古龙页岩油高温高压注CO2驱动用效果

为了明确古龙页岩油高温高压注CO₂驱动用效果，首先根据页岩压汞和氮气吸附实验结果，给出页岩T2值与孔喉半径转换系数，根据饱和页岩的T₂谱特征，将页岩孔隙分为小孔、中大孔和页理缝；然后通过计算页岩油采出程度，考察吞吐周期、闷井时间、裂缝对吞吐驱油效果的影响，并且分析吞吐后岩心孔隙结构的改变程度；最后对比页岩油CO₂吞吐和CO₂驱替的驱油效果，并给出最优的驱油方式。结果表明：吞吐动用幅度最大的是中大孔和页理缝中的页岩油，小孔中的页岩油采出程度最低，增加闷井时间，页岩油采出程度仅提高0.81百分点，压裂可以使小孔中的页岩油采出程度提高11.33百分点，使小孔中的页岩油得到有效动用；吞吐比驱替可以使页岩油采出程度提高30.98百分点，并且可以动用干岩样中的页岩油，效果优于驱替；驱吞结合驱油方式比只进行吞吐可以使页岩油采出程度提高12.88百分点以上，并且可以大幅度提高小孔中页岩油的采出程度；吞吐后岩心孔隙结构发生明显变化，页岩砂砾含量不同是导致页岩吞吐前后孔隙结构变化差异大的重要原因。研究成果可为古龙页岩油...     

页岩油注CO2动用机理

CO₂由于良好的注入性及与原油的混相能力,可能是页岩油藏提高采收率最有效的方法。与常规油藏不同,页岩储层裂缝及微纳米孔隙发育,CO₂能否进入页岩微纳米孔隙并动用孔隙中的原油是利用CO₂提高页岩油采收率的关键。因此,设计开展了页岩油注CO₂实验,基于核磁共振方法研究了页岩微纳米孔隙中原油动用特征及动用机理,并研究了接触时间及接触次数对采出程度的影响。核磁共振T2谱及核磁成像结果表明注CO₂可以有效动用页岩微纳孔隙中的原油,一次接触实验采收率为32.63%。随着CO₂与原油接触时间增加,在初始阶段采油速度高,然后采油速度逐渐变缓。CO₂溶解扩散作用是动用页岩微纳孔隙原油的主控机理。研究成果证实注CO₂可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供参考。     

储层矿物类型对致密油藏CO2驱替效果的影响

为明确致密砂岩储层中石英、伊利石和绿泥石对CO₂驱油效率及孔隙动用特征的影响,分别选取以石英、伊利石、绿泥石为主要矿物类型的3种岩心,开展核磁共振扫描分析下的CO₂驱替实验,定量评价每种类型岩心在不同CO₂注入压力下小孔隙、大孔隙的原油采出程度,并分析了产出水中离子质量浓度变化。结果表明：目标储层以石英型和黏土矿物型为主,其中黏土矿物以伊利石和绿泥石为主;石英型岩心的CO₂驱替过程中,当CO₂注入压力小于等于最小混相压力时,大孔隙的原油动用程度大于小孔隙,当CO₂注入压力大于最小混相压力时,小孔隙的原油动用程度增加,而大孔隙的原油动用程度下降;伊利石型岩心大、小孔隙的原油采出程度最大,驱油效果最好,绿泥石型岩心大孔隙的原油采出程度很高,小孔隙的原油采出程度非常低,整体驱油效果最差;随着CO₂注入压力的增加,石英型岩心产出水中金属离子质量浓度大幅增加,伊利石型、绿泥石型岩心溶蚀后的钙、镁等离子产生沉淀,且绿泥石型岩心沉淀量最大,最易堵塞...     

超临界CO2/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验研究

针对页岩储层压裂后一次衰竭开发原油采收率低的问题,基于页岩储层的低孔、超低渗透特征,提出了超临界CO2/H2O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验方法。通过自主设计的室内岩心实验评价超临界CO2/H2O混合流体吞吐页岩油的效果,并对实验过程中注入介质、焖井时间、注入压力、吞吐轮次对提高采收率的影响规律进行研究,同时通过核磁共振技术明确超临界CO2/H2O混合流体对不同孔隙类型中原油的动用程度。结果表明：超临界CO2/H2O混合流体吞吐可以有效提高页岩油采收率;对于物性较差的页岩岩心,焖井时间对提高采收率有较大影响;注入压力与超临界CO2/H2O混合流体的扩散速度和渗流能力密切相关,混相条件下提高采收率效果显著;增加吞吐轮次大孔隙中的原油动用效果较好,但无法通过增加吞吐轮次动用更多微小孔隙中的原油。     

志丹油区长7页岩油储层CO2吞吐室内实验

为了评价页岩油储层CO₂吞吐驱油效果及不同尺度孔喉下原油可动性,选取延长油田志丹油区长7储层天然岩心,基于高温高压长岩心CO₂吞吐实验和短岩心剩余油在线核磁共振实验,在评价驱油效果的基础上,分析不同测压点CO₂混相状态及驱替规律,对比纳米、微米级孔喉尺度下混相吞吐与非混相吞吐效果,评价页岩油储层不同尺度空间原油可动性。研究表明：CO₂非混相吞吐波及效果较差,岩心内部压力增加不明显,压力波及范围小;CO₂混相吞吐波及范围广,压力梯度大,单位时间产油量高,驱油效果明显好于CO₂非混相吞吐,在注入相同孔隙体积倍数条件下,采收率较CO₂非混相吞吐提高8.24个百分点;CO₂混相吞吐前2周期生产压差大,混相吞吐区间距离长,混相驱特征明显;在整个岩样孔喉中,微米级孔隙占比低,纳米级、亚微米级孔隙是原油主要贡献者。该研究成果可为页岩储层补充地层能量、提高采收率提供重要参考。     

页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素

将CO₂注入页岩,不但能提高页岩油采收率,还能达到埋存CO₂的目的,但CO₂吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO₂非混相吞吐与埋存特征,通过开展页岩岩心CO₂吞吐、吸附实验,定量评价了CO₂注入压力、CO₂相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO₂吞吐效果以及颗粒直径、CO₂注入压力、储层温度对CO₂埋存效果的影响程度。研究表明：增大注入压力不但有利于CO₂吞吐,还能增大吸附量;增加注入压力会诱导天然微裂缝的扩展、延伸,有利于扩大CO₂波及面积,减小原油渗流阻力;当储层温度小于50℃时,温度升高有利于提高吞吐采收率,但会降低CO₂吸附量;当温度大于等于50℃时,温度升高不利于CO₂吞吐和埋存;在超临界条件(7.4 MPa、31℃)下CO₂     

二氧化碳混相压裂吞吐实验

针对南堡凹陷高5断块V油组常规水力压裂开发效果不佳的问题,通过开展PVT和岩心混相吞吐实验,明确CO₂混相压裂吞吐提高采收率作用机理,并利用矿场试验进一步验证技术有效性。研究结果表明：在目前地层压力(33.00 MPa)下,CO₂与原油可实现混相,且注入摩尔分数为60%的CO₂后原油体积膨胀41.01%,黏度降低33.08%,密度增加7.28%,表明CO₂对原油具有较好的增溶、膨胀、降黏作用;CO₂混相压裂吞吐采出程度可达到60%以上。试验井CO₂混相压裂吞吐后稳定生产26个月,累计增油2 200 t,原油重质组分得到了有效动用。该研究为低渗及致密油藏效益开发提供了有效技术途径。     

二甲醚辅助CO2驱提高页岩油采收率可行性实验——以四川盆地长宁地区奥陶系五峰组为例

为实现CO₂驱替过程中CO₂性能最大化，进一步提高CO₂驱替页岩油的采收率。提出了采用二甲醚(DME)辅助CO₂驱油方法，基于核磁共振(NMR)技术，通过开展助溶剂辅助CO₂驱替岩心实验，对比了丙烷、正己烷和DME辅助CO₂的驱油效果，明确了DME作用下CO₂对不同孔径孔隙原油的动用特征。结果表明：相比纯CO₂，摩尔分数为20%的DME-CO₂混合溶剂能够将CO₂-原油的界面张力降低45百分点，混相压力降低33百分点，原油黏度降低80百分点，可动用孔隙孔径下限由7.7 nm降至3.2 nm，页岩油采收率提高35.9百分点；并可显著提高CO₂动用小孔隙(0.9 nm2混合溶剂中DME最...     

不同注气介质驱替致密油藏微观孔隙动用特征研究

为了明确不同注气介质对致密油藏的微观驱油机理,基于核磁共振T₂谱测试原理,开展了注N₂/CO₂岩心驱替试验,从微观孔隙尺度研究了注N₂非混相驱和注CO₂混相驱的微观驱油机理,评价了驱替过程中不同孔径孔隙原油的动用程度。试验结果显示,N₂非混相驱和CO₂混相驱的最终采出程度相差很小;N₂驱替过程可划分为未突破期、突破初期和突破中后期3个阶段,小孔隙中的原油动用程度高于大孔隙;CO₂混相驱时大孔隙中原油的动用程度大幅增加,小孔隙中的原油动用程度相对较低。岩心微观孔隙结构分布是造成N₂/CO₂驱替过程中大、小孔隙中原油动用程度存在差异的主要原因。研究结果表明,与CO₂驱相比,致密油藏N₂驱的开发效果更好,这为安塞油田采用注N₂驱开发长6储层提供了理论依据。      

鄂尔多斯盆地页岩油水平井CO2区域增能体积压裂技术

针对鄂尔多斯盆地页岩油储层压力低、缝网复杂程度低和黄土塬水资源缺乏等问题，以该盆地庆城油田页岩油为研究对象，进行了滑溜水和CO₂压裂物理模拟试验，利用高能CT监测了CO₂压裂裂缝扩展规律，分析了CO₂压裂形成复杂裂缝的可行性；利用油藏数值模拟方法，优化了CO₂注入关键参数，形成了适合庆城油田页岩油的CO₂区域增能体积压裂技术。研究表明：前置CO₂压裂可提高长7段页岩油储层裂缝复杂程度，裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网；增能理念应由单井段间交替增能向平台整体注入实现井间、段间协同一体增能转变，单井采用全井段注入增能模式，可实现缝控区域全覆盖。庆城油田某平台进行了页岩油CO₂区域增能体积压裂试验，与采用常规体积压裂技术的邻井相比，3口试验水平井平均压力保持程度提高1.5倍，单井平均初期产油量提高28.6%。研究和现场试验结果表明，CO₂区域增能体积压裂能提高裂缝复杂程度，增加区域地层能量，提高单井产能，可为鄂尔多...     

页岩油储层裂缝对CO2吞吐效果的影响及孔隙动用特征

为了分析页岩水力压裂后产生的裂缝对CO₂吞吐效果的影响,采用低场核磁共振测试技术,开展了不同渗透率级别页岩CO₂吞吐试验,研究了裂缝对不同渗透率储层CO₂吞吐效果的影响。研究发现,裂缝显著提高了CO₂吞吐初期的采油速度和采收率;但随着渗透率升高和吞吐次数增多,裂缝对采收率的影响程度逐渐降低;渗透率对裂缝岩心的吞吐效果影响明显小于无裂缝岩心,表明裂缝能够降低渗透率对CO₂吞吐采收率的影响;随着吞吐次数增多,裂缝提高大孔隙原油采出程度的幅度减小,而提高小孔隙原油采出程度的幅度增大,但大孔隙仍是原油的主要产出部位。研究结果表明,大孔隙原油的产出主要靠体积膨胀和溶解气驱,速度快且产量大;而小孔隙中原油的产出主要靠抽提和传质方式,过程缓慢且产量小。研究结果为评价裂缝性油藏的产油特征、改善生产动态提供了理论依据。      

苏北盆地溱潼凹陷草舍油田CO2混相驱技术研究

苏北盆地溱潼凹陷草舍油田泰州组油藏是一个复杂断块油藏,边界断层遮挡性较好,内部小断层则基本不封闭,储层连通性较好。室内实验注入CO₂对泰州组地层原油起到了明显的膨胀降粘作用,满足CO₂混相驱的要求。注气前泰州组油藏水驱井网存在开发层系划分较粗、层间矛盾严重、局部地区井网不完善、平面开采不均衡、纵向油层动用程度差异等问题,注入CO₂后的动态监测表明,注气井吸气剖面得到明显改善,地层达到最小混相压力,原油重质组分被动用,整个区块产量稳定并初步见效。      

CO2-水作用下页岩微观孔隙结构变化特征

为明确注CO₂提高页岩气开采过程中CO₂与水作用后对页岩微观孔隙结构的影响，采用X射线衍射、低温N₂吸附和低场核磁共振等实验方法，研究了原始页岩及纯盐水、注入压力为6和12 MPa的CO₂水溶液浸泡后页岩的矿物组成、孔径分布和微观孔隙结构变化特征，并结合分形理论，获取了孔表面和孔体积的分形特征，明确了页岩中吸附孔隙和渗流孔隙的变化特征。结果表明：CO₂水溶液浸泡后，页岩中石英含量增大，黏土矿物和碳酸盐含量降低；随着CO₂注入压力的增加，微孔比表面积和总比表面积减小，平均孔径、核磁孔隙度和大孔孔体积比例增大，表明在CO₂水溶液的溶解作用下微孔和介孔逐渐向大孔转化；低温N2吸附和核磁共振(NMR)获得的分形维数均随CO₂注入压力的增加逐渐降低，表明页岩在CO₂水溶液浸泡后孔隙结构的非均质性和复杂性降低；孔表面分形维数DL1、DN1和孔体积分形维数DL2、DN2与总比表面积和总孔质量体积呈正相关性...     

水驱转CO2混相驱渗流机理及传质特征

CO₂混相驱作为三次采油技术一般在注水开发之后实施,其需要考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对CO₂混相驱的影响。基于常规PVT多次接触实验,采用带多点取样孔的长填砂管,在不同含水阶段分别开展注气驱替实验和气水交替驱实验,研究多孔介质中可动水参与下的多相多组分渗流规律以及不同含水率对油、气两相组分传质的影响。研究结果表明：在不同含水率下CO₂与原油仍能发生混相,CO₂的注入形成了新的渗流通道,扩大了水驱波及体积。但高含水率对油相和气相间组分传质有一定的抑制作用。此外,不同含水率下转CO₂驱会在储层中形成不同的油、气、水三相渗流和分布特征,从而影响采出程度,而气驱最终采收率主要受注气驱油效率和水驱波及体积共同作用的影响。     

致密油藏大注入量CO2 驱油机理研究

基于松辽盆地砂岩油藏岩样，进行CO₂驱替饱和原油岩心实验，结合核磁共振和油组分分析，研究CO₂驱油机理。选取松辽盆地中渗、低渗、特低渗和致密岩样，分析渗透率对CO₂驱替的影响效果；分成三个阶段进行驱替实验，分析注入量对CO₂驱替的影响效果。以特低渗岩样和致密岩样的大注入量CO₂驱替作为研究重点，通过控制变量的方法，研究松辽盆地特低渗致密油藏大注入量CO₂驱油机理。实验表明，对于特低渗致密油藏，大注入量CO₂驱替可以获得很好的驱油效果。小注入量驱替后，低渗和中渗样的平均采出程度为30.56%,特低渗岩样和致密岩样的平均采出程度为26.21%;在大注入量驱替后，低渗和中渗样的平均采出程度为55.92%,特低渗岩样和致密岩样的平均采出程度为67.00%。说明大注入量CO₂驱替可以有效提高油藏采出程度，且提高幅度对于特低渗致密油藏更为明显。大注入量完全混相的CO₂驱替可以获得很好的最终采出程度，最高...     

缝洞型油藏不同注入气最小混相压力计算方法

近年来,塔河油田缝洞型油藏注氮气驱替增油效果显著,但气体驱替发生混相的机理尚不明确,且无针对缝洞型油藏不同油品性质、不同注入气体的最小混相压力计算公式。为解决上述问题,基于长细管原理,设计了缝洞型油藏最小混相压力实验,并测试了4种油样在N₂、N₂+ CO₂复合气（N₂与CO₂含量的比分别为80∶20、50∶50、30∶70）及CO₂等5种注入气中的最小混相压力。基于Alston关联式,引入CO₂占注入复合气比例R,通过多元回归方法,建立了适合塔河油田不同油品性质、不同注入气体条件下的最小混相压力计算方法。实例应用表明,W-1井油藏压力为62MPa,注气方案采用N₂与CO₂含量比为40:60,现场实施后,取得较好效果,换油率达到0.5t/m³。该方法为注入气的筛选提供了重要的依据。     

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。     

基于核磁共振技术的页岩油润湿性及其对原油动用特征的影响

为了识别和评价页岩油储层岩石润湿性，深化其对储层原油动用程度的认识，以鄂尔多斯盆地西233地区页岩油储层岩样为研究对象，开展完全饱和水及束缚水状态下的核磁共振T₁-T₂二维图谱测试和基于核磁共振技术的自吸法润湿性实验，建立基于核磁共振T₁-T₂二维图谱评价润湿性的基本方法，进而选择平行岩样开展基于核磁共振技术的岩心水驱油实验，分析评价润湿性对水驱油过程中原油动用特征的影响。研究结果表明，油驱水后(即束缚水状态)，水相与孔喉壁面的作用力明显减小，其在孔喉空间中表现出自由流体状态下的体弛豫特征，因此岩样的润湿性表现为油湿，这与基于核磁共振技术的自吸法润湿性实验评价结果一致。由此可见，通过对比不同状态下的核磁共振T₁-T₂二维图谱能够评价岩样的润湿性；岩样在水驱油过程中主要动用的是中-大孔喉中的原油，小孔喉中原油的动用效果较差。当增加注入水毛细管数的同时减弱储层岩石的油湿特性，小孔喉的动用效果可明显提升。因此注水开发过程中应综合考虑注入水毛细管数和储层岩石的润湿...     

CO2在地层水中溶解对驱油过程的影响

利用CO₂-烃-地层水相平衡热力学模型模拟计算了CO₂在地层水中的溶解规律。建立了考虑CO₂在地层水中溶解的一维长岩心数值模拟模型,模拟计算了注CO₂驱替过程中原油采出程度、气油比、油气水饱和度剖面、CO₂在地层油和地层水中摩尔分数剖面的变化规律。研究表明：CO₂在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加,随着温度的升高而降低;当温度达到100℃以上或压力达到20 MPa以上时,压力和温度对CO₂在水中溶解量影响变小。注气初期,考虑CO₂溶解时采出程度比不考虑溶解时低,注气突破时间更迟,油墙向生产井端推进速度更慢。含水饱和度越高,影响程度越大。当含水饱和度为0.67、注入1.0倍烃孔隙体积CO₂时,考虑CO₂溶解采出程度比不考虑CO₂溶解低约6%。CO₂在地层水中溶解可导致CO₂的损失,使得CO₂驱油见效时间滞后。     

致密油藏CO2吞吐驱油和封存注采参数敏感性分析——以鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油藏典型储集层为例

致密油藏CO₂吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO₂的双重效果。目前,对致密油藏CO₂吞吐驱油和封存研究中,鲜有学者将CO₂封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例,利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数,以换油率、CO₂滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标,采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计,结合极差分析方法,分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明：当注重CO₂驱油时,建议注气时间为30～60 d,注气速度为0.001 0～0.003 0 PV/d,吞吐时机小于0.5年;当注重CO₂封存时,建议生产时间为30～230 d,注气速度为0.0075～0.010 0 PV/d,注气时间为145～180 d;当CO₂驱油和封存协同优化时,建议注气时间为30～65 d,吞吐时机为6个月前,焖井时间为10～2...