长岩心CO2非混相驱中注气速率对重力超覆的影响

针对室内难以模拟真实油气运移中重力超覆的问题,课题组自主研制了一种二维高温高压气驱超覆物理模型,通过上下层产出流体差异对超覆程度进行表征,开展不同注气速率下长岩心CO_2非混相驱实验,利用岩心上、下层气体突破时采收率比值、最终采收率及岩心剖面剩余油分布等评价重力超覆程度,并分析注气速率对重力超覆的影响机理。研究结果表明,以0.1 mL/min的低注入速率注入时,岩心下层几乎不产油,上层采收率所占比重高达97.5%,岩心整体波及效率低,最终采收率仅为49.49%,重力超覆严重;注气速率逐渐增加至1 mL/min,岩心上层采收率所占比重由97.5%逐渐降至50.9%,最终采收率高达60.26%,岩心剖面剩余油随注气速率增加而减少,重力超覆减弱。随注气速率的增加,CO_2水平黏性力增大,对油气密度差引起的垂向重力抑制作用增强,重力超覆减弱,岩心整体波及效率得到改善。实验结果可为低渗油藏CO_2驱注气参数优化提供理论依据。图11表1参15     

浅层边水断块油藏氮气复合吞吐实验

浅层边水断块油藏由于含油面积小、非均质性强、黏度高以及开发过程中存在边水突进快等问题,氮气吞吐可有效补充地层能量,具有控抑边水突进的潜力。通过采用高温高压边水径向流模型对氮气、氮气-表面活性剂和氮气-二氧化碳3种吞吐介质控水增油可行性进行室内实验研究,以吞吐阶段含水率最大降低值、控水持续时间和采收率提高程度为指标,并结合模型压力变化对3种吞吐介质控水增油效果进行评价和对比,并在此基础上分别分析3种吞吐介质控水增油机理。结果表明,3种吞吐介质均能控抑边水;氮气吞吐控抑边水能力最强,但氮气的驱油效率低,增油效果较差;而氮气复合吞吐在实现控抑边水的基础上,通过表面活性剂和二氧化碳提高了驱油效率,增油效果优于氮气吞吐。     

CO2混相驱注气速率对重力超覆的影响规律

CO₂驱可以改善低渗透油藏的开发效果,并通过置换油气等方式实现CO₂地质埋存,但由于油气密度差的存在,会形成CO₂重力超覆而影响驱油效果。为明确油层厚度较大的低渗油藏中CO₂混相驱条件下注气速率对重力超覆程度的影响规律,分别采用室内物理模拟实验和数值模拟等方法进行研究,并通过建立的数值模型和超覆程度表征方法,系统评价注气速率的影响规律,从而对注入量等参数进行优化。结果表明,混相驱条件下仍存在一定程度的重力分异,且随注气速率的增加,重力超覆程度减弱,混相驱采收率提高,但相比非混相条件,超覆程度较低,通过注气速率优化减弱其影响的效果更为明显。针对给定模型的模拟计算结果表明,当注入量大于10 t/d后超覆程度影响减弱,因此,为保证厚油层CO₂混相驱油效果,在不发生气窜的前提下应适当采用较大的注气速率以减弱重力超覆的影响。研究结果对于CO₂驱油现场试验方案设计和注气参数优化具有一定的指导意义。     

低渗透油藏渗透率对CO2驱重力超覆的影响规律

为明确低渗透油藏渗透率对CO_2驱重力超覆的影响规律及相关机理,采用气驱超覆物理模型开展不同渗透率岩心的CO_2非混相和混相驱室内实验,以岩心气体突破时的上层采收率所占比重及岩心最终采收率等参数评价重力超覆程度,从而得出重力超覆规律,并分析其影响机理。实验结果表明,在较小渗透率变化范围内,渗透率增加对黏性力及重力的增加幅度影响较小,尤其在混相驱中,油气黏度和密度差异较小,渗透率增大后重力超覆的程度增加不明显;渗透率增加将增大非混相驱中气驱前缘移动速度,降低混相驱中油气混相程度,加之重力超覆程度加剧,最终采收率较低;韵律油层开发中可利用渗透率对重力超覆的影响规律,避免或利用重力超覆,尤其在CO_2非混相驱中,正韵律油层的开发效果会更好。     

厚油藏CO2驱气体超覆现象分析

针对厚油藏CO_2驱过程中气体发生超覆会造成垂向波及效率低的问题,为研究CO_2的超覆运移距离,自主研制高温高压超覆模型,采用分层采集流体的方式,改变岩心长度(分别为60,50,40 cm)开展气驱实验,上、下出口端的产量分别表征岩心上、下部的开发效果以评价其超覆程度。实验结果表明,重力分异作用下CO_2的运移过程可以分为3个主要阶段:气体均匀推进阶段(0～40 cm)、过渡阶段(40～50 cm)和超覆完成阶段(50～60 cm)。建立了比值法和面积法进行超覆程度的量化表征,气体运移距离越远,上、下出口端产油量差异越大,超覆程度指数增幅越大,总产油量降幅越大。因此,油田生产中,在保证经济利益最大化的前提下应尽可能减小井距以减弱气体超覆对开发效果的影响。     

缸套孔系镗车复合数控机床的设计研究

根据柴油机机体缸套孔系结构及精度要求,提出了镗车复合加工新工艺,研究设计了双轴进给精镗止口、缸套孔、套筒偏心双层主轴单轴驱动精车止口端面立式数控机床,为稳定高效加工柴油机机体缸套孔系提供了新技术、新装备.     

边水断块油藏水平井组CO2协同吞吐注入量优化实验研究

针对边水断块油藏单口水平井CO2吞吐过程中气体波及体积小、有效期短等问题,采用室内物理模拟实验方法,研究并优化了水平井组CO2协同吞吐注入量,分析边水断块油藏CO2吞吐控水增油效果。采用自行设计的三维水平井组开发物理模型,进行水平井组CO2吞吐实验,分析不同注入量的吞吐闷井压力变化以及开井的生产动态,并结合CO2气体本身物理性质以及其与原油的高温高压物性分析结果,明确了注入量对边水断块油藏水平井组CO2吞吐的影响机理,优化了实验条件下的注入量。实验结果表明:当CO2注入量由0.07 PV增至0.14 PV时,井组综合含水率降幅由0.72%扩大至5.93%,增油量由31.4 mL增至148.7 mL,增加注入量对水平井组CO2吞吐的控水增油效果促进明显;当CO2注入量增至0.14 PV时,采出程度增幅虽达22.36%,标况下累积产气量却高达8 050 mL,气体利用率降低。CO2控水增油的主要机理为:一定压力条件下,CO2的压缩系数降低,注入过程中能量损失小,促进气体进入地层,增加了气体波及范围;原油中CO2组分增加,原油流动性增强;增加注气量,提高注入气的波及效率。     

气水交替改善CO2驱油效果的适应界限*

针对低渗特低渗透油藏CO2驱油效果差、气窜现象严重等特点,开展了CO2驱气水交替注入(WAG)方式改善CO2驱油效果研究,评价了岩心渗透率及其非均质性对气水交替驱油效果的影响;选取天然露头和人造非均质岩心,对气水交替的注入速率、注入参数及注入量进行优选,进行了WAG驱的适应性评价。研究表明,对于0.5×10^-3、1×10^-3和5×10^-3μm^2的低渗特低渗均质岩心,气水交替驱能够实现良好的流度控制作用,延长CO2的窜逸时间,且渗透率越低,气窜时间越晚;渗透率级差为5、10和50的非均质性岩心,渗透率级差越小,气水比越高,提高采收率效果越好。渗透率级差大于10时,气窜时间明显提前,特别是当级差大于50时,气水段塞无法有效启动低渗基质中的剩余油,快速气窜而无经济效益。利用气水交替在适应界限范围内可显著降低CO2流度,延长CO2窜逸时间,启动基质中的剩余油,提高剩余油采收率。图16表2参20。     

二氧化碳与稠化剂降低流度改善气驱效果评价*

由于地层条件复杂、非均质性严重,天然或人工裂缝发育及CO2本身存在的不利流度比等因素,造成CO2气窜严重,采收率低。为了降低气体流度、改善CO2驱替效果,YC油田根据CO2性质提供了一种线性嵌段共聚物稠化剂。通过室内模拟YC油田区块,对稠化剂/CO2体系进行了剪切流变性、高温高压流变性静态评价;再结合二维岩心、三维三轴模型驱油实验,动态评价了稠化剂/CO2体系的驱油效果。结果表明,稠化剂与CO2形成的体系在40数80℃具有良好的稳定性,可增大CO2黏度(0.014 mPa·s)约20倍。温度对稠化剂/CO2体系黏度的影响较小。随剪切速率增加,稠化剂/CO2体系黏度减小;随着压力的增加,稠化剂/CO2体系的黏度逐渐增大。在模拟地层条件下,稠化剂/CO2体系具有良好的降低CO2流度和改善气驱效果的作用。对于非均质性岩心,渗透率级差小的岩心的采收率增幅(13.75%)大于渗透率级差大的岩心(11.98%);对于均质岩心,稠化剂/CO2体系可有效改善CO2气体严重窜逸的问题,进一步发挥CO2良好的驱油效果,大幅提高原油采收率。图10参21。