CO2驱油与封存的地面注入工艺技术

延长油田靖边乔家洼油区开展了CO2驱油与封存先导试验,初步建成单井CO2注入能力为10~20 t/d的地面注入系统。该系统主要由低温储罐、屏蔽泵、注入泵、水浴式汽化器及阀门仪表组成,储罐为系统连续供液,屏蔽泵为注入泵预增压,水浴式汽化器为储罐增压。运行初期发现储罐充液速度慢,注入泵进口压力低、预冷周期长、易气阻。通过工艺改造和操作优化,该系统逐步实现了正常注入,为低渗油藏中小规模CO2注入工艺积累了经验。     

一种新型的深水盐下层地震测量处理方法：宽方位节点法

2005年秋天，BP公司委托美国费尔菲尔德工业公司（Fairfield Industries公司）对深水墨西哥湾地区的Atlantis油田进行了一次大型宽方位测量。此次测量的目的是用P波进行宽方位盐下层成像。陡崖底部的冲沟使海底地形变得相当复杂。浅部盐体覆盖了大部分测量区，并在陡坡处的海底筏行，形成很大的速度差。该区水深在Sigsbee陡崖上方为1300m，下方为2200m。     

最小混相压力修正方法研究

最小混相压力(MMP)是气驱提高采收率研究中重要参数之一。最小混相压力计算方法包括经验公式法和理论预测法。在深入研究最小混相压力的主控影响因素基础上,建立了修正的最小混相压力经验计算模型,同时对目前的理论预测方法提出了提高计算精度的研究思路。提出的理论计算方法和经验预测方法计算精度都在90%以上,具有较好的可靠性。     

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。     

银额盆地巴北凹陷烃源岩地球化学特征与资源潜力

为明确银额盆地巴北凹陷烃源岩条件和油气资源潜力,基于研究区2口探井、1 143个泥岩样品的岩石热解和38个泥岩样品的系统测试分析资料,开展烃源岩地球化学特征研究,预测有效烃源岩的分布,分析研究区的油气资源潜力,以期为该区的勘探决策和勘探部署提供依据。结果表明：①研究区潜在烃源岩为发育于银根组（K₁y）、苏红图组（K₁s）、巴音戈壁组三段（K₁b³）、巴音戈壁组二段（K₁b²）、巴音戈壁组一段（K₁b¹）和石炭系-二叠系（C-P）的泥岩,其中以K₁b³,K₁b²,K₁b¹和C-P的有机质丰度为最高,有机质类型以Ⅱ₂-Ⅲ型为主,且高有机质丰度层段的烃源岩均达到了成熟-过成熟热演化阶段。②在有机质来源方面,高等植物对于各层段烃源岩具有较大的生源贡献。在沉积环境方面,各层段烃源岩均主要形成于弱还原-弱氧化的微咸水环境。③厘定了研究区有效烃源岩的总有机碳含量（TOC）下限值为0.80 %,成熟生烃门限深度为1 100 m,有效烃源岩主要发育于K₁b³,K₁b²,K₁b¹和C-P,其厚度在南、北两个次凹的沉积中心均较大。较好的烃源岩条件,加上活跃的油气显示,预示着研究区具有较好的油气资源潜力。     

二元复合低界面张力泡沫驱油体系研究

通过评价不同起泡剂在无油和含油30%条件下的泡沫高度、半衰期和泡沫综合指数,筛选出了起泡和稳泡性能良好的起泡剂FC-2和TC-12。加入能够降低界面张力的表面活性剂BS和稳泡剂HPAM,优化得到了二元复合低界面张力泡沫体系:0.12%FC-2+0.08%TC-12+0.1%BS+1 500 mg/L HPAM。该泡沫体系具有很好的配伍性和耐油性;当含油30%、气液比3∶1时,具有良好的起泡和稳泡性能;油水界面张力达到38.3×10-3m N/m;双管并联岩心实验结果显示,水驱后,泡沫注入量越大(0.1~0.4PV),高渗岩心对应低渗岩心的采收率越高;渗透率级差越大,对应的低渗岩心的采收率则越低。说明该泡沫体系具有一定的封堵和调剖作用,能够调整流量分配,提高波及体积,从而改善驱油效果。     

油藏封存CO_2微逃逸机理研究

明确地质封存后的CO_2逃逸机理,是CCUS工程成功应用的关键。通过理论分析,提出油藏封存后的CO_2微逃逸新概念;明确了扩散逃逸、微泡逃逸和渗流逃逸等逃逸方式,并给出了其力学控制方程。     

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。     

吴起油田Gemini表面活性剂性能评价研究及应用

Gemini表面活性剂各个体系的表面张力为30mN·m-1左右。在长2油藏条件下,在一定的使用浓度范围内均可使油水界面张力达到0.1~1mN·m-1,在浓度为0.3%时可提高不同渗透率岩芯采收率10%~15%,使用0.5%驱油剂能提高采收率达19.84%。袁和庄2号站现场试验区生产数据对比来看,产液、产油、含水波动较大。试验区注入驱油剂后产量明显增加的有25~35口,日增加产量5.91~10.2t·d-1,其含水稳定,产液量和产油量增加。     

长岩心CO_2吞吐采油物理模拟实验研究——以靖边油田墩洼油区延安组储层为例

针对靖边油田墩洼油区天然能量不足、水资源匮乏、注水困难、产量递减较快的情况,利用长岩心吞吐实验装置对长岩心CO2吞吐采油进行了室内模拟试验。结果表明,周期CO2注入量越大,采收率越大;随着吞吐周期的增加,采收率、周期累计产油量下降,其中采收率的贡献主要在前2个周期;靖边油田墩洼油区CO2吞吐采油技术可行,吞吐过程中交替注入CO2、N2则更为经济、有效。