增强气油重力泄油的EOR方法

在致密裂缝性油藏中采用常规驱替方法(例如水驱)采油效果不好.在这种油藏中,必须依靠天然机理从储集岩基质中采油.在中东裂缝性碳酸盐岩中,基质一般是油湿或混合润湿的,并且只有重力泄油是可行的工艺.但是,渗透率通常较低(<0.01μm2),导致重力泄油采油量低,剩余油饱和度和/或毛细管滞留量高.EOR技术(例如注蒸汽和注混相气)具有提高气油重力泄油(GOGD)采油量和采收率的潜力.在浅裂缝性油藏中,能够向断裂体系中注蒸汽.蒸汽一接触较凉的基质将冷凝,在断裂体系中以稳定方式形成蒸汽前缘.加热基质使原油膨胀、降低黏度、产生气驱和气提效应.在较深油藏中,在混相条件下的GOGD成为一种选择.注入与油混相的气将导致原油膨胀,降低黏度,这两种机理提高了原油流度,因此提高了GOGD率.混相进一步增加了在高相对渗透率下的单相流动的效益,并且降低了界面张力,因此减小了再次渗吸效应并且提高了非均质油藏最终采收率.为了评价这些EOR方法的效益,采用模拟技术模拟了这些过程对GOGD的影响.本文介绍了普通双重渗透率方法,当EOR技术应用于裂缝性油藏时,该方法能够预测出现的GOGD以及不同的相互作用过程.     

重力泄油室内实验及油藏模拟

为了证实重力泄油能够获得预期的高采收率，采用相同性质的岩心和液体分别进行长岩心驱替实验和短岩心离心实验，计算原油相对渗透率，根据实验数据实施油藏模拟进行动态预测。     

非均质裂缝性油藏CO2驱降低混相压力实验研究

CO2混相驱具有驱油效率高、成本低的优势,J油田属于非均质裂缝性油藏,在该油田开展CO2混相驱存在混相难度大和气窜严重的问题.利用高温高压(HTHP)界面张力仪,筛选该油田最佳的降混剂及其最佳段塞大小.结果表明:该油田的地层压力低于CO2混相压力,无法达到混相,利用自主研制的高温高压界面张力仪筛选出的降混剂JHJ-2能有效降低该油田最小混相压力至9.42 MPa,其最佳使用段塞大小为0.10 PV.     

低渗油藏CO_2驱油混相条件的探讨

CO2与地层油能否达到混相状态对CO2驱油技术的应用效果有重要影响,界面张力法和细管实验法测量的最小混相压力(MMP)存在较大差异。岩心孔隙结构对原油相对体积及CO2密度的影响实验均说明,多孔介质的孔隙特征对流体物性参数产生较大影响,用细管实验MMP值作为油藏条件下CO2-原油体系MMP值的做法也需要理论完善。对影响CO2驱油混相条件的主要因素进行分析,认为岩石孔隙特征、地层压力以及注入流量对多孔介质中CO2-原油体系MMP有明显影响。渗透率下降,测量的MMP值也不同程度地降低;相对而言,平均地层压力较低的油藏,测量的MMP值也较低;对注入流量的研究认为优化流量可获得较低的MMP值。综合分析以上3个因素,初步建立计算多孔介质中CO2-原油体系MMP的方程。该研究将压力分布曲线进一步细化,补充了对不同压力间流体状态的描述。图7表1参11     

增加气油重力泄油的EOR方法

在致密裂缝性油藏中采用常规驱替方法（例如水驱）采油效果不好。在这种油藏中,必须依靠天然机理从储集岩基质中采油。在中东裂缝性碳酸盐岩中,基质一般是油湿和混合润湿的,并且只有重力泄油是可行的工艺。但是,渗透率通常较低,导致重力泄油采油量低,剩余油饱和度和／或毛细管滞流量高。EOR技术（例如注蒸汽和注混相气）具有提高重力泄油（GOGD）采油量和采收率的潜力。在浅裂缝性油藏中,能够向断裂体系中注蒸汽。     

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。     

储集层非均质性对蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响

在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发过程中,生产效果主要取决于蒸汽腔的大小,储集层非均质性对蒸汽腔发育具有重要的影响。以克拉玛依风城油田重32井区和重37井区SAGD试验区典型非均质地质模型为基础,利用数值模拟方法详细研究了储集层渗透率、夹层物性及夹层空间分布对SAGD开发的影响。结果表明,注汽水平井上方的夹层主要影响SAGD生产阶段蒸汽的垂向上升,阻碍了蒸汽腔正常的垂向发育,迫使蒸汽腔沿夹层底部横向扩展,推迟产油峰值时间;注采井井间的夹层导致水平段动用程度低,影响循环预热效果,增加预热时间,导致热流体无法正常采出,生产效果较差。为获得较好的开发效果,SAGD水平井组应部署在水平段渗透率级差小于3.0的位置,以避开渗透率小于100 mD的夹层,确保不连续夹层距离注汽水平井上方3 m以上,注采井间夹层以及注汽井上方夹层的夹层闭合度分别小于40%和50%.     

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.     

N_2对CO_2最小混相压力的影响

向复杂断块油藏注入CO_2,既可通过混相驱提高原油采收率,又可节约成本,封存大量温室气体,减缓温室效应。由于断层封闭性及CO_2混相均受压力影响,又因注入CO_2中常混有N_2,因此,文中深入研究N_2对CO_2-原油最小混相压力的影响。通过Win Prop模块模拟计算了原油分子摩尔质量为170~360 g/mol,油藏温度为310~360 K,N_2摩尔分数至10%,约2 000种情况下的混相压力,得到N_2影响的CO_2混相压力与纯CO_2混相压力比值(Fimp)表达式。结果显示,Fimp与注入气体中N_2的摩尔分数成正比,不同组成的原油对Fimp没有影响,得到了N_2存在情况下CO_2-原油最小混相压力的表达式。与CO_2混相实验结果及已发表公式计算结果对比发现,该表达式能准确计算N_2存在情况下CO_2-原油混相压力,为CO_2混相驱提高原油采收率及筛选断块油气藏实施混相驱提供理论依据。     

Experimental Investigation of Miscible CO2 Flooding

Abstract

Management of water alternating gas (WAG) injection projects requires making decisions regarding the WAG ratio, half-cycle-slug size, and ultimate solvent slug size. The impact of these decisions affects the capital cost and ultimate incremental oil recovery. Core flooding runs were conducted on 2 and 4 ft core samples. Injection scheme (continuous gas injection [CGI] vs. WAG), WAG ratio, and slug size were investigated. In addition, miscible WAG flooding as a secondary process was investigated and its efficiency was compared to the conventional tertiary miscible gas flooding. Miscible gas flooding at different miscible WAG parameters (WAG ratio and slug size) indicate that 1:2 WAG ratio at 0.2 PV slug size is the best combination yielding the highest recovery and tertiary recovery factors. Miscible WAG flooding as a secondary process indicated a higher ultimate recovery compared to the conventional tertiary WAG flooding. However, a larger amount of gas injection is consumed particularly in the early stages of the injection process. Miscible CGI mode conducted using n-Decane as oleic phase appears to have better performance than miscible WAG injection in term of recovery. When light Arab crude oil was used as oleic phase, higher recovery was obtained for miscible WAG flooding. The reversal trend seen in is believed to be due to the presence of crude oil, which alters the rock wettability toward an oil-wet condition, preventing the water blockage during the WAG process.     

长岩心CO2非混相驱中注气速率对重力超覆的影响

针对室内难以模拟真实油气运移中重力超覆的问题,课题组自主研制了一种二维高温高压气驱超覆物理模型,通过上下层产出流体差异对超覆程度进行表征,开展不同注气速率下长岩心CO_2非混相驱实验,利用岩心上、下层气体突破时采收率比值、最终采收率及岩心剖面剩余油分布等评价重力超覆程度,并分析注气速率对重力超覆的影响机理。研究结果表明,以0.1 mL/min的低注入速率注入时,岩心下层几乎不产油,上层采收率所占比重高达97.5%,岩心整体波及效率低,最终采收率仅为49.49%,重力超覆严重;注气速率逐渐增加至1 mL/min,岩心上层采收率所占比重由97.5%逐渐降至50.9%,最终采收率高达60.26%,岩心剖面剩余油随注气速率增加而减少,重力超覆减弱。随注气速率的增加,CO_2水平黏性力增大,对油气密度差引起的垂向重力抑制作用增强,重力超覆减弱,岩心整体波及效率得到改善。实验结果可为低渗油藏CO_2驱注气参数优化提供理论依据。图11表1参15     

基于支持向量机的二氧化碳非混相驱效果预测

目前国内缺乏一种快速、准确预测CO2非混相驱油效果的方法,为了解决这一问题,选取剩余地层压力与混相压力之比、孔隙度、渗透率、油藏中深、地层平均有效厚度、地层温度、原油相对密度、含油饱和度、原油黏度、渗透率变异系数、注采比、注入速度和水气交替注入比等13个地质及工程参数作为输入参数,平均单井日增油量作为输出参数构建了预测CO2非混相驱效果的支持向量机预测模型.以国内6个CO2非混相驱项目和1个CO2混相驱项目为学习样本,2个CO2非混相驱项目和1个CO2混相驱项目为检测样本检测了支持向量机预测模型的准确度,结果表明,3个检测样本的预测值与实际值的平均相对误差为5.57%,满足工程要求.利用该模型预测了腰英台油田CO2非混相驱井组的增产效果,与实际增产效果相比,相对误差仅为1.30%.这表明,采用支持向量机方法对CO2非混相驱油效果进行预测可行且有效.      

Modeling of Asphaltene Deposition During Miscible CO2 Flooding

The authors present the results of numerical tests and simulations to investigate and analyze the likelihood of asphaltene precipitation and deposition during CO₂ flooding in a reservoir. The effects of asphaltene precipitation on oil properties such as oil viscosity and density during miscible CO₂ flooding process were elaborated by using Winprop software of Computer Modeling Group. Also oil properties change during CO₂ miscible flooding by numerical slim tube were investigated by a compositional simulator (GEM). A fluid sample of Saskatchewan Reservoir that had been flooded miscibly with CO₂ was chosen for performing the sensitivity analyses. The results showed that asphaltene precipitation reduces the oil viscosity and density that is in favor of production increasing. On the other hand asphaltene deposition causes resistance in oil production due to porosity and permeability reduction. The competition between these two effects declares the positive or negative effect of asphaltene on recovery that could be different for each reservoir. The results also show that decreasing the rate of CO₂ injection leads to an increase in asphaltene deposition near the injective well. Due to this phenomenon in higher injecting rates the increment in well bottom-hole pressure becomes less.     

CO2混相驱注气速率对重力超覆的影响规律

CO₂驱可以改善低渗透油藏的开发效果,并通过置换油气等方式实现CO₂地质埋存,但由于油气密度差的存在,会形成CO₂重力超覆而影响驱油效果。为明确油层厚度较大的低渗油藏中CO₂混相驱条件下注气速率对重力超覆程度的影响规律,分别采用室内物理模拟实验和数值模拟等方法进行研究,并通过建立的数值模型和超覆程度表征方法,系统评价注气速率的影响规律,从而对注入量等参数进行优化。结果表明,混相驱条件下仍存在一定程度的重力分异,且随注气速率的增加,重力超覆程度减弱,混相驱采收率提高,但相比非混相条件,超覆程度较低,通过注气速率优化减弱其影响的效果更为明显。针对给定模型的模拟计算结果表明,当注入量大于10 t/d后超覆程度影响减弱,因此,为保证厚油层CO₂混相驱油效果,在不发生气窜的前提下应适当采用较大的注气速率以减弱重力超覆的影响。研究结果对于CO₂驱油现场试验方案设计和注气参数优化具有一定的指导意义。     

判断CO2混相段形成时机的方法

分析了两相流体稳定发展过渡带的存在特点,引入瞬时换油率随注入孔隙体积倍数的三段式变化规律,定义最小稳定注入量概念,并阐述了其物理意义.设计常规细管实验,在混相驱状态下测试瞬时换油率曲线,通过图解法得到瞬时换油率开始转向近水平的A点,进而确定最小稳定注入量.实验还发现,混相程度越高,最小稳定注入量越小,混相段形成的越早.     

CO2辅助重力驱油开发效果影响因素分析

针对各类地质参数对CO₂辅助重力驱油技术开发效果影响规律尚不明确的问题,以某中低渗油藏为研究对象,建立多个一注一采机理模型研究地层沉积韵律、倾角、渗透率、孔隙度、垂直渗透率与水平渗透率比值、渗透率级差对CO₂辅助重力驱油效果的影响。结果表明:正韵律沉积地层相较于反韵律地层更适用于CO₂辅助重力驱油;地层倾角有利于重力分异和形成气顶;中低渗低孔油藏开展CO₂辅助重力驱油,对抑制气窜突破具有一定作用;垂直渗透率与水平渗透率比值越小,越有利于抑制气体的纵向快速扩散;渗透率级差对CO₂辅助重力驱油影响不大;不同地质因素对采出程度影响由大到小依次为垂直渗透率与水平渗透率的比值、地层倾角、地层渗透率、地层孔隙度、地层渗透率级差。A油藏矿场实践表明,CO₂辅助重力驱油能够使其阶段累计产油量提高3倍以上,可取得明显的增产效果。研究成果可为同类油田的CO₂驱开发提供理论指导。     

Flow Properties of CO2/Crude Oil in Miscible Phase Flooding

Abstract

The high-temperature and high-pressure three-dimensional (3D) device is used to study miscible flooding of CO₂ and crude oil. The experiment model is a real sand plate. In oil reservoir condition, there is a large difference between production and injection volume. The complex flowing characteristics of CO₂ flooding in pore media are observed in recovery, water cut, and gas–oil ratio curves. By analyzing the water saturation contour plot measured by a saturation probe, CO₂ and oil can be miscible. The viscosity of miscible liquid and flowing pressure decreases. This is the important mechanism of enhanced oil recovery. When the viscosity of miscible liquid and flowing pressure decreases, miscible CO₂ and oil contacted with water can make a similar three phase. This is the important mechanism of enhanced oil recovery. Based on the conclusion, the main reason for the production and injection difference is that high-density CO₂ would flow into pore media in which water and oil cannot flow.     

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。     

华北BN油藏注二氧化碳混相驱室内试验评价

对CO2 与华北BN油藏原油之间的相态特性和驱替特性进行了较系统的实验室试验评价 ,内容包括 :油气系统的相态特性试验研究、注CO2 驱油模型试验研究和CO2 与地层原油间的界面特性测量。通过这些试验认为 ,CO2 溶于地层原油后 ,可以较大幅度地降低油气界面张力和原油粘度 ,提高驱油效率。