堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道的"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油技术,即选择改性淀粉凝胶体系(4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.05%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.18%成胶控制剂叔丁基邻苯二酚)和乙二胺分别作为裂缝、基质中高渗通道的封堵剂。分别考察了改性淀粉凝胶体系对岩心裂缝、乙二胺对基质中高渗通道的封堵、驱油效果,研究了"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油作用。结果表明,45℃下,单独使用改性淀粉凝胶可对渗透率0.65×10~(-3)μm~2岩心的填砂裂缝进行有效封堵,封堵后CO_2气驱时岩心进出口压差基本恒定,凝胶具有良好的封堵强度,气体流速降低81%,采出程度提高25%;单独使用加入乙醇保护段塞的乙二胺体系可对渗透率1.37×10~(-3)μm~2的岩心的相对高渗带形成封堵,气体流速降低85%,采出程度提高5.3%,但是不加乙醇保护段塞的乙二胺很难注入低渗岩心;渗透率4.5×10~(-3)μm~2填砂裂缝岩心在用改性淀粉凝胶体系封堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道,注入压力分别高达3.5 MPa和5.6 MPa,注入改性淀粉凝胶后再注入乙二胺后岩心采出程度分别提高29.2%和23.3%,两级封窜驱油效果明显。     

改性淀粉凝胶体系控制CO2窜逸技术研究

针对CO₂驱油过程中发生的窜逸问题,进行改性淀粉凝胶体系控制气窜技术研究。通过非正交实验,对改性淀粉凝胶体系进行了优化：4.00%淀粉+4.00%丙烯酰胺单体+0.05%交联剂+0.18%成胶控制剂。考察在一定注入条件下,该体系在闭合裂缝和填砂裂缝中的注入性以及在渗透率级差组合岩心中的选择封堵性能。研究表明：改性淀粉凝胶进入闭合裂缝和填砂裂缝岩心的平均深度为岩心长度的52%和55%,一次气驱基础上平均提高采出程度为12.3和14.5个百分点。在渗透率级差为100和大于1000的并联岩心中注入堵剂后,综合采出程度分别提高了21.5和19.0个百分点。气窜被控制后,可有效启动裂缝以外或岩心低渗部分基质中的剩余油。改性淀粉凝胶体系成交时间可控,注入性能良好,封堵强度合适,具备矿场实施的可行性。     

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。     

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。     

裂缝非均质油藏注CO2驱防气窜弱凝胶体系的研制及评价

针对JZ25-1 S油田非均质裂缝低渗高矿化度的油藏特征,研制了一种适合该类油田的防气窜弱凝胶体系,并对该体系的耐温、耐矿化度及注入性能进行了评价。注CO_2驱防气窜弱凝胶体系配方为:1 500 mg/L JHW-5+100 mg/L JLJ-1+100 mg/L WDJ-1+60 mg/L HSJ-1。该防窜体系具有较好的热稳定性和耐矿化度性能,在非均质储层中的注入具有选择性,在低渗透层中的压力梯度明显高于高渗层。     

CO2驱沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理

为揭示CO_2驱过程中沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理,选取3种不同沥青质含量的原油样品及相同渗透率的石英砂环氧树脂胶结人造岩心,模拟实际地层的温度、压力进行室内驱替实验,并通过核磁共振技术分析沥青质沉积对不同尺度孔喉中原油采收率的影响。实验结果表明:原油中沥青质含量越大,驱替过程中其沉积量越大;同时,岩心样品中的沥青质沉积量也随着CO_2注入量的增加而增加;驱替实验的最终采收率受沥青质沉积量的影响,沉积量越大,采收率越低。核磁共振技术测试结果表明,沥青质沉积对较大孔喉(2.0~200.0 ms)的采收率无明显影响。但是,对于较小孔喉(0.1~2.0 ms),沥青质沉积会产生一定程度的堵塞效应,导致剩余油难以采出,最终影响整体的采收率。     

基于裂缝径向流物理模型的CO2驱注入方式研究

针对水驱后CO2驱不同注入方式优选问题,基于裂缝径向流物理模型,开展一注四采五点法井网单一裂缝和复杂裂缝CO2复合驱油室内实验,研究了低渗透裂缝性油藏水驱后不同注入工艺下CO2驱效果.结果表明:单一裂缝模型水驱后,依次实施CO2连续气驱、改性淀粉凝胶注入、乙二胺注入等不同注入工艺,油藏阶段采出程度呈现先增加后降低的趋势...     

利用斯通利波评价裂缝性致密砂岩储层的渗透性

渗透率是储层评价中的重要参数。在裂缝大量发育的致密砂岩储层中,准确计算地层的渗透率对储层的产能提升具有重要的意义,而常规的方法很难满足这一要求。以渗透性地层的测井声波传播理论为基础,研究了利用斯通利波计算渗透率在致密砂岩储层中的应用。在经波场分离、合成斯通利波波形、计算斯通利波的频率偏移和时间延迟后得到了地层的渗透率。在现场应用中取得了很好的效果,证实了该方法的有效性,从而为油气田开发方案的合理编制提供了可靠的基础资料。     

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。      

裂缝性低渗砂岩气藏水基钻井液欠平衡钻井储层保护

采用水基钻井液欠平衡钻进裂缝性低渗砂岩气层时,裂缝面和基质孔隙内同时存在指向地层的毛细管力,欠平衡压差并不能完全抵消该力,因而为钻井液侵入提供了驱动力。评价水基钻井液欠平衡钻井是否对裂缝性低渗砂岩储层造成损害的相关研究较少,为此,设计了一套试验装置模拟水基钻井液欠平衡钻井条件,研究了裂缝性低渗砂岩气藏在水基钻井液欠平衡钻井过程中的损害情况及其机理。研究结果表明:水基钻井液欠平衡钻井过程中逆流自吸效应以及伴随的钻井液吸附是造成储层损害的主要原因,但损害程度低,侵入深度浅;如果欠压状态不稳定,钻井液会迅速侵入裂缝,影响其渗流能力,并且这种影响随裂缝宽度的增大而增强。     

低渗砂岩油藏CO2驱相态及组分变化规律

为了解低渗砂岩油藏W区块注气开发过程中的相态、油气组分变化和储层原油对注气的反应,利用质量守恒和状态方程等经典理论,以CO₂气体为注入介质,通过注气膨胀、气相色谱实验和PVT相平衡模拟软件进行原油组分变化特征研究。结果表明:CO₂注入量增至0.814 mol时,泡点压力升高了0.96倍,样品体积膨胀了2.09倍,流体中CO₂含量由背景值的0.6%逐渐升至81.0%,说明该区泡点压力主要受轻烃组分控制,原油组分因气体的溶解和分离发生明显改变。该研究可为东濮凹陷低渗砂岩油藏注气提高采收率、油气输运工艺设计、开发方案编制提供技术支持,对其开发具有重要的实际意义。     

裂缝型碳酸盐岩油藏实施CO2泡沫驱的基岩采收率

裂缝型碳酸盐岩油藏CO2驱后采收率的高低主要取决于CO2从裂缝到基岩的流动,因此CO2分子从裂缝向基岩中原油的扩散作用会影响采油速度。在CO2驱中泡沫CO2显示了其在提高宏观驱油效率方面的作用。然而,泡沫剂是提高还是降低了从基岩到裂缝的采油速度还需要确定。一个裂缝模型中研究了油藏条件下裂缝型碳酸盐岩油藏CO2驱过程中泡沫CO2对采油速度的影响。这个裂缝模型通过把水驱后的岩心塞置于带有环空的不锈钢壳电解槽的环空中制作而成。裂缝被注入的CO2气以及同时注入的CO2气和泡沫剂溶液充满,或者在岩心塞外注入水和泡沫剂。利用压力衰减法来确定人造海水、地面脱气原油和CO2泡沫剂水合溶液中CO2的体积扩散系数。同时注入CO2气和水合泡沫剂溶液的采收率比单独注入CO2时的采收率略高。在人造海水和水合泡沫剂溶液中测得的CO2的体积扩散系数表明在实验条件下被测泡沫剂对CO2的渗透没有太大影响。油藏条件下对于CO2-人造海水和CO2-地面脱气原油系统而言,可以预测体积扩散系数与之前出版的文献资料中的值相似。     

应用ICT技术研究致密砂岩气藏储集层裂缝特征

塔里木盆地某气田下白垩统巴什基奇克组储集层属于典型的低渗裂缝性砂岩储集层,由于经历构造运动期次多、埋藏深度大、夹层发育,储集层裂缝演化发育规律复杂。目前常用的裂缝描述方法（包括医用CT）存在精度低、定量评价效果差等不足。利用ICT层析扫描成像技术（工业CT）对该气田低渗裂缝性砂岩岩心内部裂缝进行了精细扫描成像,在此基础上对裂缝形态特征、产状、充填特征、空间组合和裂缝成因分类进行了系统研究。研究结果指出,研究区裂缝以高角度构造缝为主,可划分为张性缝、剪切缝和多期混合缝,裂缝形态有直线型、折线型、复杂网状、穗状和帚状等类型,首次发现裂缝发育复杂的“多层充填结构”,ICT扫描裂缝孔隙度主要为0.01%~0.04%     

利用 CT技术研究裂缝性油藏改性淀粉凝胶调堵液流转向

针对常规方法研究裂缝性油藏封堵后液流转向过程不能观察油藏内部孔隙结构和流体运移特征的问题,运用改性淀粉凝胶封堵人工裂缝, 利用 CT扫描技术和岩心驱替实验, 研究了裂缝性油藏调堵液流转向机理, 通过 CT图像呈现岩心孔隙特征、 油水分布及裂缝封堵后注入水扩大波及体积过程。结果表明, 人工裂缝贯穿整条岩心, 孔隙分布均匀, 平均孔隙度 22.7%, 注入水沿着裂缝窜流, 不能建立起有效的驱替压差, 基质波及程度低, 一次水驱原油采收率仅为 10.6%。改性淀粉凝胶可有效封堵裂缝孔道, 迫使注入水液流转向, 启动岩心基质, 二次水驱波及体积大约扩大到岩心基质体积的 2/3, 最终采收率为 46.1%, 提高了 35.5%。CT扫描技术为研究封堵裂缝性油藏机理提供了可视手段。图 7参 18     

裂缝性砂岩储层表皮因数分解方法研究

研究了单相不可压缩流体在裂缝性砂岩储层中作单向线性渗流时总系统表皮因数与裂缝系统表皮因数、基质系统表皮因数之间的关系。裂缝系统的表皮因数与总系统表皮因数、基质系统表皮因数、总系统渗透率、基质系统渗透率及面缝率有关。当裂缝发育时,总表皮因数与裂缝系统的表皮因数近似相等。即总表皮因数只取决于裂缝系统的表皮因数,而与基质系统表皮因数大小无关。当裂缝发育时,酸化解堵等措施只需针对裂缝系统来进行,不需考虑基质系统污染情况。该文研究为正确评价和改造裂缝性砂岩油气层提供了理论依据。     

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...     

致密油藏压裂水平井产量预测

针对致密油藏压裂水平井流态复杂及全生命周期产量预测误差大的问题,在对前人经验递减模型适用性研究的基础上,选取以不稳定流和过渡流为主导的产量指数递减（SEPD）模型及以边界控制流为主导的指数模型进行组合,通过结合节点处的产量相等和递减率相等,构建了以边界控制流时间为节点的全生命周期新型分段产量预测模型,同时建立了广义回归神经网络算法下的边界控制流时间预测方法及分段函数的最小二乘法拟合参数求取方法。结果表明,不论是否到达边界控制流,新模型普遍比单一SEPD模型和指数模型的拟合度高,其预测结果更接近于生产后期的指数评估结果,误差小于5%。