低渗油藏非纯CO_2最佳近混相驱控制条件探讨

渤海油田发现了富含CO_2的低渗油藏Q油藏,但受条件限制难以实现CO_2混相驱。通过室内细管实验和Eclipse软件组分模型数值模拟研究了CO_2驱油效率和注入压力关系,提出最佳近混相驱概念,即在低于最小混相压力(MMP)附近存在一个过渡带,该过渡带内驱油效率并未随注入压力的下降而明显降低(细管实验得出该过渡带驱油效率达80%~90%)。综合考虑驱油效率和界面张力(IFT)随注入压力变化情况,得到了渤海油田低渗Q油藏实施非纯CO_2驱的最佳近混相区间为0.80~0.86 MMP,对应的CO_2纯度下限为64%,该油藏实施非纯CO_2最佳近混相驱具有较大的潜力空间。本文研究结果为低渗油田实施近混相驱可行性和优化设计提供了技术依据。     

低渗油藏非纯CO_2最佳近混相驱控制条件探讨

渤海油田发现了富含CO2的低渗油藏Q油藏,但受条件限制难以实现CO2混相驱。通过室内细管实验和Eclipse软件组分模型数值模拟研究了CO2驱油效率和注入压力关系,提出最佳近混相驱概念,即在低于最小混相压力(MMP)附近存在一个过渡带,该过渡带内驱油效率并未随注入压力的下降而明显降低(细管实验得出该过渡带驱油效率达80%~90%)。综合考虑驱油效率和界面张力(IFT)随注入压力变化情况,得到了渤海油田低渗Q油藏实施非纯CO2驱的最佳近混相区间为0.80~0.86MMP,对应的CO2纯度下限为64%,该油藏实施非纯CO2最佳近混相驱具有较大的潜力空间。本文研究结果为低渗油田实施近混相驱可行性和优化设计提供了技术依据。     

低渗透油藏 CO2混相条件及近混相驱区域确定

为了探究CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及在近混相条件下的驱油效果,采用室内物理模拟方法,通过均质、非均质长方体岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、岩心长度、渗透率级差和压力因素的基础上,借助采收率与各影响因素参数指标,分析非混相、近混相和混相不同阶段的曲线特征,建立了近混相驱区域的确定方法。采用该岩心实验方法,在模拟油藏条件下,CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa左右,比传统细管实验确定的17.8 MPa高出0.7 MPa,同时根据驱油曲线特征,划分了CO_2非混相、近混相和混相区域,并根据驱油效率确定出近混相驱的压力区域为16.5数18.5 MPa。建立的最小混相压力岩心测定方法和近混相驱区域划定的方法,为进一步深化CO_2近混相驱油机理的认识及YC油田CO_2矿场驱油方案的设计提供了参考。     

CO_2细管驱油实验混相动态特征表征方法

CO_2在多孔介质驱油过程中,当CO_2—原油体系具备一定条件时,就会发生油气混相的动态相平衡。通过室内细管物理模拟实验,研究CO_2—原油体系的混相动态特征。实验表明:当CO_2体积分数大于85%时,CO_2—原油体系可以达到混相状态;产出气中甲烷和氮气的相对体积分数超过70%,CO_2混相驱为蒸发气驱;CO_2混相驱效率为CO_2驱替效率和CO_2混相效率之和,其中CO_2混相效率还可细分为CO_2抽提效率和传质/扩散效率。量化CO_2与原油过渡区间的混相特征,提出"混相长度L_(细管)"和"相对混相长度Lr_(细管)"2个参数,L细管、Lr_(细管)和实验压力主要分布在2个区间:(1)横向上,L_(细管)为0.20~0.45 m,Lr_(细管)为0.10~0.3 m,压力为20~40MPa;(2)纵向上,L_(细管)为0.20~0.80 m,Lr_(细管)为0.10~0.50 m,压力为24~32 MPa;(3)重合范围,L_(细管)为0.20~0.45 m,Lr_(细管)为0.10~0.30 m,压力为24~32 MPa。该CO_2驱油实验结果对其他CO_2驱混相动态特征表征具有一定的指导作用。     

岩心驱替实验法测定低渗透油藏 CO2近混相最小混相压力

CO_2在驱油过程中能否与原油达到混相,直接影响驱油效果和最终采收率。因此需对CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及近混相区域中最小混相压力进行系统研究。选取YC油田低渗目标区块,以室内油藏物理模拟为基础,通过均质和非均质长方形岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、采收率、驱替速度、气油比和渗透率级差的基础上,建立了测定最小混相压力的岩心驱替实验法。结果表明,该方法重复性好,可模拟低渗超低渗孔隙介质以及油藏非均质等性质,在模拟YC目标区块油藏非均质条件下测得CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa,与数值模拟软件计算结果相同,比传统细管实验测值17.8 MPa高出0.7 MPa。两种方法所测结果基本一致。用岩心驱替实验法可以探究渗透率及其非均质性和驱替速度等不同因素对最小混相压力的影响规律。该岩心驱替实验方法可用于确定CO_2近混相驱最小混相压力,为深化CO_2近混相驱油机理的认识及矿场应用提供技术基础和理论指导。     

非离子表面活性剂分子结构对CO2驱混相压力的影响

为揭示非离子表面活性剂对油/CO_2界面张力和最小混相压力(MMP)的影响,利用高温高压界面流变仪,采用下悬滴法,研究了温度和非离子表面活性剂分子结构对超临界CO_2/油界面张力和MMP的影响规律。结果表明,随着温度的升高,超临界CO_2/油界面张力和MMP逐渐增大,月桂醇聚氧丙烯醚(C12PO6)降低CO_2驱混相压力的幅度先增大后减小,60℃时的降幅最大(25.6%)。直链脂肪醇碳数由12增至18时,超临界CO_2/油MMP逐渐增加,C12PO6降低CO_2驱混相压力的效果最好。聚氧丙烯醚基团(亲CO_2端)降低界面张力和CO_2驱混相压力的效果好于聚氧乙烯醚基团。随聚氧丙烯醚聚合度增加,超临界CO_2/油MMP先降低后增加,聚合度为6时的MMP最小(13.22 MPa)。降低CO_2驱混相压力效果最好的表面活性剂分子结构为碳十二醇聚氧丙烯醚-6(C12PO6)。     

温西三块非混相驱细管实验研究

通过温西三区块气藏气和前沿气驱替地层油、气藏气驱替残余油细管实验，分析不同地层压力条件下，气驱油效率变化规律及烃类气体驱油机理。物理模拟气驱油过程中油气组分和气油比变化。实验结果表明，注入气突破时刻，随驱替压力增加而延长，气藏气的最小混相压力为37．00MPa，前沿气的最小混相压力为35．60MPa，高于地层压力，温西三区块只能实现非混相驱替。细管实验油气相渗曲线随压力提高向右移；非混相驱与近混相驱之间，近混相驱与混相驱之间的相渗曲线差异明显；气驱油形式主要是以两相流存在。     

胜利油田高89区块低渗油藏CO2近混相驱替机理研究

低渗透油藏中CO2驱较难实现混相,而非混相驱驱替效率较低。为实现高效率非混相驱油,以胜利油田高89区块油藏为对象,研究了CO2近混相驱技术可行性及提高采收率机理。通过PVT实验和细管实验,确定了油藏原油的最小混相压力;通过不同相态下的岩心驱替实验,研究了相态变化对CO2驱替效率的影响;通过油藏数值模拟分析了CO2近混相驱提高采收率的机理。实验结果表明,近混相驱与混相驱相似,同样具有溶解、抽提等作用,对于较难实现混相驱的低渗透油藏,近混相驱同样可以达到较好的开发效果。     

压力对二氧化碳驱油效果影响的实验研究

为研究CO_2注入压力对驱油效果的影响规律,在模拟大庆扶杨油层及恒定注采压差条件下,利用细管法进行CO_2驱油实验。研究结果表明:扶杨油层原油与CO_2的最小混相压力为22.5 MPa,注气压力越高,CO_2突破时注气量及采收率、累计采收率、生产气油比及注入能力越大;达到混相驱后,注气压力对CO_2驱油效果影响非常小,但生产气油比明显高于非混相驱。因此,CO_2非混相驱油时,为取得好的驱油效果,应尽可能提高注入压力;混相驱油时,提高注气压力对增加采收率效果不大。CO_2突破后不宜继续进行CO_2驱,应改用其他的开采方式。该项研究在相同注采压差条件下注入压力对驱油效果影响方面取得了突破。     

沙一下油藏CO2混相驱替提高采收率的研究

以沙一下区块油藏为对象,研究了CO2混相驱技术可行性及提高采收率,通过PVT实验和细管模拟实验,确定了油藏原油的最小混相压力为18.41 MPa,原油采收率达90.01%。实验结果表明,注气驱达到混相压力后,注入压力对驱油效率影响不大,而在混相压力以下的近混相区,注入压力对驱油效率影响非常大。通过长岩心驱替模拟实验,对比了水驱和CO2驱替效率,结果表明CO2混相驱提高采收率达40.8%。