浅层油藏稠油热水/CO2驱油效率实验模拟研究

新疆油田九_6区齐古组浅层稠油油藏已进入蒸汽开采中后期,油藏开采经历了蒸汽吞吐、加密调整、蒸汽驱过程,采出程度为37%。现阶段单一蒸汽驱效果明显下降,地层亏空严重,蒸汽热利用效率低,吸汽不均,波及程度差异大,油水流度比大,采收率低。热水复合CO_2驱油充分利用热水热效应和发挥CO_2溶解降黏等作用,是提高原油采收率的有效方法。因此,针对九_6区稠油开展不同混合方式热水/CO_2驱油模拟实验,分别研究了纯热水驱、热水与CO_2混注、热水与CO_2段塞的驱油效率。结果表明,纯热水驱累积驱油效率为49.19%,热水/CO_2混注累积驱油效率最大为71.25%,段塞驱累积驱油效率高达85.96%。同时,分析了驱出原油及岩心残余油组分变化。     

低渗透油藏 CO2混相条件及近混相驱区域确定

为了探究CO_2在低渗透油藏中与原油的混相条件及在近混相条件下的驱油效果,采用室内物理模拟方法,通过均质、非均质长方体岩心实验,在评价影响CO_2驱油效果的渗透率、岩心长度、渗透率级差和压力因素的基础上,借助采收率与各影响因素参数指标,分析非混相、近混相和混相不同阶段的曲线特征,建立了近混相驱区域的确定方法。采用该岩心实验方法,在模拟油藏条件下,CO_2与原油的最小混相压力为18.5 MPa左右,比传统细管实验确定的17.8 MPa高出0.7 MPa,同时根据驱油曲线特征,划分了CO_2非混相、近混相和混相区域,并根据驱油效率确定出近混相驱的压力区域为16.5数18.5 MPa。建立的最小混相压力岩心测定方法和近混相驱区域划定的方法,为进一步深化CO_2近混相驱油机理的认识及YC油田CO_2矿场驱油方案的设计提供了参考。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐生产动态及注入介质优选

塔河油田缝洞型油藏在底水驱动或注水替油开采结束后,仍存在阁楼油、绕流油和井间油等多种剩余油类型。为了获得不同缝洞连通情况下注气吞吐生产动态,揭示不同注气吞吐介质对轻质/重质原油采出程度的影响规律,利用依据地质资料设计的室内三维物理模型,模拟底水条件下典型缝洞结构单元的注水替油过程及注气吞吐过程,考察了相同条件下不同原油黏度(1094.5 mPa·s和23.6 mPa·s)与不同气体介质(N_2、CO_2、复合气(N_2∶CO_2=1∶1))对剩余油的启动效果。结果表明,注气吞吐控水增油效果明显,N_2、CO_2通过重力分异作用可置换阁楼油,通过气体膨胀作用携带井间油及绕流油;对于黏度为1094.5 m Pa·s的稠油,注N_2、CO_2、复合气(N_2∶CO_2=1∶1)对模型采出程度的提高幅度分别为19.59%、14.54%、7.55%,而对黏度为23.6 m Pa·s的稀油,注气吞吐采出程度分别提高10.87%、10.12%、7.41%,注气对稠油的吞吐效果优于稀油,且N_2和CO_2吞吐效果优于复合气(N_2∶CO_2=1∶1)。     

低渗油藏非纯 CO2近混相驱及实现条件研究

为明确非纯CO_2近混相驱的压力区域和实现条件,综合采用细管实验和细管模拟方法,分别从物理化学和工程应用的角度,建立了基于驱油效率和界面张力的非纯CO_2-原油体系近混相压力区间的综合界定方法,在传统的最小混相压力(MMP)附近划分了一个近混相区域。研究发现,该区域对应的驱油效率为85%~95%,对应的界面张力约为0.001~0.05 mN/m。以秦皇岛29-2E-5井1段为例,该目标油藏典型井在不同CO_2纯度下的近混相压力区间为26.52~32.9 MPa,约为MMP的0.8~1倍,实现近混相驱的CO_2纯度下限为64%。     

多元热流体热采井筛管腐蚀试验及分析

多元热流体热采技术是一种先进的多效热采技术,但多元热流体环境对井下系统腐蚀比其它稠油开采技术更为严重。针对注多元热流体井中筛管的腐蚀问题,选取构成金属棉筛管和复合筛管的TP100、3Cr、N80、316L金属网和434金属棉5种材料,模拟现场注热条件和生产条件,开展了腐蚀试验,进行了腐蚀速率预测,提出了多元热流体井的筛管选材和筛管防腐的建议。      

不同压力下冻土区水合物法封存CO2的实验研究

目的水合物法封存CO₂稳定性良好、储气密度高,是一种极具潜力的碳封存方式,利用冻土区的地层条件更具独特优势,将CO₂气体注入冻土区地层中,在一定的温度和压力条件下,形成固态CO₂水合物实现封存。 方法依据国内冻土地区地层深度对应的温度和压力条件,选取不同地层深度(150 m和200 m)对应温度(1.27 ℃和2.72 ℃)和有效孔隙含水率(40%),研究不同注气压力(3.5 MPa、4.5 MPa和5.5 MPa)下的封存特征。分析封存过程的温度和压力变化、封存速率、最终水转化率和最终封存率等动力学规律。 结果封存压力越高,水合物法封存所需的诱导时间越短,压力降幅越大。较高的封存压力导致初期封存速率较慢,缓慢封存期的持续时间减少,且封存压力越高,封存率、最终水转化率和水合物相饱和度越高。封存温度越高,压力对封存率的影响效果越明显。 结论在地层深度150 m(对应地层平均温度1.27 ℃)、5.5 MPa及有效孔隙含水率(40%)的条件下,CO₂封存效果最佳。      

超临界CO2萃取废弃油基钻屑的实验研究

采用超临界CO_2为萃取剂,以萃取后油基钻屑的残油率为主要评价指标,研究了不同萃取条件(萃取压力、萃取温度、萃取时间)对废弃油基钻屑萃取的影响。实验结果表明,当萃取温度为50℃、萃取时间为100min、萃取压力为25 MPa时,残油率为0.748%,此萃取工艺展现出了良好的处理效果。     

氨基改性吸附剂在低CO2分压下吸附CO2的热力学研究

为了减少温室效应,应采取有效措施减少温室气体CO2的排放。氨基改性吸附剂是捕获烟道气中CO2的重要吸附材料。建立了描述氨基改性MCM-41吸附剂在低CO2压力下吸附等温线的平衡模型,并计算了吸附热力学参数。该模型基于Dual-site Langmuir模型,同时假设CO2吸附具有两种独立的吸附机理,分别是氨基基团的化学吸附和吸附剂表面的物理吸附,提出了一种基于未改性介孔材料吸附容量和比表面积计算改性材料的物理吸附量方法。结果表明,该模型能较好地拟合吸附等温线,计算得到的物理化学吸附热分别为-25.4kJ/mol和-41.9kJ/mol,总吸附热为-67.3kJ/mol,与实验数据一致,且氨基改性MCM-41-TEPA饱和吸附容量可达到7.79mmol/g。     

丘陵油田水驱后注气混相驱可行性实验

吐哈盆地丘陵油田地层油为轻质油,油藏的非均质性导致水驱采收率较低,目前已进入高含水期。针对油藏水驱后注气混相驱可行性问题,首先利用细管实验测试了一级分离器气与地层油的混相压力,并优选了能实现混相的混相助剂类型（液化石油气、甲苯、乙二醇丁醚、CO2、富化的天然气）及段塞注入量;其次用油田地层岩心组成的长岩心研究了高含水状态下混相助剂段塞驱+一级分离器气驱+后续水驱的驱油效果。细管实验结果表明,目前地层条件下一级分离器气驱替地层油要实现混相驱需要在注入气前方加入混相助剂段塞。长岩心混相驱油实验结果表明,水驱后气驱可以较大幅度地提高原油采收率,在注入气前方加入混相助剂段塞,驱油效果明显提高,随混相助剂段塞注入量的增加采收率增加;但在地层油中溶解能力稍弱的混相助剂（如CO2、富化的天然气）与溶解能 力强的混相助剂（如LPG）的作用规律不同,且并不是注入量越大越好。     

液态CO2原位置换整形天然气水合物的形态研究

CO_2置换法在开采天然气(CH_4)水合物资源的同时,能将温室气体(CO_2)以稳定的水合物形式永久封存并保持海底地质结构的稳定。探究液态CO_2原位置换整形天然气水合物的过程形态,验证水合物的形态结构是否会破坏,对实际开采技术的研发具有关键意义。利用自行设计的可视化反应釜对液态CO_2置换整形天然气水合物进行实验观测研究。结果表明:①在置换过程中,原位CH_4水合物分解的同时生成CO_2水合物,并保持过程中水合物的整形结构稳定的第二类原位置换过程是可以实现的;②在实际工程应用中,采用液态CO_2在相应的相平衡压力条件下,对大规模的天然气水合物藏进行第二类原位置换,可望获得较高的水合物藏置换开采效率。实验结果为进一步研究液态CO_2置换天然气水合物开采工艺提供了直观的过程现象。     

台兴油田阜三段油藏CO_2驱油最低混相压力确定实验研究

利用细管实验装置,考虑了多次接触混相物理化学过程的阶段性和机理的复杂性,进行注二氧化碳驱替实验,得到了台兴油田兴1井油藏流体在二氧化碳驱油过程中的压力、采收率和相态变化的重要参数,确定了台兴油田阜三段油藏的最低混相压力为22.11MPa。     

注富烃气凝析/蒸发混相驱机理评价

基于状态方程和气液两相相平衡理论,建立了注气压力组成及多级接触实验相平衡的计算模型,再应用建立的计算模型,根据室内注气配套实验(压力组成实验、多级接触实验、细管实验)数据,模拟压力-组成相图、多级接触拟三元相图和细管特征曲线,评价注气驱混相能力及驱替机理。应用该方法对吐哈盆地丘陵油田注富烃气混相驱机理进行了评价,研究了该过程中油气两相中的C1、C2-C6和C7-组分、界面张力、密度与黏度等特性参数的变化规律,证实了注富烃气驱替过程中存在凝析和蒸发双重作用,因此在较低界面张力状态(即近混相)下采收率可以达到与混相驱接近的效果,认为凝析／蒸发混相就是近混相的提法不妥。图5表1参12     

X区块低渗油藏注气可行性研究

为研究X区块低渗油藏注气混相驱油的可行性,通过室内实验探讨了原油相态特征和注入气与地层流体的相态特征,开展细管实验测试了注入气与地层流体的最小混相压力,为X区块低渗油藏注CO2和注伴生气可行性提供基础。实验主要得到以下结论:该区块原始地层压力为31.1 MPa,饱和压力为11.03 MPa;注CO2在保压、降黏膨胀和抽提方面的效果好于注伴生气;两种气体注入与地层流体不能实现一次接触混相驱,可以实现多级接触混相,压力分别为27.85 MPa和29.2 MPa。细管实验的驱替效率在94.2%,确定了CO2与原油的最小混相压力为23.56 MPa,由此可见X区块油藏适合注CO2混相驱油,为目标区块后续注CO2驱油提供了理论依据。     

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。     

扎尔则油田注烃气混相驱机理研究

混相驱技术作为油田开发后期提高原油采收率的重要手段之一,近年来已在世界范围内得到广泛应用。阿尔及利亚扎尔则油田开展了注烃气混相驱先导试验,实施效果良好,在水驱采收率为62.8%的基础上,提高采出程度8.9%,最终采收率达到71.7%,展现了高含水、高采出程度的开发状况下混相驱技术在该油田的应用前景。以油藏内部混相驱替特征分析及机理研究作为切入点,应用拟三元相图模拟了注烃气混相驱的驱替过程,探讨了影响混相驱替效果的关键因素。结合室内实验分析结果和先导试验矿场数据,从油藏特征演变、产出物物性特征分析、剩余油饱和度变化等方面深入分析混相驱替过程,全面认识混相驱替机理,正确评价混相驱的驱替效果,为油田实施混相驱技术的可行性决策提供理论支持。     

混相驱中气体示踪剂优选方法研究

在混相驱开发的油藏中注入各类气体示踪剂,来了解注入流体和被驱替流体在油藏多孔介质中的流动特征的方法是混相驱油藏开发动态监测的重要手段之一。在对国内外有关气体示踪剂文献调研的基础上,综合分析各种影响气体示踪剂在油藏多孔介质中流动特征的参数,建立敏感参数库和对应的评价指标体系;结合油层物理和油藏工程评价方法,在对相应评价指标进行量化的基础上,引入现代决策分析方法,利用基于理想最优化方案的指标赋权法,建立了混相驱中候选气体示踪剂进行筛选排序和综合评价方法,该方法可从总体上体现各种因素对候选气体示踪剂优选的综合影响。     

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。     

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。     

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。     

酯类化合物降低原油与二氧化碳体系最小混相压力实验

针对试验区近井地带达到混相驱、远井地带尚未达到混相驱的问题,通过注入油溶性表面活性剂(柠檬酸异丁酯或柠檬酸异戊酯)来降低原油与二氧化碳体系的最小混相压力,该表面活性剂既能够溶于原油中降低原油黏度,又能够溶解在超临界二氧化碳中降低原油与二氧化碳之间的界面张力,从而降低原油与二氧化碳之间的最小混相压力。采用长细管驱替实验的方法,测定了2种油溶性表面活性剂对试验区原油与二氧化碳体系的最小混相压力的影响。实验表明,注入的油溶性表面活性剂能够明显降低试验区原油与二氧化碳体系的最小混相压力,2种表面活性剂降低的最小混相压力值分别为7.2 MPa和6.6 MPa,并且随着表面活性剂注入段塞的增大,测得的原油与二氧化碳体系的最小混相压力逐渐降低,但是降低幅度越来越小,结合表面活性剂制备价格,得到最经济的表面活性剂注入段塞量为0.003 PV,并建议选择柠檬酸异丁酯作为试验区降低最小混相压力的化学试剂。