超临界CO2驱提高致密油藏采收率实验研究

针对玛湖地区致密油藏衰竭式开发后期采油速度快速递减的问题,提出利用超临界CO₂驱替开发致密油藏的研究思路,通过开展超临界CO₂萃取致密油实验、最小混相压力实验及长岩心驱替实验,探究了超临界CO₂驱替提高致密油采收率的作用机理、开发特征及影响因素,优选了注气速度、CO₂转注时机等重要操作参数。实验结果表明:CO₂萃取轻质组分能力随萃取次数的增加而减弱;注气速度对最终采收率影响较大,最优注气速度为0.10 cm³/min;原油与超临界CO₂最小混相压力为34.18 MPa;当前油藏压力条件为最佳CO₂转注时机。该研究成果对致密油藏高效开发具有一定指导意义。     

裂缝性致密油藏超临界CO2泡沫驱规律实验研究

超临界CO2泡沫可以有效降低CO2流度,提高封堵强度,抑制CO2在裂缝性致密油藏岩心中的窜流。在接近油藏条件下对8种起泡剂进行评价,优选出稳定性最好的起泡剂;研究不同气液比、裂缝开度及注入方式下超临界CO2泡沫的岩心渗流特征,分析水驱和气驱后超临界CO2泡沫驱油规律。结果表明:质量分数为0.5%时,起泡剂HY-2稳定性最好;气液比为1.0时对裂缝性致密岩心封堵效果最好,对裂缝开度在39.80~82.67μm时有较好的适应性,气液同时注入更有利于提高超临界CO2泡沫封堵效果,在水驱或气驱基础上,超临界CO2泡沫驱可使采收率提高20%以上。因此,一定条件下的超临界CO2泡沫驱对裂缝性致密油藏提高采收率有显著效果。     

非均质多层储层中CO2驱替方式对驱油效果及储层伤害的影响

低渗透油藏注CO₂开发过程中沥青质沉淀和CO₂-地层水-岩石相互作用引起的储层堵塞加剧了非均质多层砂岩储层中驱替特征的复杂性，影响CO₂和CO₂-水交替驱（CO₂-WAG）驱油过程中流体在储层中的渗流和最终的原油采收率。研究中的CO₂和CO₂-WAG驱油实验是在混相条件下（70℃、18 MPa）模拟的具有相似物性的多层储层系统中进行的，从油气产量、剩余油分布和渗透率损害3方面评价了两种驱替方式。实验结果表明，CO₂驱后整个系统的采收率较低，产油主要来自高渗透层，剩余油分布在中、低渗透层。CO₂-WAG驱过程中CO₂突破时间较晚，整个系统的原油采收率显著改善。此外，CO₂驱后高渗透层的渗透率下降了16.1%，95.1%的下降幅度是由沥青质沉淀引起。在CO₂-WAG驱后，各层的渗透率下降幅度分别为29.4%、16.8%和6.9%，沥青质沉淀仍是主要因素，且引起的储层堵塞更严重，但高渗透层中CO₂-地层水-岩石相互作用引起的渗透率下降不容忽视，占20.7%的因素。因此，对于具有强非均质性的多层储层，CO₂-WAG具有更好的驱油效果，但是对沥青质沉淀的预防和控制措施是必要的。     

致密砾岩油藏超临界CO2吞吐开发可行性

CO2吞吐开发具有溶解、抽提、混相等独特的机理优势,超临界CO2具有更优异的注入性、穿透性和轻质组分抽提性.为进一步认识超临界CO2吞吐在致密砾岩油藏开发中提高采收率的可行性,基于超临界CO2—原油相互作用实验、超临界CO2原油抽提实验、超临界CO2吞吐物理模拟实验等手段,揭示吞吐过程中原油性质变化与增产机理,确定了不...     

低渗致密气藏注超临界CO2驱替机理

为了提高低渗致密气藏采收率,探索研究将CO₂注入气藏中,实验与数模相结合论证超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。首先,通过超临界CO₂-天然气相态实验研究CO₂与天然气混合规律。平衡相行为实验定量测定了储层条件CO₂与天然气的物性参数,结果表明CO₂与天然气的物性差异有利于CO₂驱替天然气提高采收率以及封存。超临界CO₂-天然气扩散实验论证了CO₂与天然气混合过程中驱替前沿的混合程度,结果表明CO₂在天然气中的扩散度不高,可形成较窄的互溶混相带,实现CO₂有效驱替。在分析了CO₂与天然气混合特征的基础上,开展致密储层CO₂驱替天然气长岩心驱替实验。实验结果表明,CO₂提高天然气采收率12%,超临界CO₂驱可有效提高致密气采收率。最后,以相态及驱替实验为基础,应用数值模拟方法,建立了长岩心模型,单注单采倾角机理模型及背斜模型,系统证实了超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。通过分析认为,CO₂与天然气驱替前沿部分混溶,一方面保持了气藏压力,另一方面超临界CO₂沉降在气藏圈闭下部形成“垫气”提高了天然气采收率。从实验及数值模拟两方面系统论证超临界CO₂的驱替机理,为探索注CO₂提高天然气采收率选区评价奠定了基础。     

致密砂砾岩矿物与超临界CO2和地层水相互作用

为研究致密砂砾岩油藏CO_2注入后与岩石和地层水的相互作用,根据M油田砂砾岩致密油藏全岩X-射线衍射(XRD)分析结果,选取方解石、长石、高岭石、伊利石4种矿物,利用超临界CO_2高温高压反应釜模拟地层条件(70℃、20 MPa),通过实验前后XRD、扫描电镜、反应液离子成分及浓度的变化,研究了CO_(2-)岩石矿物、CO_(2-)地层水-岩石矿物的相互作用。结果表明,干燥纯CO_2与岩石矿物仅发生物理变化,在地层水中CO_2与岩石矿物发生明显的物理化学变化,反应强弱关系为方解石伊利石长石高岭石,反应液中离子浓度亦发生了明显变化。CO_2注入储层后,先与水作用,再与地层水中的离子作用,最后与岩石矿物发生化学反应。图17表3参13     

致密轻质油藏不同CO2注入方式沥青质沉积及储层伤害特征

致密轻质油藏注CO₂会引发沥青质沉积现象。为厘清不同CO₂注入方式下沥青质沉积特征及其对储层的伤害机理,以鄂尔多斯盆地延长组7段储层轻质原油为例,在明确CO₂注入量和压力对沥青质沉淀量影响的基础上,通过开展不同注入压力下CO₂吞吐和驱替实验,辅以核磁共振在线扫描技术,研究了不同注气方式下沥青质在岩心中的沉积特征,定量评价了不同注气方式下沥青质沉积对储层物性、润湿性和孔隙结构的伤害程度,从微观孔隙尺度剖析了沥青质沉积对储层的伤害机理。研究结果表明,沥青质主要在岩心入口端大量沉积,且越接近岩心出口端沉积量越小,驱替方式下的沥青质沉淀量和沉积区域大于吞吐方式;两种注入方式下孔隙度变化率相差较小,但驱替方式下的渗透率伤害率远高于吞吐方式;沥青质沉积引发岩石润湿性向亲油反转,润湿反转指数随注入压力的升高而增大,且驱替方式下的润湿反转指数大于吞吐方式;微观尺度下沥青质主要在大孔隙中沉积,但吞吐方式下大孔隙（0.092 μm≤T₂<4.500 μm）堵塞率随注入压力的升高而增大,小孔隙（0.009 μm≤T₂<0.092 μm）堵塞率则先下降、后上升;驱替方式下小孔隙和大孔隙堵塞率均随注入压力的增加而增大。     

页岩储层超临界CO2增透规律实验

为研究超临界CO2对页岩储层的增透效果,利用自主研制的岩石三轴渗流实验装置,开展超临界CO2注入页岩储层增透规律研究.研究结果表明:页岩储层CH4渗透率随孔隙压力增加呈负指数变化,页岩样品注入超临界CO2后增透效果显著,CH4渗透率最大可提高103.98％(3号样品);恒温条件下,注入压力为9.0 MPa时超临界CO2...     

清洁压裂液返排液对致密油藏自发渗吸驱油效果的影响

针对清洁压裂液返排液回收利用率低、处理困难的问题,并结合致密油藏渗吸采油机理,以处理后的现场清洁压裂液返排液作为渗吸液,开展清洁压裂液返排液对致密油藏自发渗吸驱油效果的影响研究。结果表明:选择渗吸液浓度时,不仅要考虑降低黏附功、提高洗油效率,还要兼顾界面张力和润湿性对毛细管力的影响,当渗吸液质量分数为50%时,渗吸采收率最大可达27. 5%,此时毛细管力作为渗吸驱油的动力占据主导地位,渗吸强度较大;随着岩心渗透率增加和实验温度升高,渗吸采收率逐渐升高。天然岩心渗吸—核磁联测实验结果显示,2块天然岩心的渗吸采收率均可达到26%左右,渗吸初始阶段,油水置换速度较快,渗吸采收率迅速上升,20 h后渗吸速度下降直至渗吸结束。清洁压裂液返排液能够提高致密油藏自发渗吸采收率,为该类压裂液返排液重复利用提供了一种新思路。     

页岩储层超临界CO2压裂液滤失规律实验研究

压裂施工过程中,压裂液的滤失量是影响压裂裂缝几何形态和压裂效果的主要因素,但目前中国还没有对页岩储层超临界CO₂压裂液滤失规律实验方面的报道。因此,结合中国典型页岩气储层特征,研究了非线性滤失条件下,不同初始相态的CO₂压裂液在地层岩心中的滤失规律,在此基础上分析了CO₂压裂液滤失规律的主要影响因素,以及不同实验条件下CO₂压裂液的滤失机理。实验结果表明,CO₂压裂液的滤失规律受注入压力、压差、裂缝开启度及压裂液黏度等因素的影响,随着注入压力、压差、裂缝开启度的增大,CO₂压裂液滤失速率增大;不同滤失实验条件下,影响CO₂压裂液滤失规律的主导因素不同,当CO₂压裂液处于超临界状态(7.38 MPa,31.1℃)时,由于黏度较大,超临界CO₂压裂液的滤失系数相对较小。      

页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究

目前超临界CO₂压裂技术尚不成熟，裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO₂压裂裂缝延伸规律及空间形态，基于位移间断边界元方法，通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO₂压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验，初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO₂压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明，由于超临界CO₂的扩散性及良好的渗透能力，通过增加围岩孔隙压力，从而减少了地应力对裂缝扩展的约束，使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO₂压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高，使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时，超临界CO₂压裂裂缝断面复杂、不平整，裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。     

致密气储层压后返排动态控制研究

在控制支撑剂回流的基础上实现压裂液快速返排对于提高致密气储层压裂效果来说十分重要。但目前的压后返排研究缺乏气液两相流情况下的返排特征分析,忽略了裂缝闭合后支撑剂排列方式及受力状态的改变,制定压后返排制度未考虑各排液参数的动态变化。为此,本文给出了不同相态下的井口嘴流控制方程,推导了裂缝闭合后支撑剂压实粘结状态下的支撑剂回流模型,并在此基础上以LM-5井为例进行了实例计算并绘制了相应的最大油嘴直径动态调节曲线,从而实现对致密气储层压后返排的动态控制。     

致密油藏不同微观孔隙结构储层CO2驱动用特征及影响因素

致密砂岩储层微观孔隙结构对CO₂驱油特征有重大影响。基于铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和核磁共振测试等实验结果,建立了姬塬油田长8油层组微观孔隙结构分类标准,并选取每种类型储层有代表性的岩心样品开展不同驱替压力下的CO₂驱油实验,辅以核磁共振T₂谱,对3种类型孔隙结构储层在不同驱替压力下大、小孔隙中的原油动用特征进行了研究,详细分析了储层物性、孔隙结构和黏土矿物对CO₂驱油效率的影响。结果表明：研究区长8油层组的孔隙结构可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,3种类型孔隙结构对应的储集空间和渗流能力依次下降。Ⅱ类储层CO₂混相驱油效率最大,Ⅲ类储层CO₂非混相驱油效率最大;不同孔径孔喉中原油的动用特征随驱替压力和储层孔隙结构类型的不同而存在较大差异。CO₂非混相驱油效率与岩石渗透率、孔喉半径、分选系数和黏土矿物含量存在较好的相关性,而CO₂混相驱油效率的高低与孔隙结构参数和黏土矿物含量有关。Ⅱ类储层作为未来主要挖潜层位更适合开展注CO₂驱。     

致密油藏压裂液滤液返排率影响因素室内实验

致密油藏和页岩油藏储层致密、孔隙喉道细小,在压裂液滤液返排过程中,大量压裂液滤液滞留于地层,导致返排率极低。在微观渗流的基础上,利用毛细管束模型,建立压裂液滤液返排数学模型,分析不等径毛细管中油驱压裂液滤液返排过程的主要影响因素。利用胜利油区樊154区块天然岩心进行室内驱替实验,分析岩心渗透率、模拟油粘度、返排压差和模拟油—压裂液滤液界面张力4个因素对压裂液滤液返排率的影响。结果表明:岩心渗透率对压裂液滤液返排率的影响较大,当渗透率由1.276×10~(-3)μm~2降低到0.13×10~(-3)μm~2时,压裂液滤液返排率可减小20%左右;当模拟油粘度由6.459 mPa·s降低到1.192 mPa·s,模拟油—压裂液滤液界面张力由14.617 mN/m降低到0.021 mN/m时,压裂液滤液返排率均可提高15%左右;返排压差越大,压裂液滤液返排率越高,当返排压差超过8MPa时,继续增加返排压差对压裂液滤液返排率增幅的影响不大。     

不同基质-裂缝耦合模式下致密油生产动态特征

针对致密油生产动态特征复杂、单井产能差异大的特点,基于不同孔缝介质并存的致密油储层特征,研究多重介质耦合下的流动机理,结合地震解释、测井分析和岩心薄片等静态资料,基于裂缝类型、尺度和发育程度的变化,将致密油储层储渗模式划分为多级裂缝-孔隙型、大裂缝-孔隙型、微裂缝-孔隙型和孔隙型4种类型,不同储渗模式具有不同的孔缝介质组合类型,表现出不同的渗流特征和产能特征。利用油藏工程和数值模拟方法,结合动、静态资料,揭示出各类储渗模式下油井的生产动态特征。对比分析得出,只有当不同尺度的大裂缝和微裂缝组成复杂缝网时,储层出油能力最强。针对不同储渗模式,应采用合适的储层改造方式,使天然裂缝与人工压裂裂缝形成缝网,有效沟通基质,在增加初期产量和产量规模的同时,增大基质的动用程度,提高致密油采出程度。     

致密油藏不同沉积岩人工裂缝导流能力实验

人工压裂是致密油藏增产提液的重要手段,准确评价人工裂缝导流能力是进一步开展产能预测的基础.常规室内实验采用均匀铺砂方式无法准确模拟实际储层人工裂缝从井底到远端支撑剂浓度逐渐降低的分布特征,通过开展5种类型沉积岩岩板(滩坝砂、砂砾岩、浊积岩和2种露头岩心)多段非均匀铺砂导流能力测试实验,测试了主裂缝非均匀铺砂模式下的导流...     

二氧化碳在油藏中埋存量计算方法

二氧化碳在油藏中埋存是减少温室气体排放最有效的途径之一,主要通过构造空问储存、束缚空间储存、溶解储存和矿化储存等机理来实现.二氧化碳在油藏中的地质埋存潜力可分成理论埋存量、有效埋存量、实际埋存量和匹配埋存量4个层次.对注水开发油藏和二氧化碳驱油藏,二氧化碳在油藏中的埋存潜力可用类比法和物质平衡法计算,得到理论埋存量和有效埋存量,理论埋存量是油藏所能接受的物理极限量,有效埋存量表示从技术层面上综合考虑了储集层及流体特性各种因素影响的埋存量,是理论埋存量的子集.用物质平衡法计算埋存量时二氧化碳在原油中溶解量占有较大比例,不可忽略,用类比法计算埋存量的关键问题是确定二氧化碳利用系数.实例表明该计算方法简便实用,可用干中国油田二氧化碳埋存潜力评价.图1表3参15     

天然气藏 CO2驱及地质埋存技术研究进展

目前,随着 CO₂ 排放量的增加,全球温室效应日趋显著, CO₂ 的处理问题显得愈加重要。 中国现阶段的 CO₂ 埋存点均为油藏或盐水层,将干气藏 CO₂ 驱与其埋存相结合的研究甚少,现场试验更是没有。为此,调研了大量国外的相关研究,综述了目前已有的衰竭干气藏 CO₂ 驱及地质埋存示范工程,并结合已发表的气藏 CO₂ 驱室内实验与数值模拟研究成果,分析了影响 CO₂ 驱提高气藏采收率(EGR）的各个因素, CO₂ 驱的优缺点及发展方向,以及今后在低渗致密气藏 CO₂ 驱方面应做的工作。 结果表明： CO₂ 埋存于干气藏中安全可靠、存储量大、成本低,同时可采出部分剩余天然气;束缚水可减弱储层非均质性对干气藏 CO₂ 驱的影响;在中高渗气藏中,与气态 CO₂ 驱相比,液态或超临界态 CO₂ 驱效果更好;进行气CO₂ 驱开注时气藏压力越小,注入压力和注入速度越大,其提高采收率效果越好。