冀东浅层稠油油藏CO2/N2复合气体吞吐提高采收率的可行性

冀东浅层稠油油藏开展CO_2吞吐取得了较好的增油效果,但长期注CO_2导致的井筒腐蚀等生产问题日益凸显;N_2是优良的增能介质,且来源广、性能稳定,将二者结合形成复合气体,是冀东油田CO_2吞吐后的储备技术之一。为对比不同注气介质的增油效果,分别设计了5种摩尔比例的CO_2/N_2复合气体(1∶0(纯CO_2)、4∶1、7∶3、1∶1和0∶1(纯N_2)),并开展了相应的注气膨胀实验和注气吞吐物理模拟实验。注气膨胀实验结果表明,CO_2与稠油的作用能力要明显好于N_2;复合气体与原油的作用能力介于纯CO_2与纯N_2之间,且随着复合气中CO_2比例的增加,其溶解降黏和溶解膨胀的效应越明显;当注气量超过20 mol%、摩尔比例超过7∶3时,复合气体对稠油的降黏率可达40%以上。注气吞吐实验结果表明,体积比2∶1(摩尔比4∶1)的复合气体经过4轮吞吐后可提高采收率17.03%,接近纯CO_2的增油效果;该比例的复合气体可实现CO_2溶解降黏和N_2增能的协同效应,有效提高稠油油藏采收率。图7表2参27     

N80钢在高温高压下的抗CO2腐蚀性能

针对N80钢的CO2腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了N80钢的腐蚀实验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得的CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,N80钢的气相腐蚀过程与液相腐蚀过程相似,但腐蚀速率小于液相,气相中N80钢为中度腐蚀;N80钢在85℃时为局部腐蚀,110℃有轻微的局部腐蚀,而170℃时为均匀腐蚀;在CO2腐蚀介质中,N80钢表面形成了腐蚀膜层,85℃时为单层,110℃和170℃时则为双层结构;N80钢的腐蚀膜主要是由晶态FeCO3构成的,还夹杂着少量Fe的氧化物、碳化物和单质Fe等。     

CO2和N2对页岩气开采效果的影响

面对全球能源短缺问题,页岩气作为一种新兴的非常规资源成为研究热点。以鄂尔多斯盆地延长组页岩为例,采用数值模拟手段建立三维地质模型,研究不同CO_2或CO_2/N_2混合气体注入速率及混合气体中N_2占比对页岩气产量的影响。研究结果表明,以0.05,0.5和1 kg/s的速率注入CO_2或CO_2/N_2混合气体均能提高页岩气产量,注入混合气体效果优于单纯的CO_2。仅以0.05 kg/s的速率注入CO_2,30 a后甲烷生产井中不会出现气体突破现象,页岩气产量可提高13.21%。以0.05 kg/s的速率注入CO_2/N_2混合气体,甲烷生产井中会出现N_2突破现象,N_2质量分数越大,突破时N_2含量越多。实际工程中为了防止甲烷生产井中气体突破含量超过10%的限制值,需要严格控制CO_2或CO_2/N_2混合气体的注入速率以及混合气体中N_2的质量分数。     

高温高压下N80的CO2腐蚀

采用高温高压动态腐蚀模拟试验，研究了普通N80钢在井下腐蚀环境中的腐蚀状态。使用扫描电镜研究了腐蚀产物的结构特性。结果表明，在高温环境下，CO2分压越高，N80钢的腐蚀越严重。在流体速度为2．52m／s的情况下，温度为100℃、CO2分压为0．03MPa时。发生的局部腐蚀主要为点蚀，试样表面未能形成保护性腐蚀产物膜；温度为110℃、CO2分压为1．488MPa时，材料表面极易形成腐蚀产物膜，但腐蚀产物膜局部有缺陷，在流体湍动剪应力作用下．局部腐蚀主要为台面状侵蚀。     

深层稠油油藏CO2吞吐采油工艺试验

研究以室内试验和数值模拟结论为基础,利用CO2的压缩性提高油层压力,提高油井的驱动能量,同时利用CO2的溶解降粘和萃取作用降低地下原油粘度,改善原油流动性,为稠油开发方式的转换提供理论和试验依据。2001年先后在辽河油田冷42块、高3624块和锦45块进行6井次先导试验,通过现场试验和经济分析认为,该技术是一种经济可行的稠油开采方法。     

CO2驱稠油开采集输脱水工艺优化

草桥109、T826、Z411区块原油属超特稠油,黏度高、密度大,流动性极差,开采及输送非常困难,为提高原油采收率,增产增效,采用了CO2驱采油新技术.但CO2驱采出液与其他原油混合后,腐蚀产物固体颗粒增多,易吸附在乳状液界面膜上,使乳化性增强,界面膜强度增大,对原油脱水造成一定程度的影响.因此,优化了原油集输脱水工艺参数,从而为原油集输及处理系统的运行管理提供了技术支持.     

深层稠油注N2吞吐降粘研究及试验效果

吐哈油田稠油资源丰富，但油藏埋藏深，物性较差，原油粘度高，单井产量低，经济效益低。为实现经济开发，开展了注N2吞吐降粘实验研究，并在现场进行2口井试验，经过大规模压裂后单井产量得到大幅度提高，单井日产油量达到10t／d，单井累积增油1077t，有效期已达210天，目前仍然有效。为低产稠油经济有效开发探索了一条有效途径。     

N80S抗硫油管钢在含CO2、微量H2S及高浓度Cl^-腐蚀介质中的腐蚀行为

用失重法、扫描电镜（SEM）、能谱分析（EDS）及X射线能谱（XRD）对N80S抗硫油管钢在CO2、微量H2S及高浓度Cl^-条件下的腐蚀破坏进行腐蚀实验研究,结果发现,在实验条件下,微量H2S的存在对反应系统影响较大;在膜的形成过程中硫化物腐蚀产物膜（FeS、FeS0.9）会优先形成,并进一步阻碍具有良好保护性的FeCO3腐蚀产物膜的形成;腐蚀产物膜疏松、平均腐蚀速率较大,且有轻度局部腐蚀发生。溶液中高浓度的Cl^-及材料中高含量的Cr元素会使N80S抗硫钢局部腐蚀倾向加大。     

稠油油藏表面活性剂辅助CO2驱油效果及主控性能

针对稠油油藏储层特征与开发现状,基于静态泡沫性能与驱油性能评价,复配了3种具备不同性能的表面活性剂,并研究了不同表面活性剂辅助CO2驱油效果,明确了表面活性剂的主控性能。实验结果表明,表面活性剂S1,S2和S3辅助CO2驱油对渗透率级差为3.0的非均质岩心水驱后采收率增幅分别为19.7%,13.2%和15.2%,优于直接注入CO2的驱油效果,说明表面活性剂可以提高稠油油藏高含水阶段CO2驱油效果。其增油机理主要为表面活性剂驱油贡献及其与后续CO2产生的泡沫的驱油贡献。表面活性剂乳化能力越强,乳化现象越明显,驱油效率增幅越大;静态发泡能力越强,与CO2在岩心中越容易产生泡沫;强发泡能力-弱稳定性表面活性剂与CO2产生的泡沫更容易实现深部调驱。随着非均质岩心渗透率级差从3.0增至9.0,3种表面活性剂辅助CO2驱油效果均不同程度地下降,其中S1辅助CO2驱油的采收率增幅降至12.6%,相比于S2和S3,S1对岩心非均质性变化的适应性较强。因此,对于目标油藏,具备强乳化、强发泡能力且兼顾弱泡沫稳定性的复配表面活性剂S1辅助CO2驱油效果最佳,对非均质性变化的适应性更强。     

超临界CO2对稠油物理化学性质影响实验——以G24-P21井为例

通过开展高压物性实验、族组分分析实验与气相色谱实验,深入研究超临界CO_2对稠油物理化学性质的影响。研究表明,稠油的饱和压力、气油比、体积膨胀系数与注入超临界CO_2含量呈二次多项式关系(增函数),稠油黏度与注入超临界CO_2含量呈二次多项式关系(减函数),从而有效改善原油物性;随着注入超临界CO_2含量的增加,稠油总烃含量相对增大,胶质+沥青质含量相对减小,且超临界CO_2在对稠油总烃组分的萃取过程中,对正构烷烃或与正构烷烃化学性质相似的组分具有高度选择性。整体而言,注入超临界CO_2可有效改变原油的物理化学性质,进而达到提高采收率的目的。     

CO2对超稠油物性影响的实验研究

为研究CO2辅助蒸汽吞吐技术开发超稠油中CO2的作用,以郑411区块超稠油为研究对象,通过注气膨胀实验系统地研究了不同CO2注入量、温度及压力下,超稠油物性的变化规律,并使用多元回归方法分别建立了溶解气油比、饱和压力、原油黏度、原油密度及原油体积系数与CO2注入量、温度及压力的关系模型,拟合优度均在0.90以上。郑411块超稠油的溶解气油比随CO2注入量的增加而线性增加;饱和压力随CO2注入量的增加而线性增加,随温度增加而呈乘幂趋势增加;原油黏度随CO2注入量增加而呈指数趋势降低,其对数值随温度升高呈乘幂趋势降低;原油密度随CO2注入量增加呈指数趋势降低,随温度升高呈对数趋势降低,随压力增加而线性增加;原油体积系数随CO2注入量和温度的增加均呈指数趋势增加,随压力增加而线性减小。超稠油对温度有极强的敏感性,加热升温能显著降低超稠油黏度,提高其流动性;同时,CO2溶解降黏、膨胀原油的特性,能改善原油物性,有助于超稠油的动用。     

利用CO2改善韦5稠油油藏开采效果

针对江苏油田韦5中低渗复杂小断块薄层稠油油藏进行CO2开采方式研究，为同类型稠油油藏利用CO2开采提供有益的借鉴。用数值模拟方法研究了CO2吞吐的敏感因素，结果认为，周期注气量、注气速度和生产过程的井底流压是影响吞吐效果的重要因素，浸泡时间对效果影响不大。以增产油量和换油率作为评价依据的计算结果表明，在大注气量、高注气速度和合理控制的生产井底流压下存在最优吞吐轮次，可以得到较好的CO2吞吐效果。     

稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后注CO2的可行性

针对我国稠油油田的许多区块或油藏已进入多轮次蒸汽吞后期，开发效果逐渐变差的实际情况，运用数值模拟及油藏工程的方法，以辽河冷家堡油田的几个典型的稠油区块为例，进行了蒸汽吞吐之后注CO2开采的可行性研究，并对数模和矿场先导试验的结果进行了经济评价，给出了不同原油粘度的稠油油藏在注蒸汽吞吐之后注CO2吞吐的可行性。对于前期进行过多软次蒸汽吞吐的普通稠油，随原油粘度增大，注CO2吞吐的换油率增大，可行性增加；对于特稠油和超稠油，前期必须进行1～3轮次以上的蒸汽吞吐，之后实施CO2吞吐工艺才能获得良好的效益，所得的结论对现场生产具有一定的指导意义。     

稠油油藏CO2泡沫启动残余油机制的可视化实验

国内外对于CO₂泡沫与稠油作用的理论研究已相对成熟,但能直观表现CO₂泡沫在驱替稠油过程中对残余油的启动过程以及作用方式的可视化研究较少,为了进一步探究CO₂泡沫与稠油的作用机理,利用自制二维平面模型,通过可视化实验驱替系统开展了CO₂泡沫在驱替过程中对残余稠油启动效果的微观动态实验研究,观察了启动盲端残余油、剥蚀油膜、段塞前端乳化驱油等过程;利用高温高压配样装置,开展了CO₂泡沫体系作用下稠油的PVT实验。温度从30℃升至90℃,气体溶解度变化不大;稠油体积因子由1.19上升至1.42;降黏率由13.55%上升至67.42%。一方面,CO₂泡沫选择性封堵大孔道、启动残余油的微观作用;另一方面,CO₂泡沫流体降低了驱替系统的流度比。这两者的共同作用,使得CO₂泡沫流体具有改善波及体积、增加驱油效率的效果。     

质谱法对重油中的含氮多环芳烃的定性分析

通过两次吸附分离，然后采用低压电离，高分辨质谱直接进样技术对重馏份油中的含氮多环芳烃进行定性测定。并将结果按分类归属，得到一定的组成信息，为科研、生产提供科学依据     

稠油高温气体辅助蒸汽驱的可行性研究

针对目前稠油油藏开发效益差、产量低的现状,开展了适用稠油油藏的注气方式研究。从稠油粘温特性和流变特性入手,分析了蒸汽驱开采稠油的驱油机理以及目前开发中所存在的问题,并通过理论分析和室内实验,对利用氮气、二氧化碳气体的性质,辅助蒸汽高效开采稠油的可行性进行了深入研究。结果表明,加入氮气、二氧化碳的高温气体辅助蒸汽驱相比单纯蒸汽驱具有明显优势,原油采收率显著提高。     

稠油油藏注CO2适应性研究

为了得到方便实用的稠油油藏注CO2选井标准,以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例,运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2吞吐/驱替进行了适应性研究,得出了CO2吞吐/驱替的适应性参数。可以看出,CO2吞吐和CO2驱替对油藏参数和施工工艺参数的要求有很大不同。研究表明,原油黏度和含油饱和度是影响CO2换油效果最敏感的油藏参数;而周期注入量(CO2吞吐)和注入速度(CO2驱替)是影响CO2换油效果最敏感的施工工艺参数。所得的结果对选择合适的稠油油藏实施恰当的注CO2工艺有一定的指导意义。     

注蒸汽加气体开采稠油技术室内研究与现场试验应用

为了改善注蒸汽开采稠油的效果，开展了注蒸汽加汽加气体开采稠油技术的室内研究和现场试验应用。室内研究表明：（1）CD2，N2，N2＋CO23种气体高温高压下在草104井稠油中溶解度随压力增大（1－14MPa）而增大，随温度降低（150，100，65℃）而增大，溶解气体的稠油粘度随温度升高，压力增大而显著降低；（2）N80钢试片在35％N2／9％CO2／1％O2／555H2O体系中的腐蚀率，随温度升高而线性增大（40－350℃，压力相应增大或保持恒定），气相无机缓蚀剂GHX－1可有效抑制这种腐蚀；（3）加入CO2，N2＋CO2和N2可极大幅度地提高蒸汽在岩心中的驱油效率。在草桥和单家寺油田8口蒸汽吞吐进行注蒸汽加N2现场试验，油气比，单井日产油量和周期产油时都注蒸汽井大幅度提高。注蒸汽加N2＋CO3现场试验的阶段已见到日产油量急剧上升的良好效果。     

关于《辽河油区计算稠油粘度通用方程》一文的讨论

对文献[1]中公布的辽河油区7组粘-温数据进行了回归分析，并与文献[1]的结果进行了对比，发现文献[1]中给出的回归系数计算有误差。对回归系数进行了误差分析。指出回归系数对粘度计算精度有很大影响。对文献[1]中“通用方程“的叫法提出了质疑，指出称为经验公式比较合适。     

石油重油和煤混合加氢对重油性质的影响

在间歇式小型高压釜中进行了不同石油重油和煤混合加氢试验。结果表明，石油重油和煤混合加氢处理后，其轻质馏份增加，初馏点降低，处理后油的饱和烃含量和分子量均随加氢反应温度升高而降低，而芳烃含量则随加氢反应温度升高而增加。试验发现处理后重油中Ｆｅ、Ｎｉ、Ｃｕ等重金属和Ｓ含量都有不同程度降低，尤其是大庆重油与煤混合加氢后Ａｓ含量显著降低，其脱除率有的高达９０％以上