CO_2驱沥青质沉积对岩心的微观伤害机理

为研究CO_2驱沥青质沉积对不同渗透率储集层的微观伤害机理,选取低渗、中渗和高渗岩心进行CO_2驱室内实验,并应用核磁共振技术定量分析驱替后岩心孔喉空间的堵塞程度。实验结果表明,在混相驱阶段,沥青质沉积率明显高于非混相驱阶段,且在不同渗透率岩心中的沉积率基本相同;渗透率伤害率与沥青质沉积率呈正相关,且岩心渗透率越大,渗透率伤害率越小;在混相驱阶段,低渗岩心孔喉堵塞严重,较小孔喉(0.01~1 ms)的堵塞率达到38.19%,高渗岩心的较小孔喉(0.1~5 ms)堵塞率仅有9.59%,显著小于低渗岩心。     

孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

在CO₂驱提高采收率的过程中,CO₂与原油、基质矿物的相互作用会对储层孔喉结构造成一定的伤害。为了揭示孔喉结构对CO₂驱储层伤害程度的影响,利用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术,通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度,评价了不同孔喉结构的岩心样品在CO₂驱过程中的伤害程度,明确了CO₂驱储层伤害机理。实验结果表明：CO₂驱过程中产生的沥青质沉积及酸化作用对储层孔隙度的影响很小,实验岩心样品的孔隙度降幅为1%左右,而渗透率受到的伤害程度较高,Ⅲ类孔隙结构岩心的渗透率降幅达20.55%,且渗透率越低、孔喉结构越差,渗透率受到伤害的程度越高;孔喉堵塞程度与孔喉结构参数成正相关关系,孔喉结构越差,中值半径越小,越容易发生孔喉堵塞;Ⅰ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度较低,Ⅲ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度明显增高,最高可达到34.32%。该研究结果可为CO₂驱现场高效应用提供依据。     

致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特征及其对渗透率的影响

注CO₂ 引起的原油沥青质沉积对致密储层造成的伤害严重影响其开发效果。为明确不同CO₂ 注入方式下 的沥青质沉积特征及其对储层渗透率的影响,对致密岩心分别进行了CO₂ 驱替和吞吐两种注入方式的实验,通 过核磁共振和扫描电镜等,分析了两种注入方式下的沥青质沉积特征、原油采出程度以及对致密岩心渗透率的影响。结果表明,两种CO₂ 注入方式下的致密岩心均会产生沥青质沉积,且主要以膜状吸附的方式沉积在孔隙表面。受CO₂ 与原油相互作用时间的影响,吞吐方式下的沥青质沉积量大于驱替方式,且吞吐方式下的沉积孔 径范围高于驱替方式。沥青质沉积对致密岩心渗透率的伤害程度与原油的产出方向有关。驱替方式下沥青质 沉积对岩心正向（CO₂ 注入方向）渗透率的伤害程度较大,而吞吐方式下沥青质沉积对岩心逆向渗透率的伤害程 度较大。在围压为10、5MPa时,CO₂ 驱替和吞吐方式下的沥青质沉积对岩心正向渗透率的伤害程度（正向渗透 率平均降幅）分别为7.05%和1.67%,对岩心逆向渗透率的伤害程度（逆向渗透率平均降幅）分别为0.41%和 2.66%。受注采模式和流动机制的影响,CO₂ 吞吐方式下的采出程度低于驱替方式。研究结果对于致密储层CO₂ 驱沥青质沉积不同方向上储层伤害程度的认识及注入方式的优选具有一定的指导意义。     

原油沥青质沉积和吸附引起储层损害的机理及损害程度评价

原油沥青质沉积对储层孔喉的堵塞和沥青质吸附引起的油藏岩石润湿性改变是造成储层损害、导致油井产能下降的重要机理之一。首先,从热力学平衡和溶解度两个方面论述了原油沥青质发生絮凝和沉积的机理,并采用粘度法测定了沥青质絮凝初始点;然后利用岩心流动实验方法,定量评价了沥青质沉积对储层岩石渗透率的影响;并采用经改进的自吸速率法,研究了原油沥青质吸附所引起的润湿性改变及其对产能的影响。实验结果表明,储层岩心油相渗透率下降的程度与沥青质沉积量、储层岩心的原始渗透率、沉积颗粒粒径以及原油流速等因素有关。原油沥青质在油藏岩石上的吸附所引起的润湿性改变是导致储层油相渗透率降低,从而造成储层损害的一个重要原因。     

CO2驱油过程中孔喉结构对储层岩石物性变化的影响

注CO2提高储层原油采收率过程中,储层中流体的渗流和分布受岩石孔喉结构控制,且注入的CO2会引发原油中的沥青质沉淀,导致储层渗透率下降并改变储层的润湿性.通过在4块渗透率相似但孔喉结构不同的岩心上进行的混相和非混相的CO2驱油实验研究了 CO2驱油过程中岩石孔喉结构对储层岩石物性变化的影响.基于岩石孔径分布和压汞曲线,...     

注CO2过程中沥青质沉淀对低渗储层的伤害及 对润湿性的影响*

沥青质沉淀是注CO_2提高采收率过程中普遍存在的问题,常导致储层孔喉堵塞和润湿性改变。利用岩心驱替实验并结合核磁共振技术,定量表征了不同CO_2注入压力下沥青质沉淀对低渗透储层的伤害程度和引起的润湿性变化。结果表明,随着CO_2注入压力的增加,采出原油的黏度和沥青质含量不断减小,剩余油中的沥青质含量不断增加。CO_2注入压力分别为9.1、16.2、24.1 MPa时,岩心的渗透率损失率为2.40%、7.41%、8.32%,岩心驱替后的混合润湿指数下降了0.04、0.12和0.14,表观接触角增加5°、12°、19°。CO_2注入压力越高,沥青质沉淀越严重,对低渗储层的孔隙度和渗透率伤害越大。图8表3参26     

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。     

CO2驱沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理

为揭示CO_2驱过程中沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理,选取3种不同沥青质含量的原油样品及相同渗透率的石英砂环氧树脂胶结人造岩心,模拟实际地层的温度、压力进行室内驱替实验,并通过核磁共振技术分析沥青质沉积对不同尺度孔喉中原油采收率的影响。实验结果表明:原油中沥青质含量越大,驱替过程中其沉积量越大;同时,岩心样品中的沥青质沉积量也随着CO_2注入量的增加而增加;驱替实验的最终采收率受沥青质沉积量的影响,沉积量越大,采收率越低。核磁共振技术测试结果表明,沥青质沉积对较大孔喉(2.0~200.0 ms)的采收率无明显影响。但是,对于较小孔喉(0.1~2.0 ms),沥青质沉积会产生一定程度的堵塞效应,导致剩余油难以采出,最终影响整体的采收率。     

温度对油砂沥青相渗规律影响研究

针对目前油砂沥青等超稠油油藏热采过程中相渗规律研究较少的现状,通过非稳态热水驱实验,利用ＪＢＮ 方法计算油水相对渗透率,探究温度对油砂沥青相渗规律的影响。研究表明：对于含油砂沥青储层而言,油相相对渗透率较大,水相相对渗透率很小,油水相对渗流能力极不平衡;随温度升高,束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水相对渗透率都增大,两相共渗区间扩大;超高的原油黏度和胶质沥青质含量是造成油砂沥青相渗规律有别于稀油的主要原因;高黏油相对水相的阻碍作用使水相相对渗透率远小于油相相对渗透率;温度升高,原油黏度减小,胶质沥青质解吸,进而影响油水分布、润湿性及水相黏性指进程度,引起渗流规律的变化。     

稠油油藏聚合物驱相对渗透率曲线及驱油效率影响因素

针对目的海上稠油油藏地质特征、流体性质和现场施工工艺,通过岩心驱替实验、岩心CT扫描和理论分析,开展了岩心渗透率、水冲刷作用及原油黏度对聚合物驱相对渗透率和驱油效率影响研究。结果表明,随岩心渗透率增加,油相相对渗透率降低,驱替相渗流阻力减小,水相相对渗透率增高,波及区域面积增大,两相流跨度带增大,最终采收率增加;水冲刷对岩心孔隙结构的“携屑”和 “剥蚀”作用会扩大孔喉半径,增大岩心渗透率,其对相渗透率曲线和驱油效率的影响与岩心渗透率增大造成的影响相同;随原油黏度增加,油水两相相对渗透率降低,驱替相黏性指进现象加剧,渗流阻力增加,波及区域面积减小,两相流跨度带减小,最终采收率降低。     

塔河油田高压注氮气对沥青质沉积的影响

针对塔河油田注N_2提高采收率中可能发生沥青质沉积伤害储层的问题,通过注气相态分析和黏度测试分析了注N_2对原油组分、性质的影响,采用岩心驱替装置通过注气吞吐沥青质沉积实验研究了注N_2对储层渗透率的影响,以裂缝性岩心缝宽为指标评价了沥青质沉积对储层的伤害程度,提出了减少沥青质沉积的措施。研究结果表明,注N_2吞吐会破坏原油的原有平衡状态,使油中重质组分含量增加,轻质组分减小,原油黏度增大;注气轮次、裂缝宽度和生产井井底流压均会影响沥青质的沉积程度,井底流压高于饱和压力时沥青沉降情况不明显,井底流压低于饱和压力时沥青质沉积程度增大。在现场注气生产中应保持合理的生产压差预防沥青质沉积,选择合适的化学解堵剂有效解除沥青质堵塞。     

渤海C油田馆陶组储层堵塞实验评价研究

为了分析明确渤海C油田导管架期间预钻井的12口生产井,在组块安装后投产产量达不到配产目标的原因,针对有机质沉积、原油乳化堵塞、流体配伍性、钻完井液漏失与返排等潜在储层伤害因素,开展了储层堵塞实验评价研究。实验结果表明：1)免破胶无固相钻开液(EZFLOW)漏失量越高渗透率伤害程度越大,同时考虑钻完井液漏失时,天然岩心的渗透率伤害程度为37%,伤害程度中等;2)有机质沉积对储层伤害较为明显,注入0.4 PV原油后渗透率伤害程度达到98%,且随有机质沉积量的增加,储层伤害越大;3)油包水型乳状液(W/O型)驱替对岩心渗透率伤害程度高达75.01%,水包油型乳状液(O/W型)驱替对岩心渗透率伤害程度为25.21%,低含水层受原油乳化堵塞影响较明显。综合分析认为,渤海C油田12口预钻井低产原因为导管架预钻井后待组块安装期间关井静置过程中有机质沉积和原油乳化伤害。同时,渤海C油田12口预钻井目的层馆陶组储层物性因子较小,产液指数较低是导致低产的原因之一。研究结论为后续增产措施以及方案提供了依据。     

CO2驱替过程中沥青质沉积及其对原油采收率的影响

针对CO2驱油过程中易造成沥青质等重有机质沉积,导致原油组分发生改变,影响驱油效果这一问题,考察了不同原油沥青质含量、岩心渗透率条件下沥青质的沉积量及CO2驱油效果,研究了CO2驱替过程中沥青质沉积和原油采收率的变化规律。实验结果表明,CO2驱油过程中引起的沥青质沉积与岩心渗透率、原油初始沥青质含量直接相关;相同条件下,低渗透岩心对沥青质沉积的影响更为明显;此外,随着沥青质沉积量的增加,CO2驱的采收率降低。     

CO2驱沥青质沉积对致密储层的伤害机理——以鄂尔多斯盆地延长组长8储层为例

为了揭示CO2驱替过程中沥青质沉积对致密储层的伤害机理,文中基于岩心核磁共振T2谱测试原理,开展了CO2注入压力下的岩心驱替实验,研究了沥青质在岩心中的沉积特征,评价了沥青质沉积对储层的伤害程度。实验结果表明:沥青质沉积量和渗透率伤害率随着CO2注入压力的升高呈现先快速上升后趋于平缓的趋势;在CO2注入过程中,沥青质主要沉积在弛豫时间大于10 ms的大、中孔隙,导致大、中孔隙占比下降,微细、小孔隙占比增加,且随着CO2注入压力的升高,大、中孔隙占比下降幅度增大,微细、小孔隙占比上升幅度增大;此外,沥青质沉积会引起润湿性发生反转,随着沥青质沉积量的增加,润湿反转指数增大,岩心润湿性不断向强油湿方向转变。     

CO_2驱替下沥青质沉积实验研究

详细介绍了CO2驱油过程中沥青质沉积对油田开发效果的影响。室内实验采用7块渗透率相近的人造岩心,研究了不同CO2注入压力下的采收率、沥青质沉积量、岩心渗透率的变化情况。结果表明:煤油和模拟油采收率均随注入压力的增加而提高。在CO2驱油过程中,部分沥青质沉积在岩心中,两种油样的采收率差值随着注入压力的升高先增加后降低,在25MPa时最大,为18.8%。随着CO2注入压力的增加,沥青质沉积量和岩心渗透率降幅先增加后减小。在注入压力为28MPa时,沥青质沉积量最大,为45.53%,岩心渗透率也降至最低,降幅达27.9%。沉积量主要受沉积效应和溶解效应的综合影响。     

乌石17-2低渗砂砾岩油藏水敏机理及对油水两相渗流的影响

通过水敏评价实验、高倍数水洗实验、水洗前后岩心核磁共振实验和一维水驱油实验,研究了乌石17-2油田流三段低渗砂砾岩油藏水敏机理及油水两相渗流特征。研究结果表明:储层岩心水敏严重,液相渗透率损失率高,水敏伤害主要发生在水驱早期;水敏机理主要为粘土中的伊利石遇水时受剪切作用产生的颗粒剥离、脱落和运移引起的孔喉堵塞以及粘土矿物自身的水化膨胀作用,并以前者为主。受储层强水敏伤害和强非均质性影响,实验室注水压差较大,水驱油效率较低,两相共渗区较窄,水相相渗曲线始终"抬不起头",无水采油期短,含水率上升快,提液效果差,两相渗流阻力大,水驱油效果较差。     

CO2驱酸化溶蚀作用对原油采收率的影响机理

CO₂驱酸化溶蚀作用对储层会产生一定程度的伤害。为揭示这种伤害作用对原油采收率的影响机理，选取6块同级别渗透率的岩心样品，在地层温度、压力条件下进行物理模拟实验，通过核磁共振技术评价酸化溶蚀作用对原油采收率的影响机理。实验结果显示，驱替产出流体的pH值低于原始地层水，且通过离子浓度变化发现驱替过程中有长石和碳酸盐矿物发生溶蚀；岩心的渗透率在驱替结束后出现一定程度降低，且反应时间越长，渗透率的降幅越大；岩心样品的最终采收率与反应时间呈反比，反应时间为240 h的岩心样品相比反应时间为0 h的岩心样品，其最终采收率降幅达到27.31%。综合分析认为，CO₂驱长时间的酸化溶蚀反应产物及脱落的黏土颗粒会堵塞孔喉，导致储层渗流能力下降，进而影响CO₂驱的驱油效率及最终采收率。     

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。     

大庆油田油水相对渗透率统计规律及其应用

以大庆油田617个天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率与有效渗透率间的统计关系和平均相对渗透率曲线,给出了利用油水相对渗透率统计规律计算不同渗透率储层岩石代表性的油水相对渗透率曲线的方法。根据相对渗透率的统计规律,用Buckley-Leverrett水驱理论和油藏数值模拟方法,研究了大庆油田不同渗透率级别的均质油藏,在250m和500m井距下水驱开采的含水上升规律。     

沥青质伤害油藏数值模拟研究

沥青质伤害是造成油井产能下降的一个重要因素,是目前油田普遍存在的问题,及时判断伤害的原因及程度在油田生产中极其重要.从渗流力学和多元相平衡理论出发,分析了沥青质沉积影响因素及伤害机理.在考虑沥青质和岩石吸附过程以及储层伤害导致绝对渗透率减小的条件下,建立了沥青质溶解模型和沥青质沉积堵塞模型,较全面地反映了沥青质对储层的伤害机理.在黑油模型基础上,增加了考虑沥青质伤害的油藏数值模拟软件模块,可实现沥青质的聚结、沉积对储层伤害的油藏模拟计算.应用实际油藏数据设计单井概念模型,对沥青质沉积造成的储层伤害程度进行了模拟计算,随着油井生产时间增加及油井产量提高,沥青质沉积对储层的伤害增大.