延长油田CO2 驱埋存潜力评价方法

目前,油藏已经成为CO₂ 埋存的重要场所,向油藏注入CO₂ 的同时可以提高原油采收率。根据延长油田靖边CO₂ 试验区储层物性特征,利用构造地层埋存、束缚埋存、溶解埋存及矿化埋存等机理,考虑CO₂ 在原油中溶解、CO₂ 在地层水中溶解及自由气的埋存,建立评价CO₂ 埋存量的模型,通过所建立的模型可以评价延长油田 靖边CO₂ 试验区埋存潜力。模型应用结果表明,靖边CO₂ 试验区CO₂ 埋存量可达209.879×104t,储层CO₂ 埋存量大,具有非常好的埋存潜力,为延长油田进行CO₂ 驱提供了重要的指导。     

中高渗倾斜地层与水平地层中CO2地质封存的差异性对比

CO₂地质封存是减少CO₂向大气排放,缓解温室效应的有效手段之一。由于构造和成岩作用,倾斜地层在自然界中普遍存在,研究倾斜地层对CO₂封存量及安全性的影响具有实际意义。依托新疆准噶尔盆地阜康凹陷某CO₂地质封存示范工程,采用数值模拟方法,分析了中高渗CO₂储层地层倾角变化对CO₂地质封存过程的影响。结果表明:CO₂注入将导致近井区域地层压力显著升高; 中高渗倾斜地层与水平地层相比,在地层压力分布、CO₂侧向运移距离、CO₂注入速率和总封存量等方面均存在明显差异。相比于水平地层,由于地层倾角的存在,倾斜地层压力呈不对称分布,CO₂侧向运移距离显著加大。倾斜地层中压力传递和消散过程与水平地层差异显著,受此影响,倾斜地层与水平地层CO₂的总注入量差值随时间呈非单调性变化。在注入初期,倾斜地层CO₂的总注入量小于水平地层,随着注入时间延长,倾斜地层CO₂的总注入量逐渐接近并超过水平地层; 注入20年后,相较于水平地层,倾斜地层倾角越大越有助于增加CO₂的总注入量,这一研究结果与前人基于低渗倾斜地层的研究结论正好相反。地层倾角的存在会促进CO₂向浅部运移,倾角越大,CO₂向浅部含水层和大气泄露的风险越大。因此,在CO₂地质封存场地选址中,应充分考虑倾斜地层对封存效率及安全性的影响。     

水稳定功能化Cu-BTC基混合基质膜的制备及其CO2分离应用

为提高混合基质膜(mixed-matrix membranes,MMMs)对真实烟道气和含水天然气的分离性能,通过柠檬酸(citric acid,CA)功能化制备了具有高水稳定性的CA-Cu-BTC填料,并将其与Pebax 1657聚合物共混制备了系列不同掺杂量的MMMs,考察了25℃饱和水蒸气下所制备CA-Cu-BTC/Pebax膜的CO₂/N₂分离性能。结果表明：与纯Pebax膜相比,制备的MMMs具有更好的CO₂渗透性和CO₂/N₂选择性,在CO₂渗透通量为837.2 GPU(1 GPU=3.35×10^-4μmol/(m²·s·MPa))时,CO₂/N₂选择性为49.1。此外,CA功能化改性赋予填料的高水稳定性,使得本文制备的MMMs具备了应用于实际工业气体分离的潜力。     

强水窜油藏凝胶/CO2复合吞吐三维物理模拟

针对华北油藏,选取淀粉凝胶在室内开展配方优选及性能评价,随后采用三维水窜模型开展凝胶/CO₂复合吞吐室内物理模拟实验,并提出了通过凝胶/CO₂复合吞吐提高采收率的方法。结果表明,优选的凝胶体系具有良好的注入性能,小剂量凝胶体系即可在水窜通道中形成I级刚性凝胶,其阻力系数仅为4.36,残余阻力系数高达604.70。三维物理模拟实验结果表明,凝胶/CO₂复合吞吐可提高采收率11.36%,降低含水量至4%～18%。在淀粉凝胶封堵强窜通道后,CO₂可有效置换近井地带剩余油,同时边水可动用基质内部剩余油,在CO₂和边水的双重作用下,大幅度提高强水窜油藏采收率。     

CO2跨临界—有机朗肯复合循环的简单计算与特征分析

由于我国地热资源以低品位热能为主,增强型地热系统在发电方面的应用会受限于过低的热效率。理论上,如直接将超临界CO₂与有机工质进行混合,确实有可能提升热动力系统的机械效率。根据该流程设计,对部分参数范围内的CO₂跨临界—异丁烷复合循环的效率进行了估算。计算使用了流量分别为1 kg/s的CO₂和0.25 kg/s的异丁烷流体。计算结果显示,特定状态下的超临界CO₂在膨胀为气态的过程中焦—汤效应显著,流体混合使得异丁烷先蒸发汽化,然后在膨胀中发生冷凝,使得膨胀机内部出现了两相流。冷凝后的异丁烷工质可再次注入压缩机与气体CO₂接触,使得CO₂升温减缓,同时自身获得预热。可借助异丁烷工质降低CO₂的温变范围,改变CO₂膨胀和压缩过程中的多变指数,使其更接近等温过程而非绝热过程,进而提高膨胀和压缩过程的效率。因此,该循环具备显著提高低品位CO₂热动力循环效率的潜力,在未来可用于基于CO₂的地热发电技术。     

含杂质CO2物性变化规律及其机理研究

在国家“双碳”战略背景下,利用CO₂提高油田采收率是封存CO₂的重要手段,但液态CO₂的安全储存、输送仍存在挑战,其中杂质气体对液态CO₂热力学物性的影响非常大。对现场取样的CO₂进行分析,确定了常见的7种杂质气体,并利用HYSYS、分子动力学模拟方法对含杂质CO₂的物性变化进行模拟计算,绘制物性版图并将其与纯CO₂的物性进行比较。研究表明,7种杂质均能使CO₂相图的气液共存两相区范围扩大,但不同杂质使气液共存两相区范围的扩大幅度不同;杂质主要通过泡点线的变化扩大气液共存两相区,而对露点线的变化影响不大;在含C₂H₆、C₃H₈、C₂H₄杂质的CO₂混合气体中静电势能占据主导作用,因此相比于含H₂、CO、CH₄、羰基硫（OCS）的混合气体,其宏观物性受温度、压力波动的影响较小。     

二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究

针对大庆油田的典型非均质区块,利用三层正韵律非均质人造岩心,进行了岩心驱替实验,开展了二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究,对体系的注入参数进行了优化,并探讨了低界面张力表面活性剂/聚合物(SP)二元体系与泡沫体系交替注入来提高采收率的可行性。结果表明,在水驱采收率接近的情况下,保持驱油体系总注入量一定,低界面张力二元体系与泡沫体系的交替方式不同,提高采收率的幅度不同。单周期注入0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N₂+0.10 PV低界面张力二元体系,周期注入量为0.20 PV,交替轮次为3次的注入方式为最优注入方式,该注入方式下交替驱油体系的阶段采收率最高,在水驱的基础上提高了21.82%。     

低渗透油藏驱油用耐温抗盐型表面活性剂研究

针对大庆油田M区块储层低孔、低渗、高温以及高矿化度的特点,采用常规表面活性剂往往不能取得较好的驱油效果。因此,以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体合成了一种新型双子表面活性剂SZ?11,并复配非离子型表面活性剂AEO?3,形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能,在140 ℃下老化后,界面张力仍能达到0.008^{mN/m,体系在较高质量浓度的NaCl（150 000 mg/L）、CaCl₂（9 000 mg/L）和MgCl₂（2 500 mg/L）盐水中仍具有较低的界面张力;该驱油体系具有良好的乳化性能和润湿性能,可以通过乳化原油和改变岩石表面润湿性来提高驱油效率;储层天然岩心在水驱后注入0.4 PV表面活性剂驱油体系,能使岩心的采收率提高19.5%,具有良好的驱油效果。现场应用结果表明,实施表面活性剂驱油措施后,M区块内5口生产井日产油量明显提高,含水率下降,取得了良好的增油效果。}     

渤海稠油油田注气配伍性及混相机理

渤海稠油储量十分丰富,目前热采采收率低,挖潜潜力巨大,探讨海上稠油油田注气开采可行性具有重要的现实意义。通过注气膨胀实验及多次接触实验,研究了不同注气介质(CO₂、N₂、天然气)对渤海不同黏度稠油(普I-1类、普I-2-A类、普I-2-B类)的增溶膨胀降黏效果及混相机理。注气膨胀实验结果表明,CO₂与稠油的配伍性优于天然气和N₂,CO₂对3类稠油的降黏率分别为78%、85%、90%,天然气对3类稠油的降黏率分别为29%、69%、62%,注CO₂更适用于普I-2-B类稠油,注天然气更适用于普I-2-A类稠油。多次接触实验结果表明,CO₂驱的传质机理以溶解凝析为主,N₂驱的传质机理以萃取抽提为主,天然气驱的传质机理为凝析-抽提平衡;理论最小混相压力均大于43.00 MPa,因此在驱替前缘均难以形成混相。研究结果可为渤海稠油油田注气提高采收率提供重要依据及技术支持。     

降低CO2 驱混相压力的发展现状

将CO₂ 注入油层, 不仅封存了CO₂ , 还可以大幅度提高油气田采收率, 达到CO₂ 减排和油藏高效开发的双赢目的, 受到了相关研究者的广泛重视。如何有效地降低CO₂ 与原油之间的混相压力, 是目前CO₂ 驱提高采收率研究的主要热点和难点之一。文中比较了降低CO₂ 驱混相压力的几种方法, 探索新的亲CO₂ 表面活性剂以降低CO₂ 驱最小混相压力。目前, 降低CO₂ 驱混相压力的主要方法有添加共溶剂法, 但成本比较高; 超临界CO₂ 微乳液法可以降低CO₂ 驱混相压力, 但是目前表面活性剂的研究主要集中在降低油/水界面张力的离子型表面活性剂, 关于降低油/CO₂ 界面张力的非离子表面活性剂还鲜有报道; 亲CO₂ 表面活性剂是降低CO₂ 驱混相压力的一种新探索, 但目前已用的表面活性剂与CO₂ 的亲和性差, 使得CO₂ 对极性较强的大分子物质的溶解能力受到限制。因此, 开发新的亲CO₂ 表面活性剂以达到降低CO₂ 驱混相压力的效果显得尤为关键。     

耐高温强化泡沫体系提高超稠油油藏采收率研究

超稠油油藏经多轮次蒸汽吞吐工艺后, 易出现注汽压力过高、 热损失大、 蒸汽波及范围小、 汽窜等问题, 严重影响油藏的有效动用。针对超稠油油藏这一开采难题, 采用一维、 三维物理模拟手段研究了分别添加栲胶、碱木素的强化泡沫体系在油藏温度、 地层水矿化度、 注入方式等影响因素下的封堵性能。结果表明, 泡沫与两种凝胶体系均产生协同效应, 体现为凝胶强化了泡沫的稳定性, 而泡沫可携带凝胶更多的进入高渗层, 进而实现泡沫体系的高效调剖; 三维物理模拟实验表明,伴随蒸汽分别注入两种体系均可提高稠油油藏采收率,同时大幅降低含水率, 栲胶泡沫体系的伴注蒸汽驱开采方式可比单纯注入蒸汽提高采收率2 0%左右, 碱木素泡沫体系可提高1 1%。     

低渗透油藏CO2气驱渗流机理核磁共振研究

对超低渗透油藏和特低渗透油藏注入CO2开采,已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.利用吉林油田超低渗透和特低渗透砂岩岩样,设计混相气驱、非混相气驱、高压水驱和低压水驱4种岩心注入工艺实验,采用核磁共振技术,从微观孔隙角度分析CO2混相气驱、非混相气驱和水驱渗流机理.研究表明:气驱驱走了岩心大部分大孔隙中的可动流体,并有一部分原油进入小孔隙成为不可动流体;相对非混相气驱,混相气驱可动流体的采出程度高是混相气驱提高采收率的根本原因;注采压差的提高,增加小孔隙中不可动流体的采出程度是基于混相气驱提高采收率的有效方法.气驱优于水驱,混相气驱优于非混相气驱.     

泡沫驱油中起泡剂W-101的筛选与评价

对河间东营油藏泡沫驱油的起泡剂类型、质量分数、抗压、抗温、抗盐、抗油等性能和高低渗双管驱替进行了研究。结果表明,WaringBlender法筛选出的最佳泡沫体系为质量分数0.1%的W-101;当压力为0.1~15MPa时,起泡体积和泡沫半衰期都随着压力的增高而增加,但压力超过5MPa时,压力对W-101起泡剂溶液的起泡能力和稳泡性影响不大;随着温度的升高,W-101起泡剂溶液的起泡能力先增大后减小,稳泡性逐渐减小;当矿化度为2 500~10 000mg/L时,随着矿化度的增加,起泡剂W-101的起泡能力逐渐减小,稳泡性先降低后小幅增大;剂油体积比越大,起泡剂W-101的起泡能力和稳泡性能越差。高低渗双管驱替实验表明,泡沫能有效封堵高渗管,扩大低渗管的波及体积,入口压力从水驱结束时的0.3 MPa升至空气泡沫驱结束时的1.8 MPa,低渗管采收率提高16.89%,高渗管采收率提高9.30%,综合采收率提高12.3%。     

吉林油田某凝析气藏区块水锁损害评价及解锁研究

水锁损害是低孔低渗油气田损害的主要方式之一,严重影响油气田的正常开采。为找出影响水锁效应的主要因素及解除水锁损害的有效方法,采用来自吉林油田某凝析气藏区块的岩样,通过储层岩心室内水锁损害实验,对储层岩心水锁前后的气相渗透率的变化程度进行研究,定量评价岩样水锁程度,认为含水饱和度、孔喉半径小、黏土矿物中水敏感性伊利石、伊蒙混层的高含量及其毛发状、丛生状凸起的结构特征是造成水锁效应的主要原因。在此基础上,评价了甲醇、滑溜水和注N₂解除水锁损害的效果,实验证明,N₂解锁效果最好,渗透率可以恢复到最初的30%左右,注甲醇解锁效果好于滑溜水,且最佳注醇量为0.4 PV。     

裂缝性低渗透油藏氮气泡沫调驱技术研究

针对裂缝性低渗油藏水驱开发中水窜严重的问题, 开展了氮气泡沫调驱技术研究。采用实验和数值 模拟相结合的方法研究了氮气泡沫对裂缝性低渗油藏的封堵性能和驱油性能。结果表明, 氮气泡沫调驱“ 控水增 油” 效果显著, 可以有效的封堵裂缝通道, 扩大驱替流体的波及体积, 提高裂缝性油藏的采收率。氮气泡沫调驱可在 水驱基础上提高采收率1 0%以上, 并且注入方式多样, 易于现场施工, 适用于裂缝性低渗油藏开发中后期提高采收 率。     

空气泡沫驱油技术在低渗透油藏中的应用研究

空气泡沫驱油技术在中高渗透油藏中取得了很好的应用效果, 但在低渗透油藏中的应用较少, 通过 文献调研对低渗透油藏空气泡沫驱增油机理和注入方式进行总结, 并结合室内实验以及现场试验对空气泡沫驱技 术在低渗透油藏中进行可行性分析。结果表明, 空气泡沫驱在高渗层的剩余油饱和度低于2 0%时, 泡沫液体系能够 很好地发挥作用, 封堵高渗层, 空气泡沫驱阶段驱替出大量低渗透层中的原油, 驱油效率由水驱阶段的8. 3 3% 升高 至5 0. 5 5%; 矿场井组含水率由9 8%下降至5 4%, 日产液量由3. 5m3 下降至1m3, 日产油量由0. 0 7m3 升高至0. 4 6 m3。空气泡沫驱在低渗透油藏开发中具有巨大潜力, 对同类油藏的增油控水具有一定的借鉴作用。     

非均质油藏特高含水开发期空气泡沫驱实验研究

孤岛油田在经历水驱、聚合物驱和聚驱后水驱等多轮开采后,地下剩余油高度分散,采出液含水高,开采难度加大。如何提高聚驱后油藏的采收率对于提高油田的整体开发效益尤为重要。基于“边调边驱”原则,室内开展了空气泡沫驱提高采收率方法研究。模拟了正韵律高含水油藏地质模型(由高、中、低渗并联岩心管组成)。通过对不同发泡剂质量分数、不同气液比下泡沫体系阻力因子的测定,得到最佳条件为发泡剂质量分数0.5％`和最佳气液体积比1∶1。经室内高、低采出程度下空气泡沫体系的封堵性和调驱性能实验,结果表明,优化空气泡沫的段塞组合,可大大提高不同采出程度下油藏的采收率。第一轮水驱后岩心为15.37％的低采出程度条件下,空气泡沫调驱采收率可提高22.02％;岩心采出程度高达45.53％的条件下,第二轮带有纯空气段塞的泡沫驱采收率可提高9.35％。     

长效复合泡沫体系室内研究

结合大庆油田目前高水淹状况,研究出与现场注入水配伍性好的长效复合泡沫体系,该泡沫体系的最佳发泡剂质量浓度是0.3%,常温下发泡体积在475 mL以上,半衰期在54 h。该泡沫体系比较适合温度50℃以下、矿化度10 000 mg/L以下、含油饱和度低于20%的油藏,并且不受酸碱性影响,能满足现场需要。     

甲醇与CO2/CH4混合气开采天然气水合物研究

针对CO2置换法开采CH4水合物的过程中CO2水合物在井底过早生成、高压下CO2发生液化导致渗流过程驱替阻力过大等问题,同时为了获得高压且富含CH4的产物气,选择CO2/CH4混合物作注入气,在岩芯驱替装置上研究了“抑制剂⁃气体置换法”分解CH4水合物的过程。结果表明,当混合气中CH4体积分数为57.4%时,可在7.5 MPa下获得体积分数为72.9%的CH4产物气,并且获得的CH4产物气的量要显著大于所注入的CH4的量。另外,还评估了在地层深部低体积分数的甲醇溶液（20%）和高体积分数CH4混合气（77.9%）对天然气水合物的分解效果,结果显示,随着“抑制剂⁃气体置换法”分解天然气水合物过程的进行,地层深部的CH4水合物基本不发生分解,但CO2水合物生成过程依然十分显著。     

封闭油藏注气增能降粘提高采收率研究

封闭油藏主要靠油藏自身的弹性能开采,能量衰竭很快。向地层注入CO2或烟道气,可以增加封闭油藏的压力,补充地层弹性能。利用高温高压PVT设备,把注入烟道气或者CO2和稠油充分混合,测得1MPa到7MPa条件下的烟道气或者CO2稠油的粘度和体积系数。并用岩心实验模拟注入烟道气或者CO2的稠油压力衰竭开采过程。实验表明,CO2和烟道气在原油中有很好的降粘能力,40℃、7MPa条件下分别饱和CO2和烟道气,饱和CO2原油的粘度降低幅度超过95%,体积膨胀15%;饱和烟道气的原油粘度降低38.1%,体积膨胀4.9%。压力衰竭实验表明,注入段塞的大小0.4PV为宜;三轮次注气增能降粘CO2能采出57.84%的原油;烟道气能采出43.99%原油;水驱后注气增能分别能提高采收率17.31%、13.29%。