一维岩心管内CO_2驱油及质量浓度分布特征

CO2混相驱是一项具有广阔前景的提高采收率技术,在生产实际中已经得到成功应用,但是由于其混相过程复杂,涉及驱动、混合、溶解等作用,使得驱替过程中沿程物质质量浓度分布研究比较困难。为此,从数值模拟的角度出发,建立了经典对流-扩散模型,用该模型讨论了一维CO2混相驱替过程中的物质质量浓度分布关系,并通过分析得出驱替速度主要影响混相段推进速度、弥散系数主要影响混相段内的物质质量浓度分布等结论,为实际生产提供了理论依据。     

二维多孔介质CO_2混相驱油质量浓度分布

CO_2混相驱油过程涉及驱动、混合、溶解等多因素的复杂物理化学作用。目前相关研究主要集中在一维物理模拟和数学模型方面,二维条件下的CO_2驱油机理讨论较少,而实际油藏开采是多维条件下进行的。因此,文中从数值模拟角度出发,基于经典二维对流扩散方程,建立并求解了二维油藏中心一口注CO_2驱油井的物理化学渗流模型,讨论了二维CO_2混相驱过程中的CO_2质量浓度分布特征及模型相关参数对驱替效果的影响,总结出在不同主控因素下呈现的CO_2质量浓度分布形态规律,并对实际生产提出合理建议。     

注CO2混相驱的三次采油机理

美国路易斯安娜州南部五个油藏注CO2混相驱试验的结果表明，三次采油机理是汽化作用和集油作用。汽化作用在部分水驱油藏中起主要作用。集油作用在溶解气驱和部分水驱油藏中起主要作用。     

CO2混相驱储层吸气能力预测

为了预测注 CO2时储层吸气能力,为 CO2驱配注及注气参数的优化设计提供理论基础,在前人研究的基础上,建立了二维 CO2混相段塞驱物理模型和数学模型,考虑混相段塞对注气过程的影响,经理论推导建立了 CO2混相驱吸气能力计算模型。模拟计算结果显示: CO2混相驱注入压力与注气速度近似成线性关系,且注入压力越大,注气速度也越大;地层压力呈阶梯状分布,表现为 3个不同的压力梯度,且超临界 CO2区和混相区的压降较小,压力主要消耗在地层原油渗流区;吸气能力随累积注气量和段塞长度的增加而不断增强,吸气指数随累积注气量的增加呈对数型增长,随段塞长度的增大呈线性增长。     

应力敏感性低渗透油藏CO2混相驱试井模型

对于低渗透油藏,通过分析CO_2注入井的井底压力双对数曲线特征,可以有效评价CO_2混相驱的开发效果,但低渗透油藏存在强应力敏感效应,将会影响解释结果的可靠性,目前考虑应力敏感的CO_2混相驱试井模型较少。基于三区复合油藏渗流理论,设计考虑应力敏感效应的CO_2混相驱物理模型,并建立试井模型,从而获得井底压力的双对数曲线特征。结果表明:CO_2混相驱试井模型曲线分为5个渗流阶段;应力敏感效应使得整个CO_2混相驱试井曲线特征不再遵循0.5M规则,试井曲线后期出现较明显的上翘;CO_2注入井井筒储集系数过高,纯CO_2径向流阶段逐渐消失;流度比、各区驱替前缘半径将对整个CO_2混相驱的渗流过程产生较大影响。试井模型应用于CO_2注入井,能够准确确定纯CO_2区和过渡区驱替前缘半径及其他相关参数,提高低渗透油藏CO_2混相驱相关参数的解释精度。     

考虑分子扩散的裂缝性油藏CO2混相驱数值模拟

针对裂缝性碳酸盐岩油藏建立基质/裂缝双重介质组分模型,对考虑分子扩散和没有考虑分子扩散条件下的CO2混相驱的过程进行模拟,评价分子扩散对CO2混相驱开发效果的影响,并对影响CO2混相驱效果的扩散系数、油藏压力、基质渗透率、裂缝密度和CO2注入速度等主要参数做了敏感性分析。数模结果表明：重力作用和分子扩散作用是两个关键的驱动力,前者主要作用于早期,后者在中后期表现明显,相同条件下,考虑扩散作用的气驱采出程度明显高于不考虑扩散时的气驱采出程度,且采出程度与以上五个因素呈正相关关系,但各因素的影响程度差别较大。     

数值弥散对CO2混相驱的影响

数值弥散效应影响油藏数值模拟结果的精度.基于实际油藏流体和CO2-原油体系室内实验,建立一维均质模型,研究数值弥散对CO2多级接触混相驱替过程的影响,比较数值弥散与物理弥散对CO2混相驱替的影响.结果表明,数值弥散会影响驱替过程中相间传质,数值弥散越大,CO2会越早突破,导致采收率越低,驱替前缘变得模糊化.数值弥散与物理弥散作用相似,具有相同的数量级,二者存在细微的差别.     

苏丹Palogue油田CO2非混相驱室内研究

苏丹Palogue油田主要产层Samaa组为高孔高渗稠油油藏,采用高温高压物理模拟实验研究其注CO2非混相驱驱油效果。给出了非混相CO2驱开采稠油的主要机理,对连续注CO2驱替、单一CO2段塞驱替进行了试验,对CO2连续驱驱油效率、注入压力、气体消耗量、CO2回收利用进行了分析。研究表明,CO2连续驱可以取得可观的驱油效果,采收率最高达到70.2%;使用CO2单一段塞驱油的最终采收率高于连续驱,其最佳段塞大小为0.625PV,最终采收率为89.4%。综合考虑该区块适合采用CO2非混相驱替方式进行采油,单一段塞驱替效果更好,采油过程中,应该合理地控制地层压力。     

低渗透油藏CO2混相驱提高采收率试验

大多数低渗透油藏注水开发效果差,为了验证CO2混相驱在此类油藏的适用性,掌握其提高采收率的程度,以大庆榆树林油田为依托,进行了原油的细管试验与微观试验、天然岩心的驱油试验以及油藏的数值模拟研究,确定了CO2与榆树林油田原油的最小混相压力,试验与数值模拟测试了不同驱替方式在天然岩心上的采收率,二者非常吻合。试验表明:CO2混相驱可以应用于榆树林油田;天然岩心试验无水混相驱可以提高采收率19个百分点以上,水气交替可以提高采收率10~19个百分点;注入1个气体的合适段塞可以减少水对混相的影响,更大程度提高采收率。该研究表明CO2混相驱可提高低渗透油藏开发效果。     

确定CO2最小混相压力的经验公式法

CO2最小混相压力是确定油藏能否采用CO2混相驱的重要依据,测定最小混相压力的最好方法是细管实验法,但室内实验法测定费时、费力。目前,确定CO2最小混相压力的方法很多,其中经验公式法是最简单的一种方法。该文将介绍一些常用的确定CO2最小混相压力的经验公式及一种最新的经验公式,计算结果与实验值进行分析．并对这些经验公式进行对比,使读者在以后选用公式过程中更具有针对性。     

考虑分子扩散作用的裂缝性油藏CO_2混相驱数值模拟

与常规油藏不同,在裂缝性油藏注气开采中,分子扩散作用是提高基岩原油采出程度的主要机理之一,然而这一机理常被忽略或者认识不足。为了研究分子扩散作用对裂缝性油藏CO2混相驱的影响,文中建立并推导了考虑分子扩散作用的多相、多组分双重介质数学模型,并应用有限差分方法和Matlab软件编程进行模型的求解,同时与基于国外某裂缝性碳酸盐岩油藏建立的常规Eclipse双重介质组分数值模型进行了验证对比。计算结果表明,所建模型比Eclipse常规数值模型模拟结果可比性强、实用性好,能够准确描述分子扩散对注气开发的影响,为提高裂缝性油藏注气动态预测技术的准确性提供一定帮助。     

正理庄高89-1区块CO2混相驱参数优化数值模拟研究

为了确保高89-1区块CO2混相驱项目的顺利实施,依据该区块的精细油藏描述成果,在优化适于CO2混相驱模型基础上,建立了符合油藏地质特点的三维地质模型。在此基础上对开发指标进行计算,对五个参数(井网、开发方式、压力水平、注入量和采油速度)进行优化,并提出了推荐方案,预测采收率可达23.10%,比弹性开采方式提高15.16%。     

低渗透油藏二氧化碳混相驱油机理数值模拟

二氧化碳混相驱是大幅提高油藏采收率的重要增产措施,但目前对二氧化碳驱油机理的研究多停留于室内实验阶段,对其混相驱油机理和影响因素缺乏全面系统的认识,因此,采用油藏数值模拟研究方法,以大情字油田黑59井区低渗透油藏为例,对二氧化碳混相驱油机理和影响因素进行了系统研究,对比了注水和注二氧化碳开发的效果。结果表明,注二氧化碳提高采收率的驱油机理是,二氧化碳溶于油相中增加了油藏流度,其与油相组分交换达混相,从而达到提高驱油效率的目的。注二氧化碳开发单井产油量可达注水开发的2倍以上,最终采收率提高14%以上,为研究区及同类低渗透油藏注二氧化碳混相驱开发提供了理论指导,为现场方案的实施提供了重要依据。在吉林大情字油田黑59井区实施混相驱方案后,初期平均单井产油量达10.2 t/d,是注水开发最高产油量的2.4倍,含水率下降了23.2%,与理论研究结果一致。     

降低CO2驱油最小混相压力化学体系研发

CO2驱提高原油采收率技术由于兼具高效、节能减排等优势在中外发展迅速,但胜利油田滩坝砂油藏CO2驱最小混相压力高,混相驱替难以进行,驱油效率较低。为此设计了一种兼顾增效和增溶作用的化学体系,可以显著降低CO2与原油之间的最小混相压力,改善非混相驱替效果。首先通过测定CO2中原油的抽提量及原油中CO2的溶解量,筛选出相应的增效剂DYJ-13和增溶剂S6。进一步对两种化学剂进行复配,系统考察了不同配比对CO2萃取抽提原油能力的影响,结果表明,随体系中DYJ-13质量分数的增加,增效因子先上升后下降,增溶因子变化不大,从而确定出最优的化学体系DYJ-13∶S6=3∶7。最后采用长细管驱替实验方法,测定了加入质量分数为3%的复配化学体系后,试验区原油与CO2之间最小混相压力由31.65 MPa降至24.60 MPa,降低幅度达22%。所研发的化学体系具有较高的应用潜力,建议开展单井试验。     

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。     

表面活性剂降低CO2驱最小混相压力研究现状

CO2混相驱油技术因其驱油效率高的优势而迅速发展。国内多数油藏原油与CO2混相压力过高,无法实现混相驱替。鉴于此,降低CO2与原油最小混相压力是突破方向。目前主要是寻找合适的表面活性剂等添加剂来降低CO2气相与油相的界面张力,进而降低二者间的最小混相压力。其中,研发新型的CO2-原油两亲性表面活性剂极为关键。     

低渗油藏CO2混相驱启动压力梯度实验研究

低渗透油藏开发过程中存在启动压力梯度,CO₂混相驱过程复杂,需要进行深入研究。将CO₂混相驱过程分为原始油相带、注气前缘带、混相油带和注气后缘带,主要采取短岩心驱替实验测定启动压力梯度。研究表明,低渗透岩心的压力梯度与流量关系图都呈凹型分布,存在非线性流动和线性流动。启动压力梯度的主要影响因素有流体粘度、有效渗透率、流体密度和气油比等。启动压力梯度与岩心渗透率成幂函数变化,指数为-0.482。