CO2驱替过程中沥青质沉积及其对原油采收率的影响

针对CO2驱油过程中易造成沥青质等重有机质沉积,导致原油组分发生改变,影响驱油效果这一问题,考察了不同原油沥青质含量、岩心渗透率条件下沥青质的沉积量及CO2驱油效果,研究了CO2驱替过程中沥青质沉积和原油采收率的变化规律。实验结果表明,CO2驱油过程中引起的沥青质沉积与岩心渗透率、原油初始沥青质含量直接相关;相同条件下,低渗透岩心对沥青质沉积的影响更为明显;此外,随着沥青质沉积量的增加,CO2驱的采收率降低。     

CO2驱油过程中孔喉结构对储层岩石物性变化的影响

注CO₂提高储层原油采收率过程中,储层中流体的渗流和分布受岩石孔喉结构控制,且注入的CO₂会引发原油中的沥青质沉淀,导致储层渗透率下降并改变储层的润湿性。通过在4块渗透率相似但孔喉结构不同的岩心上进行的混相和非混相的CO₂驱油实验研究了CO₂驱油过程中岩石孔喉结构对储层岩石物性变化的影响。基于岩石孔径分布和压汞曲线,根据分形理论对岩心孔喉结构特征进行定量评估。实验结果表明,在提高原油采收率方面,混相驱替比非混相驱替高12.2%~16.8%,孔喉结构相对均质的岩心比非均质岩心高18.1%~26.9%,在非混驱替时原油采收率受岩心孔隙结构的影响更明显。由于沥青质沉淀堵塞孔喉,混相和非混相驱替后岩心渗透率分别下降了7.5%~14.2%、4.0%~7.9%,且渗透率下降幅度与岩心孔喉结构分形维数呈正比。混相和非混相驱替后岩心的润湿指数分别下降了26.8%~59.8 ％、10.5%~21.6%。由于更大的CO₂波及体积,孔喉结构相对均质的岩心水湿性减弱更显著。混相驱替和均质的孔喉结构使岩心物性变化分布更均匀,且均质的孔喉结构可以在提高CO₂驱油效率的同时,减弱沥青质沉淀造成的岩心渗透率下降及润湿性变化,减弱程度分别为3.5%~6.7%、11.2%~33.0%。     

CO_2驱替下沥青质沉积实验研究

详细介绍了CO2驱油过程中沥青质沉积对油田开发效果的影响。室内实验采用7块渗透率相近的人造岩心,研究了不同CO2注入压力下的采收率、沥青质沉积量、岩心渗透率的变化情况。结果表明:煤油和模拟油采收率均随注入压力的增加而提高。在CO2驱油过程中,部分沥青质沉积在岩心中,两种油样的采收率差值随着注入压力的升高先增加后降低,在25MPa时最大,为18.8%。随着CO2注入压力的增加,沥青质沉积量和岩心渗透率降幅先增加后减小。在注入压力为28MPa时,沥青质沉积量最大,为45.53%,岩心渗透率也降至最低,降幅达27.9%。沉积量主要受沉积效应和溶解效应的综合影响。     

二氧化碳注入对低渗透储层矿物及孔隙结构的影响*

注二氧化碳采油过程中,二氧化碳溶解于水形成碳酸,与储层矿物反应会改变岩心矿物组成和储层物性。 本文通过室内实验研究了二氧化碳驱、二氧化碳/水交替驱及二氧化碳吞吐3种不同注入方式下低渗透储层的矿 物、产出流体、储层微观结构以及渗透率的变化。研究结果表明：二氧化碳驱、二氧化碳水气交替驱、二氧化碳吞 吐3种注入方式均可使岩心渗透率增加,二氧化碳/水交替驱过程对岩心渗透率的影响最为明显;产出液中的钙 离子和钠离子浓度都明显上升,岩心矿物中方解石及长石含量下降,碳酸的溶蚀作用导致岩心中的斜长石和方 解石减少;在碳酸作用下岩心微观结构由致密、连通性差、粒间孔隙发育差状态变为疏松、连通性好、粒间孔隙发 育充分状态,溶蚀现象明显。     

二氧化碳驱对储集层岩石渗透率影响的室内研究

二氧化碳驱油提高采收率技术在部分油田取得了不错的效果,但二氧化碳驱也存在输出管线结垢现象。为了研究二氧化碳驱过程中,是否在地层也会结垢的问题,通过制作人工岩心,将渗透率相近的几块岩心进行排列组合放入岩心夹持器内进行岩心流动实验来模拟二氧化碳从注入井驱替到生产井的过程,从而判断二氧化碳驱是否在地层产生结垢现象。实验发现,二氧化碳驱替后,大部分岩心渗透率升高,只有小部分岩心渗透率有所下降。检测驱替后液体中易发生沉淀的钙、镁离子含量发现,钙含量都高于地层水中钙的含量,镁离子含量变化不大。所以,二氧化碳驱替后储层岩石渗透率大部分升高,只有少部分岩石渗透率由于压力降低沉淀析出或颗粒运移导致渗透率下降。     

二氧化碳驱引起储层物性改变的实验室研究

二氧化碳注入油藏后,与储层岩石和流体发生化学反应,将改变孔隙度、渗透率、润湿性、流体的酸碱度,进而影响采收率.用CO2岩心驱替实验装置模拟了二氧化碳与岩石和流体的相互作用并对实验结果进行了分析.结果表明,矿物溶解使孔隙度变大,沉淀堵塞孔隙,两者皆改变渗透率,岩石由亲油转为亲水,流体pH值下降.     

沥青质沉淀清除剂的研制及应用

利用水、有机溶剂、乳化剂和分散剂配制低毒性沥青质沉淀清除剂,以乳状液稳定性、沉淀清除剂对沥青质溶解速度为评价指标,研制出稳定性好、对沥青质沉淀清除效果明显的清除剂配方,并利用岩心驱替装置进行了清除近井地带沥青质沉淀堵塞实验。结果表明,在中高渗透率岩心中清除剂对岩心渗透率恢复效果较好,研制出的清除剂在乳化剂含量为8％ 、搅拌速度为800 r／min下使用效果较好。现场应用证明,该清除剂可有效清除胶质、沥青质沉淀造成的有机堵塞。     

致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特征及其对渗透率的影响

注CO₂ 引起的原油沥青质沉积对致密储层造成的伤害严重影响其开发效果。为明确不同CO₂ 注入方式下 的沥青质沉积特征及其对储层渗透率的影响,对致密岩心分别进行了CO₂ 驱替和吞吐两种注入方式的实验,通 过核磁共振和扫描电镜等,分析了两种注入方式下的沥青质沉积特征、原油采出程度以及对致密岩心渗透率的影响。结果表明,两种CO₂ 注入方式下的致密岩心均会产生沥青质沉积,且主要以膜状吸附的方式沉积在孔隙表面。受CO₂ 与原油相互作用时间的影响,吞吐方式下的沥青质沉积量大于驱替方式,且吞吐方式下的沉积孔 径范围高于驱替方式。沥青质沉积对致密岩心渗透率的伤害程度与原油的产出方向有关。驱替方式下沥青质 沉积对岩心正向（CO₂ 注入方向）渗透率的伤害程度较大,而吞吐方式下沥青质沉积对岩心逆向渗透率的伤害程 度较大。在围压为10、5MPa时,CO₂ 驱替和吞吐方式下的沥青质沉积对岩心正向渗透率的伤害程度（正向渗透 率平均降幅）分别为7.05%和1.67%,对岩心逆向渗透率的伤害程度（逆向渗透率平均降幅）分别为0.41%和 2.66%。受注采模式和流动机制的影响,CO₂ 吞吐方式下的采出程度低于驱替方式。研究结果对于致密储层CO₂ 驱沥青质沉积不同方向上储层伤害程度的认识及注入方式的优选具有一定的指导意义。     

伊朗碳酸盐岩油层注二氧化碳气导致沥青质沉淀引起的地层伤害

尽管二氧化碳（CO2）注入法是最广泛用于许多油层提高原油采收率的方法,但是这种方法会改变油藏流体的特性,进而带来诸如沥青质沉淀这样的麻烦。沥青质沉淀会堵塞住井筒和生产设备,从而降低注入能力和生产能力。本文介绍了伊朗西南部Kupal油田Bangestan油层CO2混相驱对沥青质沉淀的影响。用PVT（压力、容积、温度）测试法测量了CO2气与原油的混合物中沥青质沉淀的数量;进而通过高压岩心驱替实验弄清了油层条件下沥青质析出的机理。最后将实验结果与现有沥青质沉淀模型得到的结果进行了对比。     

CO2驱沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理

为揭示CO_2驱过程中沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理,选取3种不同沥青质含量的原油样品及相同渗透率的石英砂环氧树脂胶结人造岩心,模拟实际地层的温度、压力进行室内驱替实验,并通过核磁共振技术分析沥青质沉积对不同尺度孔喉中原油采收率的影响。实验结果表明:原油中沥青质含量越大,驱替过程中其沉积量越大;同时,岩心样品中的沥青质沉积量也随着CO_2注入量的增加而增加;驱替实验的最终采收率受沥青质沉积量的影响,沉积量越大,采收率越低。核磁共振技术测试结果表明,沥青质沉积对较大孔喉(2.0~200.0 ms)的采收率无明显影响。但是,对于较小孔喉(0.1~2.0 ms),沥青质沉积会产生一定程度的堵塞效应,导致剩余油难以采出,最终影响整体的采收率。     

注CO2过程中沥青质沉淀对低渗储层的伤害及 对润湿性的影响*

沥青质沉淀是注CO_2提高采收率过程中普遍存在的问题,常导致储层孔喉堵塞和润湿性改变。利用岩心驱替实验并结合核磁共振技术,定量表征了不同CO_2注入压力下沥青质沉淀对低渗透储层的伤害程度和引起的润湿性变化。结果表明,随着CO_2注入压力的增加,采出原油的黏度和沥青质含量不断减小,剩余油中的沥青质含量不断增加。CO_2注入压力分别为9.1、16.2、24.1 MPa时,岩心的渗透率损失率为2.40%、7.41%、8.32%,岩心驱替后的混合润湿指数下降了0.04、0.12和0.14,表观接触角增加5°、12°、19°。CO_2注入压力越高,沥青质沉淀越严重,对低渗储层的孔隙度和渗透率伤害越大。图8表3参26     

三元复合驱合理驱替速度实验研究

三元复合驱是一项可大幅度提高原油采收率的三次采油技术,其体系由聚合物、碱、表面活性剂三相组成,驱油机理相对复杂,影响因素也相对较多。为此,通过开展物理模拟驱油实验,对三元复合驱实验过程中的驱替速度参数进行了深入研究。实验结果表明,三元复合驱最佳驱替速度与岩心渗透率正相关,天然岩心最佳驱替速度为0.10～0.20 mL/min、人造岩心最佳驱替速度为0.30～0.60 mL/min;不同复合体系达到最低界面张力值的时间不同,且在不同驱替速度下对采收率的影响程度也不同,驱替速度的变化对小尺寸的天然岩心、界面张力下降慢的复合体系驱油效果影响较大。     

非均质多层储层中CO2驱替方式对驱油效果及储层伤害的影响

低渗透油藏注CO₂开发过程中沥青质沉淀和CO₂-地层水-岩石相互作用引起的储层堵塞加剧了非均质多层砂岩储层中驱替特征的复杂性，影响CO₂和CO₂-水交替驱（CO₂-WAG）驱油过程中流体在储层中的渗流和最终的原油采收率。研究中的CO₂和CO₂-WAG驱油实验是在混相条件下（70℃、18 MPa）模拟的具有相似物性的多层储层系统中进行的，从油气产量、剩余油分布和渗透率损害3方面评价了两种驱替方式。实验结果表明，CO₂驱后整个系统的采收率较低，产油主要来自高渗透层，剩余油分布在中、低渗透层。CO₂-WAG驱过程中CO₂突破时间较晚，整个系统的原油采收率显著改善。此外，CO₂驱后高渗透层的渗透率下降了16.1%，95.1%的下降幅度是由沥青质沉淀引起。在CO₂-WAG驱后，各层的渗透率下降幅度分别为29.4%、16.8%和6.9%，沥青质沉淀仍是主要因素，且引起的储层堵塞更严重，但高渗透层中CO₂-地层水-岩石相互作用引起的渗透率下降不容忽视，占20.7%的因素。因此，对于具有强非均质性的多层储层，CO₂-WAG具有更好的驱油效果，但是对沥青质沉淀的预防和控制措施是必要的。     

利用相平衡理论预测原油沥青质沉淀率

国内外大量CO2驱矿场实践均发现了沥青质沉淀现象,沥青质沉淀会吸附于孔隙表面、堵塞孔隙喉道,进而导致CO2驱油井产量的下降。为了准确计算CO2驱过程中的沥青质沉淀率,采用状态方程描述气-液相平衡,用正规溶液理论描述固相沥青质的非理想性,建立气-液-固三相相平衡热力学模型,结合物料守恒方程进行油气体系的相平衡计算,进而预测沥青质的沉淀率。运用该模型对某CO2驱原油体系进行了相平衡闪蒸计算,得到沥青质的沉淀率,与实验值相对比平均误差在允许范围之内。     

致密砂岩油藏CO2驱固相沉积规律及其储层伤害特征

沥青质及金属无机沉淀对致密储层的伤害是注CO2驱替中不可避免的问题.为探究沥青质及无机沉淀对储层的伤害机理,以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例,在明确(非)混相压力下原油中CO2含量与沥青质沉淀量关系的基础上,通过开展CO2驱替长岩心实验,研究了CO2非混相和混相驱过程中沥青质和无机沉淀对储层的伤害特征,评价了有机和无机...     

渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响

储层层间物性差异是影响非均质油藏聚合物驱采收率的重要因素。为揭示由水驱转为聚合物驱过程中的产液指数的变化规律,通过物理模拟实验研究了岩心渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响。结果表明,由水驱转为聚合物驱的过程中,产液指数变化整体上经历水驱上升段、聚合物驱速降段、聚合物驱缓降段以及聚合物驱回返段四个阶段;在非均质岩心实验中,储层渗透率级差变化对聚合物驱阶段的产液指数下降幅度具有明显影响,具体表现为聚合物注入后产液指数、采收率随渗透率级差的增大而减小。研究结果对于判定存在储层渗透率级差油藏的聚合物驱合理产液下降幅度、预测产液下降周期具有一定的指导意义。     

低渗透非均质油藏二氧化碳非混相驱窜逸控制实验

低渗透油藏普遍存在非均质性严重、裂缝发育等特点,导致二氧化碳驱油过程中会发生不同程度的气窜现象。为了研究非均质性及裂缝对二氧化碳驱油效果的影响,建立均质岩心模型、不同渗透率级差的人造非均质模型、高渗透气窜通道模型及裂缝模型4种室内实验模型,用以模拟低渗透储层的非均质性及裂缝发育。利用4种模型依次开展水驱和二氧化碳连续气驱实验,并针对不同类型的岩心模型采取相应的封窜体系对二氧化碳实施气窜封堵。实验结果表明,二氧化碳连续气驱的采出程度与渗透率级差呈幂函数下降趋势,岩心非均质性越强,气体窜逸现象越严重,气驱效果越差。针对不同非均质级别的岩心,可采用不同的封窜体系实现二氧化碳的窜逸控制。其中,乙二胺体系可用于封堵渗透率级差小于等于100的非均质模型的高渗透层,改性淀粉凝胶与乙二胺体系可用于封堵岩心内渗透率级差大于100的高渗透气窜通道以及裂缝。     

原油沥青质初始沉淀压力测定与模型化计算

温度、压力及组成的改变均会造成原油中沥青质产生沉淀,导致储层伤害和井筒堵塞。文中通过自主研制的固相沉淀激光探测系统,用透光率法首次测定了伊朗南阿油田原油样品在不同温度下的沥青质初始沉淀压力;同时利用Nghiem等建立的沥青质沉淀预测的热力学模型对油样沥青质初始沉淀压力进行计算,并与实验结果拟合。结果表明：利用透光率法测定该油田油样,在44,80,123℃下的沥青质初始沉淀压力点分别为42.8,39.7,35.2 MPa;沥青质初始沉淀压力随着温度的升高,在井筒温度范围内呈线性关系。模型计算与实验结果误差不超过15%,所以利用Nghiem模型对原油沥青质的初始沉淀压力进行预测是可靠的。     

沥青质沉积方式对储层渗透率的影响

为明确均匀沥青质沉积下的储层伤害特征及机理，通过岩心真空饱和原油的实验，建立均匀沥青质岩心沉积方法，开展正向水驱及反向水驱实验分析均匀沥青质下储层油水渗流规律。结果表明：与直接饱和法相比，真空饱和法的岩心中沥青质沉积量大且分布均匀，对岩心绝对渗透率伤害小于对两相相对渗透率伤害，残余油饱和度增大了28.6%，油水两相共渗区收窄且向左偏移，油相相对渗透率降低了15.5%，水相相对渗透率提高了33.2%，但最大水相相对渗透率则下降了19.5%；储层伤害方式包括孔喉堵塞和表面沉积引起的润湿性和孔喉半径变化，孔喉堵塞对绝对渗透率的影响大于相对渗透率，而表面沉积对相对渗透率的影响大于绝对渗透率；非均匀沥青质沉积的储层伤害方式以孔喉堵塞伤害为主，占总伤害的比例为65.2%，均匀沥青质沉积的伤害方式则以表面沉积伤害为主，占总伤害的比例为73.1%。研究成果可为全面深入认识沥青质沉积伤害及防治沥青质沉积提供依据。     

孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

在CO₂驱提高采收率的过程中,CO₂与原油、基质矿物的相互作用会对储层孔喉结构造成一定的伤害。为了揭示孔喉结构对CO₂驱储层伤害程度的影响,利用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术,通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度,评价了不同孔喉结构的岩心样品在CO₂驱过程中的伤害程度,明确了CO₂驱储层伤害机理。实验结果表明：CO₂驱过程中产生的沥青质沉积及酸化作用对储层孔隙度的影响很小,实验岩心样品的孔隙度降幅为1%左右,而渗透率受到的伤害程度较高,Ⅲ类孔隙结构岩心的渗透率降幅达20.55%,且渗透率越低、孔喉结构越差,渗透率受到伤害的程度越高;孔喉堵塞程度与孔喉结构参数成正相关关系,孔喉结构越差,中值半径越小,越容易发生孔喉堵塞;Ⅰ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度较低,Ⅲ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度明显增高,最高可达到34.32%。该研究结果可为CO₂驱现场高效应用提供依据。