油藏条件对超临界CO2扩散行为及浓度场分布的影响*

超临界CO_2(scCO_2)在原油中的扩散行为直接决定了其吞吐提高采收率的效果,尤其对于致密页岩等非常规油藏。本文根据压降法搭建了测定scCO_2在原油体相中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、温度、原油黏度等油藏条件对scCO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,并建立了scCO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。研究结果表明,scCO_2在原油体相中的扩散系数为10~(-8)m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓;升高温度促进了CO_2分子的扩散,但在临界温度点附近出现最大扩散系数;扩散系数随原油黏度增加快速递减。经过0.4 h扩散,扩散前缘可以完全抵达高度为2.8 cm的油相底部,10 h后scCO_2能够完全充满整个油相空间,在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。图16表1参17     

轻质和重质原油氧化特性及其动力学

通过热重/微商热重-差热联用分析手段(TG/DTG-DTA)对比分析了一种轻质油和一种重质油的氧化特性和氧化动力学参数。实验结果表明:重质油和轻质油在常压空气流条件下的氧化反应都可以观察到3个明显的反应区间,分别为低温氧化反应(LTO),燃料沉积(FD)和高温氧化反应(HTO)。DTA曲线显示重质油在低温氧化(LTO)和高温氧化(HTO)反应区间的放热峰热流量均高于轻质油,且在高温氧化反应阶段(HTO)更明显。对比分析TG和DTG曲线发现,重质油开始发生快速热重损失及出现最高质量损失速率的温度均高于轻质油。采用Arrhenius方法和Ingraham-Marrier(I-M)方法计算的重质油的氧化反应活化能(LTO,26.19—26.45 kJ/mol和HTO,150.45—157.11 kJ/mol)均高于轻质油的活化能(LTO,12.33—13.75 kJ/mol和HTO,107.31—122.31 kJ/mol),表明轻质油更容易和氧气发生氧化反应。这表明,相比稠油油藏注空气,轻质油藏注空气技术更容易实现较好的驱油效果。     

南堡35-2CEP平台净化水缓冲罐存在问题及改造措施

南堡35-2油田属于高粘重质油油田,油田CEP平台处理B平台热采井采出液的难度大。含油污水进入净化水缓冲罐后,造成顶部浮油聚集、底部沉积污泥。目前净化水缓冲罐内没有底部排污管线,只有固定式单管收油装置,且操作复杂,排油效率低。由于收油及排污不彻底,净化水缓冲罐净化水含油基本上比核桃壳滤器出口含油高4~7ppm。因此,需要对净化水缓冲罐内增加浮动式收油装置和底部排污管线,来达到提高注水水质的目的。     

自生CO2泡沫驱油可行性研究

针对低矿化度,中低温的稠油油藏,开展自生CO<,2>泡沫驱油的可行性研究.通过大量的实验,筛选出了稳定高效、经济可行的生气体系以及性能优越的起泡剂和稳泡剂,得到了优良的自生泡沫体系配方.考察了温度对自生泡沫体系起泡性和稳泡性的影响,并对自生CO<,2>泡沫体系的粘度的长期稳定性和油水界面张力性质进行了测定.实验结果表明...     

强化空气泡沫体系的长期有效性

在漫长的驱油过程中,强化空气泡沫驱体系势必发生一些不利于驱油的变化。针对研制的强化空气泡沫体系(0.1%十二烷基硫酸钠ZD8+0.05%甜菜碱G5+0.2%疏水缔合聚合物WP8),在90℃下对强化泡沫体系(以下简称ZGP体系)和老化后的强化泡沫体系(以下简称ZGPA体系)进行一系列的性能对比研究,并进行了泡沫驱替实验。实验结果表明,ZGPA体系的析液半衰期为522 s,仅为ZGP体系的1/3。ZGP泡沫体系能够形成更完整、致密的多层次网络结构,泡沫壁整体性较好;而ZPGA体系泡沫中的骨架结构疏松、泡沫壁整体性较差、气泡大小均匀性差。两者均具有较好的耐油性,ZGPA体系的相对较差。在泡沫驱替实验中,ZGP体系泡沫的阻力系数增加较快,后续阻力系数是ZGPA体系的4数5倍。在水驱基础上,两者提高原油采收率分别为47.5%和25.7%。     

东海地区低孔低渗透气田完井液优化技术

针对东海地区高温、低压、低渗透油气藏常规完井液技术当前存在的问题,基于有机物高温碳化理论,用有机高分子吸水材料研制出了满足该地区完井作业的一种尺寸分布广泛的软颗粒状无(低)渗漏完井液体系,基本配方为:淡水+0.5%螯合剂YF-1+1%~2%胶凝剂SW-1+0.5%稳定剂WDJ-1。体系黏度在常温下(25~120 mPa.s)可调,与地层水配伍性好,对管材具低腐蚀性。完井液在120~130℃高温动态污染实验中可发生碳化反应,在岩心端面可生成一种致密黄、黑色黏稠状胶质暂堵层,有效地避免了工作液的滤失,岩心中黏土矿物对有机高分子吸水材料起到了一定的热催化作用。目的层岩心动态污染后,自然返排渗透率恢复率可超过90%。现场应用表明,该体系在东海地区天外天高温低渗透砂岩油气藏具有优异的保护储层效果,提高了低压产层的承压能力,极大地降低了水相圈闭损害,并促使了A7s等气井获得高产。     

转向重复压裂暂堵剂ZFJ的研制

暂堵转向重复压裂技术是提高油层挖潜水平的有利手段。文章通过对聚合物浓度、预胶联浓度、第二交联剂浓度、破胶剂浓度系统的研究,确定转向重复压裂暂堵剂ZFJ主要配方组成:2.5%～3%聚合物A+聚交比为70:1的预胶联+0.8%～1.2%第二交联剂+0.2%～0.35%破胶剂X。评价了暂堵剂ZFJ耐酸碱性及抗盐性能和对不同渗透率、缝宽地层的暂堵和破胶情况。实验研究表明暂堵剂ZFJ有较好的耐碱和抗盐性,有一定的耐酸性能够满足暂堵转向重复压裂要求。     

一种大孔道超强堵剂的室内实验研究

针对大港等老油田长期注水开发形成的大孔道造成注水波及效率低,提高采收率难度大,在模拟油藏温度80℃、矿化度13454mg/L的条件下,以分子量为100×104、浓度为1%～3%的阴离子型部分水解聚丙烯酰胺(PHPAM)配与0.8%～1.4%复合交联剂A交联形成的超强堵剂,能稳定5个月以上。通过岩心流动实验表明对高渗透岩心的封堵率超过95%,强度大于25MPa/m,是一种性能良好的大孔道堵剂。     

污水配制碱-合物体系的黏度稳定方法

为提高污水配制碱-聚合物体系的流度控制能力，确保体系的驱油效果，根据高分子氢键、聚电解质、黏土矿物和醇类稳黏效应，借助热氧老化实验，研究了聚乙烯醇、阳离子聚丙烯酰胺、蒙脱土、丙三醇、高碳醇对污水配制碱-聚合物体系黏度的作用情况。结果表明，它们能通过产生分子间氢键力、库仑力、范德华力等方式改善碱-聚合物体系的黏度稳定性；同时其改善效果受到体系pH值、小分子电解质含量以及温度的影响。在室内研制了GH复合型黏稳剂，对其性能进行了考察。结果表明，GH用量在10mg/L时即可对体系产生稳黏作用，且该作用随其用量的增加而增强。当其用量为150mg/L时，能使体系在63℃下老化80d的黏度保留率高达129.3%。     

无碱SPG体系对渤海稠油冷采实验研究

针对渤海NB35-2海上稠油(油藏温度下1 580 mPa·s)油田提出以物理降黏和提高驱替介质黏弹性为主,同时降低界面张力至10-2 mN·m-1的SPG复合驱(SPG即表面活性剂,KYPAM和自生CO2体系)技术.模拟NB35-2油田物性和流体性质,通过SPG体系动态黏弹性实验、可视化岩心驱替实验和宏观岩心驱替实验,对渤海稠油冷采做了可行性研究.结果表明,在SP体系中加入少量自生CO2体系,就可以使体系不但具有SPG和CO2驱的优点,而且可以通过二氧化碳在原油中的溶解降低稠油的心度,通过SP与自生二氧化碳体系的协同作用能提高SPG体系的黏弹性,大大改善油水流度比和提高微观驱油效率.