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1.
CO2驱油实验研究   总被引:14,自引:2,他引:12  
为研究CO2驱油机理,并为制定开发方案提供基础数据,严格按照规定取样,按拟合泡点压力的配样原则配样,通过室内高压相态实验、CO2减黏效果评价实验和细管驱油实验,测定CO2-原油多组分体系的相行为,评价压力-体积关系和CO2减黏效果,认识CO2驱的机理和规律。细管驱油实验结果表明,通过采收率随驱替压力曲线的变化规律来确定混相条件最为准确,本次实验油样(胜利油田油样)最小混相压力为26MPa。对比总结国内外大量相关资料,认为对于特定油田的不同油样,相对饱和压力、归一化体积系数、膨胀系数、CO2溶解度和相对黏度等参数与CO2注入浓度的关系曲线是一定的,可以用回归的曲线进行有关预测。图4表1参13  相似文献
2.
CO2驱替实验压力变化特性   总被引:4,自引:3,他引:1  
在CO_2驱油试验区的开发初期,地层压力并没有明显上升,为了查明其原因,开展一维填砂模型和二维砂岩模型物理模拟实验研究.一维填砂模型CO_2驱替实验显示:在相同压力下,随着CO_2溶解量的增加,蒸馏水、盐水和原油3种流体的密度均上升后趋于稳定.结合液体升压过程中的体积缩小量计算及蒸馏水溶解实验,确认CO_2在油相和水相中因溶解而导致液相体积缩小效应是填砂模型中压力降低的主要原因.在二维砂岩模型CO_2驱替实验过程中也存在压力降低现象,对产出液体积倍数与驱替体积倍数关系曲线分析后提出:CO_2在渗流时能进入油、水所不能进入的微小孔隙从而导致注入压力降低,相对而言CO_2在液相中的溶解效应可以忽略.孔隙度计算及不同生产控制方式下碳酸盐岩岩心的CO_2驱替实验验证了分析结果.  相似文献
3.
CO2注入过程中沥青质沉淀预测   总被引:4,自引:1,他引:3  
注入CO2提高原油采收率过程中可能出现沥青质固相沉淀.鉴于沉淀沥青质的强极性,采用Anderko建立的缔合混合物状态方程描述沥青质的相行为,并由此推导沉淀沥青质组分的逸度计算公式,建立注气过程中气-液-沥青质三相相平衡数值计算模型.以某油田实际原油为例,利用模型计算了CO2注入过程中沥青质沉淀量,结果与实验数据相近,表明沥青质沉淀预测模型具有一定的准确性.在此基础上,预测了注气过程中沥青质沉淀变化规律:注入压力一定的情况下,沥青质沉淀量随着注入CO2量增加呈现先增加后减小的趋势,当CO2-原油体系中出现气相时,沥青质沉淀量达到最大;当CO2-原油体系中CO2物质的量分数一定时,在泡点压力附近沥青质沉淀量达到最大.图3表1参10  相似文献
4.
CO2驱合理注入时机探讨   总被引:3,自引:0,他引:3  
曹进仁 《海洋石油》2007,27(2):65-68
建立苏北溱潼凹陷草舍油田泰州组油藏的数学模型,运用CMG软件对该油藏开展CO2驱合理注入时机研究.研究认为该油藏越早实施CO2驱越有利于提高采收率,CO2驱最晚注入时机应在不超过含水70%之前,目前泰州组注气仍处于有利时期.在含水70%之前,不同注入时机的最终提高采收率幅度呈线形下降趋势,而在含水70%之后注入CO2,最终提高采收宰降幅较大,CO2驱油效果明显降低.  相似文献
5.
根据CO2驱油提高采收率机理,对低渗透油藏CO2驱油设计了正对行列注气、正对行列间隔注气、交错行列、行列注水4种注入方式,共6种开发方案,运用油藏数值模拟方法进行比较优选。结果表明:正对行列注气(油井150m井距、300m排距)的井网开发方案采出程度最高。运用该方案对油田进行注CO2开发具有较好的应用效果。  相似文献
6.
吉林油田CO2试验区数值模拟和方案设计   总被引:2,自引:0,他引:2  
数值模拟和油藏工程研究相结合 ,对吉林油田CO2 试验区方案进行优化设计 ,并对最优方案作了长期预报。研究结果表明 ,试验区对CO2 驱有较好的适应性。CO2 合理用量为 15 %HCPV ,最佳注入方式为段塞尺寸逐渐减小的改进交替注气水方式。达到经济极限产量时 ,试验井组内CO2 可波及区采收率提高 15 .9个百分点  相似文献
7.
CO2驱对油藏的伤害及其保护措施   总被引:2,自引:0,他引:2  
针对CO2 驱油过程中独特的沥青、石蜡沉淀作用 ,探讨了沉淀的机理和影响因素 ,在此基础上着重介绍了化学方法 (加阻垢剂 )消除沉淀的工艺措施。简要介绍了气侵、气锥形成机理和合理的注气工艺及预防注入水和CO2 气体中杂质带来的油层伤害措施 ;分析了CO2 与水形成碳酸的影响因素及防腐工艺措施  相似文献
8.
CO2在地层水中溶解对驱油过程的影响   总被引:2,自引:2,他引:0  
汤勇  杜志敏  孙雷  刘伟  陈祖华 《石油学报》2011,32(2):311-314
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20MPa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。  相似文献
9.
低渗油藏CO2驱油混相条件的探讨   总被引:2,自引:0,他引:2  
CO2与地层油能否达到混相状态对CO2驱油技术的应用效果有重要影响,界面张力法和细管实验法测量的最小混相压力(MMP)存在较大差异.岩心孔隙结构对原油相对体积及CO2密度的影响实验均说明,多孔介质的孔隙特征对流体物性参数产生较大影响,用细管实验MMP值作为油藏条件下CO2-原油体系MMP值的做法也需要理论完善.对影响CO2驱油混相条件的主要因素进行分析,认为岩石孔隙特征、地层压力以及注入流量对多孔介质中CO2-原油体系MMP有明显影响.渗透率下降,测量的MMP值也不同程度地降低;相对而言,平均地层压力较低的油藏,测量的MMP值也较低;对注入流量的研究认为优化流量可获得较低的MMP值.综合分析以上3个因素,初步建立计算多孔介质中CO2-原油体系MMP的方程.该研究将压力分布曲线进一步细化,补充了对不同压力间流体状态的描述.  相似文献
10.
二氧化碳-原油体系最小混相压力预测模型   总被引:2,自引:0,他引:2  
二氧化碳-原油体系的最小混相压力(CCMMP)是CO2驱油方案设计的关键参数之一。为了提高CCMMP的预测精度,利用实验测定的46个二氧化碳-原油体系最小混相压力数据,选取油藏温度、原油中的挥发组分、中间组分、C5+、注入二氧化碳中所含的甲烷、乙烷-丁烷、氮气和硫化氢的含量8个因素,运用统计与回归理论建立了8参数的CCMMP预测模型。并将本模型和已经发表的9种方法预测的46个油样的最小混相压力结果进行了对比,结果表明本模型的预测精度大幅度提高。利用该模型对吉林油田CO2驱油试验区的5口井油样的CCMMP进行了预测,并与实验结果进行了对比,相对误差范围0.05%~3.39%,进一步验证了本模型的可靠性。  相似文献
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