致密油藏含水饱和度对CO2吞吐效果的影响

储层中含油饱和度的变化会影响CO₂与储层流体相互作用,为研究含水饱和度对砂砾岩致密油藏CO₂吞吐采油效果的影响,基于新疆玛湖砂砾岩致密油藏储层条件,开展不同含水饱和度下CO₂在油水中的溶解、膨胀以及吞吐实验。结果表明：随着含水饱和度增加,CO₂在油水中的溶解度从6.08 mol/L降至2.01 mol/L,膨胀体积由最高1.53倍降至1.09倍,CO₂与原油作用效果逐渐减弱,累计采出程度最高为20.21%;含水饱和度低于45.0%时采用CO₂吞吐开发效果较好;当含水饱和度低于50.3%时,以沥青质沉积为主,储层渗透率降低,超过50.3%时以矿物溶蚀为主,渗透率增加。研究成果对致密油藏的高效开发具有一定指导作用。     

致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳吞吐物理模拟

通过建立大模型多点升温和测量方法与CO₂吞吐回压控制及测量实验方法,研发了大型露头致密岩样分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验系统;通过建立饱和含气模拟油的物理模拟实验方法和大模型抽真空饱和水的物理模拟实验方法,创建了分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验方法。在此基础上,针对中国致密油藏储层特性,进行了致密油藏分段压裂水平井注CO₂吞吐方式的探索研究。研究结果表明:分段压裂水平井注CO₂吞吐物理模拟实验方法能够较好地描述注入CO₂在致密油藏分段压裂水平井吞吐的渗流动态,CO₂吞吐开发方式能够有效地提高致密油藏的动用程度。在模拟的区块中,CO₂吞吐后的最终采出程度要比弹性驱的采出程度高12.5%,该研究成果将对致密油藏的有效开发提供一定技术支持。     

CO2吞吐改善致密油藏开采效果研究

致密油藏资源量大,但储层物性差,单纯依靠衰竭开采存在采出程度低等问题,开发效果不理想.针对上述问题,结合典型致密油藏储层参数,使用数值模拟方法,研究了水平井CO2吞吐开采致密油藏的生产规律.结果表明:(1)CO2吞吐能明显提高日产油水平,最高日产油量提高近4倍,显著改善致密油藏的开采效果;(2)较高的CO2周期注入量和...     

致密油藏注CO2吞吐技术研究

我国致密油储量丰富,而致密油储层油气饱和度低,孔喉窄,物性差.即使水平井压裂作业后,采收率仍然很低,必须进行地层能量补给.此外,地层能量由注水开发补充,往往会产生注不进、采不出与水窜等问题.如果能够将CO2吞吐作为一种高效开发方式广泛应用于现场作业,一方面可以有效提高致密油采收率,解决现有开发技术上的诸多不足,实现...     

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...     

致密油体积压裂水平井CO2吞吐注采参数优化

致密油体积压裂水平井天然能量开发产量递减快,地层能量不足,采收率低。为此,开展了室内实验与矿场试验,结果表明,CO_2吞吐在致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效措施,CO_2吞吐的注采参数设计直接影响最终吞吐效果。通过水平井A井并结合室内实验数据,进行相关经验公式和数值模拟计算,以增油量和换油率为评价依据,在生产动态分析的基础上,优化了CO_2吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数,为实际生产提供依据。     

致密油藏水平井水力压裂CO_2吞吐参数优化

为了快速准确地找出水平井井网设计和CO_2吞吐增产工艺措施中的关键影响因素、确定合理的参数,以有效提高产能,针对松辽盆地南部扶余油层致密油藏特点,采用正交试验设计方法,应用油藏数值模拟技术对井网形式、井网参数以及CO_2吞吐工艺参数进行优化研究。结果表明,穿透系数(缝长/井距)和井底流压是影响松辽盆地南部致密油藏水力压裂水平井产能的主要参数,优选交错式井网,其井网参数为:水平井段长度1 000 m,井距300 m,排距200 m,穿透系数0.8;衰竭式开发到初始地层压力50%时进行CO_2吞吐,注气速度为3 000 m3/d,单周期注入40 d,浸泡20 d,开井生产100 d,控制井底流压3 MPa。水平井大规模水力压裂后,采用CO_2吞吐增油效果明显,对致密油藏增产具有重要的意义。     

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...     

基于离散裂缝的致密油藏重复压裂数值模拟研究

致密油藏储层物性差,大多采用压裂方式开发,当产量下降时需要重复压裂进行增产。建立了基质与人工裂缝相互耦合的致密油藏重复压裂渗流模型,采用离散裂缝模型对压裂形成的人工裂缝进行分析,用三种网格划分体系剖分基质系统、初次压裂裂缝、重复压裂裂缝系统。研究结果表明:裂缝长度和导流能力对重复压裂后的产能影响较大,在生产实际中应采用与储层性质匹配的裂缝长度和导流能力;启动压力梯度对于致密油藏的产能影响明显,在生产设计时需要重点考虑。     

延长低渗透油藏CO2驱油参数优化数值模拟研究

CO₂驱油在特低渗油藏中具有较好的应用效果,是提高采收率的重要方法。以延长油田H区块为研究对象,分析目前注水开发存在的问题,根据动静态参数将井组分成2类,应用数值模拟方法,分别对2类井组CO₂驱油的开发方式、注气时机、注气速度、井底流压及气水交替周期进行了优化。结果表明,以气水比1∶1且气水交替的方式在油井含水40%～60%时注气效果最佳。第1类注气井组的最优注气速度为10～15 t/d,井底流压1 MPa,气水交替周期60天;第2类注气井组最优注气速度为5～10 t/d,井底流压2 MPa,气水交替周期30天。该研究结果对H区块低渗油藏现场注CO₂驱油设计具有重要的指导作用。     

致密油藏注CO2防窜体系研究进展

致密油藏注CO₂不仅可以实现增压、混溶、降黏等目的，也是CO₂就地埋存和高效利用的重要途径。受CO₂与原油流度差异，特别是储层非均质性的影响，致密油藏注CO₂极易沿优势通道(裂缝)窜逸，因此，CO₂防窜是实现CO₂埋存和高效排驱的关键。通过对致密油注CO₂防窜体系的国内外研究动态进行综述，对比评述了凝胶、聚合物、泡沫、表面活性剂的防窜机理，重点概述了CO₂响应性表面活性剂的类型、CO₂响应特征及智能暂堵机制，在此基础上对致密油注CO₂防窜体系的应用前景进行了展望。依据现阶段CO₂响应性表面活性剂在CO₂防窜体系的应用，提出了CO₂响应性表面活性剂在CO₂防窜体系的重点研究方向：(1)设计和研发具备超临界CO₂可溶性，开关乳液、囊泡、凝胶、“蠕虫状”胶束自组装及原...     

层内自生 CO2吞吐机理数值模拟研究

层内自生CO2技术是一种新的增油方式。在所建立的真实油藏单井径向模型的基础上,通过数值模拟研究,得出层内自生CO2吞吐可以降低原油粘度、膨胀原油体积、抽提原油中的轻质组分;生气剂注入速度过快会形成生气剂溶液对原油的驱替,不利于吞吐的进行,而焖井时间越长,吞吐的效果越好。因此,在自生CO2吞吐过程中应适当降低生气剂注入速度和延长焖井时间。     

致密储层CO2压裂裂缝扩展规律数值模拟

CO₂压裂具有节约水资源、降低储层伤害等优点,并已在矿场实践中取得良好效果。为认清CO₂压裂裂缝扩展规律,基于流体流动、热传导和固体力学方程,建立CO₂压裂裂缝扩展热流固耦合模型。采用有限元法求解该模型,并与解析解对比验证模型可靠性。根据数值模型对CO₂压裂裂缝扩展进行参数敏感性分析,结果表明:CO₂在渗透率高于0.01 mD的地层中滤失量较大,地层破裂前增压速率较低,缝长和缝宽较小;CO₂黏度显著影响压力扩散和裂缝几何尺寸;注入排量对起裂压力影响较小,但会改变地层破裂前增压速率和延伸压力;热应力造缝是CO₂压裂造缝机理之一,地层与注入液的温度差越大,热应力越大,地层起裂压力越小,裂缝延伸越容易。研究结果可为CO₂干法压裂设计提供参考。     

复杂断块油藏单井CO2吞吐注采参数优化研究

在对实际油藏进行CO2吞吐井位筛选的基础上,根据油藏地质、开发、相关室内实验资料,建立适合单井CO2吞吐研究的数值模拟模型,以增产油量和换油率作为评价依据,用数值模拟方法研究了CO2吞吐注采制度对开发效果的影响.结论认为:周期注气量、开井生产的采油强度是影响吞吐效果的重要因素,而注气速度和焖井时间存在一个合理的取值范围;在较大注气量、高注气速度并合理控制生产井底流压情况下,相对于原有常规开采方式,可以得到更好的CO2吞吐效果.     

CO2-C2H6吞吐提高致密油藏采收率实验研究

注CO₂已经成为致密油藏提高采收率的重要手段之一，相较于纯CO₂，部分烃类气体对原油的降黏及混相能力更强。为此，通过高温高压PVT实验研究了CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆）-原油的饱和压力及黏度的变化特征，并利用高温高压岩心吞吐实验揭示了不同气体介质、吞吐压力及吞吐轮次下原油动用程度。研究结果表明：复合气体中C₂H₆增强了气液两相混相能力，提高了CO₂降黏及溶解能力，原油流动性显著增加。复合气体中随着C₂H₆摩尔分数的增加，原油饱和压力由14.24 MPa 增至18.02 MPa，提高了26.54%；原油黏度由23.68 mPa·s 降至8.76 mPa·s。不同吞吐压力下复合气体（CO₂-C₂H₆）的采收率提高效果均强于纯CO2的，且吞吐压力在最小混相压力附近采收率提高程度高于其他吞吐压力。复合气体（CO₂-C₂H₆）对孔隙半径为0.000 1～0.001 和0.01～1 μm孔隙中的原油动用程度强于纯CO₂的。     

基于特低渗油藏注CO2吞吐参数敏感性分析

针对我国西部地区X特低渗油田,采用CO₂吞吐技术提高原油采收率,对CO₂吞吐技术的相关参数进行敏感性研究,便于了解油田剩余油分布,及时调整开发方案,降低油田开发风险,高效、绿色开发油田。利用CMG软件定性和定量分析注入时长、日注气量、注入时机以及焖井时长这4个参数对提高采收率效果的影响。结果表明：各参数对提高油田采收率的影响程度不同,由大到小依次为注入时长、日注气量、注入时机、焖井时长。注入时长为CO₂吞吐技术提高采收率的主要影响因素,占比63%;焖井时长影响最小,占比0.11%。     

高凝油藏注CO2吞吐影响因素数值模拟

为深入了解CO2吞吐过程中各种注采工艺参数对高凝油藏开发效果的影响,针对某高凝油藏的地质及油藏特征,在PVT实验和相态拟合数据的基础上,建立了数值模拟模型.在此基础上进行了数值模拟计算,分析了5个敏感因素对开发效果的影响.研究结果表明,对于高凝油藏,CO2吞吐的注入速度、注入时间、焖井时间、井底流压等参数都存在最佳范围,最佳注气速度为60 000 m3/d,最佳注入时间为40 d,最佳焖井时间为16d,生产时合理的井底流压为600 psi,计算比较了5个吞吐轮次的吞吐生产效果,从换油率指标来看前3个吞吐轮次的效果最好.     

致密油藏水平井压裂裂缝参数优化方法北大核心CSCD

致密油藏基质渗透率极低,往往采用水力压裂的方式进行开发。压裂缝网决定了油井的产能,因此缝网参数的优化是致密油高效开发中的关键问题。本文在致密油藏非线性渗流数值模拟方法的基础上,研究了水平井单井压裂裂缝的数量、位置分布、长度、开度、方位角等参数对致密油藏衰竭式开采产量的影响规律,并进行了优化设计,形成了基于模拟退火算法的参数优化方法。基于优化结果,本文提出了一种哑铃交错型水平井压裂技术,为现场压裂方案的优选提供了借鉴。     

异常高压致密油藏CO2吞吐参数优化及微观孔隙动用特征——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

为改善吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏在衰竭开发中产量递减快、采收率低的现象,提高储层动用程度,选取3种不同孔隙类型岩心,开展一系列CO2吞吐岩心实验,在明确生产压力、吞吐次数和闷井时间对吞吐效果影响的基础上,引入核磁共振分析技术,定量评价了不同孔隙结构岩心中不同孔径孔隙的原油动用程度.研究表明:目标储层3类孔隙结构岩心的吞吐采收率随生产压力、吞吐次数和闷井时间的变化规律基本相似,最佳生产压力为21 MPa,最佳吞吐次数控制在5次以内,最佳闷井时间为12 h;吞吐过程中岩心孔隙结构差异会形成不同类型的动用特征,储层物性较好的岩心,大孔隙的原油采出程度始终高于小孔隙,是总采收率的主要"贡献者",而储层物性差的岩心在吞吐初期大孔隙的原油采出程度高于小孔隙,但在后续吞吐中小孔隙的原油采出程度迅速增加,在累计吞吐采收率中占比达到53％以上.研究成果为吉木萨尔凹陷异常高压致密油藏顺利开展CO2吞吐提供了重要依据.     

低渗透油藏CO2驱注采参数优化研究与应用——以胜利油田A区块为例

随着“双碳”政策的大力推行,围绕着碳捕集、碳利用和碳埋存的相关产业飞速发展,长远来看CO₂驱具有较广阔的应用前景。低渗透/超低渗透油藏储层具有复杂的孔隙空间结构,常规水驱开发均面临注水困难和采收率低的问题,而CO₂驱具有多种驱油机理,能较好地解决水驱开发困难的问题。针对胜利油田A区块的低孔低渗透油藏条件,基于原油组分信息和恒组成膨胀实验数据进行了PVT拟合并建立了具有7个拟组分的组分模型,得出初次混相压力为30.1 MPa,多次接触混相压力为26.6 MPa。首次提出了以气窜为限制条件的CO₂驱注气速度计算经验公式。基于均质组分模型针对A区块进行了CO₂驱油藏工程参数优化,确定了以五点法井网、井距为250 m、注气速度为20.0 t/d、生产压力为26.0 MPa的最佳注采参数;同时,以衰竭式开发、水驱、CO₂吞吐、连续注CO₂、气水交替(WAG)等不同开发方式进行了注采参数优化,将优化后不同开发方式的结果进行了对比分析,结果表明连续注气具有一定优势;最后...