CO2驱油实验研究

为研究CO2驱油机理，并为制定开发方案提供基础数据，严格按照规定取样，按拟合泡点压力的配样原则配样，通过室内高压相态实验、CO2减黏效果评价实验和细管驱油实验，测定CO2-原油多组分体系的相行为，评价压力-体积关系和CO2减黏效果，认识CO2驱的机理和规律。细管驱油实验结果表明，通过采收率随驱替压力曲线的变化规律来确定混相条件最为准确，本次实验油样(胜利油田油样)最小混相压力为26MPa。对比总结国内外大量相关资料，认为对于特定油田的不同油样，相对饱和压力、归一化体积系数、膨胀系数、CO2溶解度和相对黏度等参数与CO2注入浓度的关系曲线是一定的，可以用回归的曲线进行有关预测。图4表1参13     

CO2驱最小混相压力的测定与预测

在细管驱替实验数据的基础上,对确定CO2驱最小混相压力的各种方法进行了评价.对于细管驱替实验,混相条件的判断标准应该是采收率随驱替压力变化曲线上的拐点,而不是高的采收率.经验关联式计算最小混相压力简单、方便,但可靠性较差,且对于高温、高CH4和N2含量、高气油比等比较特殊的原油,须进一步增加关联参数.状态方程能较准确快速地计算最小混相压力,但对混相函数值难以给出一个实用的判断标准,计算时应根据泡点压力变化、温度、CO2浓度和混相函数值综合确定体系的最小混相压力.综合研究对比表明,细管驱替实验仍是最准确的、不可替代的确定最小混相压力的方法.     

低渗透油藏CO_2驱最小混相压力预测研究

注CO2提高低渗透油藏采收率研究中,最小混相压力是CO2驱过程中的重要参数。以国内某低渗透油藏流体为研究对象,在室内相态实验研究基础上,综合运用多级接触和多因素回归分析方法,考虑原油组分和温度,建立适合目标油藏实际的CO2最小混相压力预测公式。与传统经验公式相比,该公式提高了典型区块最小混相压力的预测精度,为现场确定最小混相压力提供了简单、可靠的计算方法,为低渗透油藏CO2驱最小混相压力的预测提供了新的思路。     

苏北低渗油藏CO_2驱最小混相压力计算方法研究

CO_2驱最小混相压力预测主要有细管驱替实验法和公式法两种,细管驱替实验法较为准确,但样品要求高、实验工作量较大;公式法具有简便、成本低的优势,但目前国内外研究成果无法满足苏北深层低渗油藏的要求。在充分研究吸收国内外前人研究成果的基础上,依据细管实验测定的几组具有代表性的最小混相压力,推导出了适合苏北低渗油藏埋藏深、地层温度高、油质重特点的理论计算公式,与实验结果验证,精度满足要求。     

CO2驱最小混相压力的测定与预测

在细管驱替实验数据的基础上,对确定CO2驱最小混相压力的各种方法进行了评价。对于细管驱替实验,混相条件的判断标准应该是采收率随驱替压力变化曲线上的拐点,而不是高的采收率。经验关联式计算最小混相压力简单、方便,但可靠性较差,且对于高温、高CH4和N2含量、高气油比等比较特殊的原油,须进一步增加关联参数。状态方程能较准确快速地计算最小混相压力,但对混相函数值难以给出一个实用的判断标准,计算时应根据泡点压力变化、温度、CO2浓度和混相函数值综合确定体系的最小混相压力。综合研究对比表明,细管驱替实验仍是最准确的、不可替代的确定最小混相压力的方法。     

大庆油田二氧化碳驱油最小混相压力预测

本文综合分析了见诸国外文献的18种二氧化碳驱油最小混相压力预测方法的应用条件。不同油田的原油性质不同,要得到符合实际的最小混相压力预测值,必须根据应用条件认真选用适合本油田原油的预测公式。本文在分析对比各种公式的基础上,找出了适用于预测大庆油田石蜡基原油与二氧化碳最小混相压力的Silva方法。     

混相溶剂法降低CO2驱混相压力研究

利用自主研制的高温高压界面张力测试仪,对混相溶剂法进行了大量的实验研究,优选最佳混相溶剂,然后进行了混相溶剂段塞对驱油效果影响实验,优选最佳注入尺寸,为现场实践提供依据.研究结果表明:混相溶剂法可以降低CO2驱油混相压力. 综合考虑经济成本和混相溶剂来源等因素,优选轻质油C为降低目标油藏CO2驱混相压力的最佳混相溶剂,最佳的溶剂段塞尺寸为6％,驱油效率为85.19％,比单纯注CO2驱油提高了32.81个百分点.说明利用混相溶剂法降低CO2驱最小混相压力方法是合理可行的.     

CO2驱油物理模拟实验研究

介绍了CO2驱油物理模拟实验需要的仪器以及主要仪器设备相应的作用与功能，同时结合实例对相应的CO2驱油物理模拟实验方法技术也进行了较系统的介绍，主要包括地层原油物性分析实验、CO2～地层原油体系相态变化研究（膨胀试验）、CO2驱油最小混相压力测定实验（细管实验）、长岩心注CO2驱替实验等，为进一步开展CO2驱油室内模拟实验提供了依据。     

BP神经网络预测最小混相压力

应用BP神经网络预测CO2最小混相压力,选择C5＋分子量、油藏温度、挥发油（CH4和氮气）的摩尔分数、中间油（C2-C10）的摩尔分数作为参数,用相关文献的实验结果作为样本进行训练,选取网络模型各层函数、隐含层节点数和算法得出适合的BP神经网络,结合实际细管实验的数据及相关参数修改网络输入参数应用于实际油藏,预测最小混相压力并分析相关的影响因素,指导生产和相应理论研究。     

基于广义回归神经网络的CO2驱最小混相压力预测

针对传统的最小混相压力预测方法应用不便或误差较大等问题,提出利用广义回归神经网络进行CO2驱最小混相压力预测。以油藏温度、C5+分子量、中间组分摩尔分数、挥发组分摩尔分数为输入变量,以最小混相压力为输出变量,建立广义回归神经网络预测模型,对CO2驱最小混相压力进行预测,将结果与其他预测方法进行对比,并做误差分析。实例计算结果表明,广义回归神经网络用于CO2驱最小混相压力预测是可行的,且具有精度高、收敛快、适用范围广、使用简便等特点。     

不同油藏压力下CO2驱最小混相压力实验研究

CO2-原油体系的最小混相压力是影响CO2驱开发效果的关键因素。随油藏开发阶段的不断深入,当油藏压力低于原始饱和压力后,溶解在原油中的溶解气会部分脱出。油藏流体组分及其高压物性也会发生变化,影响CO2-原油体系的最小混相压力,利用原始地层流体样品测试得到的最小混相压力不再适用。为此,以中国西部某油田8个典型区块为例,进行细管实验测试和多组分数值模拟,对不同油藏压力下的最小混相压力进行系统研究。与其他油田相比,研究区各油藏油样的C1摩尔含量较高,为31.12%~51.69%,平均为43.25%;C2-C6摩尔含量较低,为8.0%~18.48%,平均仅为11.3%。细管实验和数值模拟结果表明,在原始地层压力下,CO2均与8个典型区块地层原油样品发生混相驱替,但不同区块CO2驱最小混相压力差异很大,其值为17.60~41.18 MPa。当油藏压力低于原始饱和压力后,CO2驱最小混相压力主要呈微小幅度下降的趋势。随脱气压力进一步降低,油相组分构成中,C1N2摩尔含量呈递减趋势、C7+和C24+组分呈递增趋势,而中间组分(C2和C3+)摩尔含量变化较小。在各级脱气压力下,脱出气体以C1为主,中间组分摩尔含量仅在最后一级脱气压力下急剧升高。CO2-原油混相带出现在注入CO2波及前缘靠近注入端的位置,混相带随着驱替的进行而逐渐变宽。     

大庆榆树林油田扶杨油层CO2驱油试验

为了探索大庆榆树林油田扶杨油层有效动用方法,在Y101区块进行了CO2驱油试验.通过物理模拟实验和岩心驱替实验等研究了原油与CO2作用后的参数变化情况,分析了CO2驱与水驱的渗流特征和驱油效率.结果表明:由于CO2与原油容易混相,因此降低了界面张力;CO2能够提高原油的泡点压力、降低原油的黏度;CO2驱的注入能力和渗流能力都比水驱强,其驱油效率比水驱高17％～35％,水气交替驱的驱油效率比连续CO2驱高.现场试验效果证实CO2驱油技术值得推广应用.     

特低渗透油藏CO_2驱流度控制技术

为控制CO_2驱优势通道流体流度,选用乙二胺作为调剖剂,并结合延长油田CO_2驱试验区储层物性特征,对调剖剂体系静态、封堵强度、注入性及流度控制性进行了实验评价。结果表明:地层条件下,调剖剂体系黏度稳定于14 000.0m Pa·s,体系强度较高;在一定压力范围内能够抑制气体的窜逸,调剖剂封堵后,CO_2气体突破压力为9.1 MPa;特低渗透储层注入前置段塞+调剖剂体系+保护段塞,体系注入性较好;注入调剖剂体系后可有效封堵优势通道,扩大CO_2驱波及体积,提高原油采收率。     

原油组分对CO2最小混相压力的影响

为研究原油组分对CO2与原油最小混相压力的影响程度,在不同压力条件下开展两组细管驱油实验。结果表明,当原油中组分C5-C9和C10-C14含量降低,C15-C19、C20-C24和C25-C33含量增加时,CO2与原油最小混相压力升高至36 MPa,较第1组实验最小混相压力上升约5.88%。     

低渗透油藏CO2驱注入时机研究

根据吉林油田某区块的油藏条件,运用数值模拟软件,研究CO2不同注入方式下的驱油效果。数模结果显示,与水驱和连续注气方式相比,交替驱能大幅提高原油采收率。衰竭开采后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速增加,然后逐渐降低,不过采收率变化幅度较小。注水开发后进行气水交替驱时,随着注入时机的推迟,采收率先是快速降低,然后逐渐增加,采收率降低幅度较大。注水开发后,经过一段时间焖井,再进行气水交替驱,焖井时间与采收率关系比较复杂,最佳焖井时间可以通过数值模拟得到。     

低渗透油藏CO_2驱微观波及特征

基于两相驱油机理,文中建立了考虑扩散的微观两相渗流数学方程,采用二维从简单到复杂的孔隙喉道模型,分析了均匀、非均匀孔隙喉道不考虑对流扩散和非均匀孔隙喉道考虑对流扩散条件下的微观波及特征,总结了微观剩余油模式以及润湿性对微观波及效率的影响,进一步认识了CO2在低渗透油藏中的微观渗流规律。研究结果表明:对流扩散提高了CO2驱微观波及体积;孔隙喉道内部剩余油分布模式主要为柱状、楔形和膜状;随着润湿角的增加,微观波及体积明显降低,因而可以通过改变储层润湿性来提高低渗透储层微观波及体积。