CO2泡沫驱体系筛选与评价

吉林油田CO₂驱油藏物性差,渗透率差异较大,裂缝相对发育,注入CO₂过程中出现气窜,严重影响气驱效果。为此开展CO₂泡沫体系研究,扩大气驱波及体积,提高气驱开发效果。室内建立泡沫体系的性能评价手段,优选一种由阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂复配而成的CYL泡沫体系,确定现场CYL泡沫体系的最佳加量为0.3%、气液比1:1。物模试验结果表明：裂缝性低渗透岩心中CO₂泡沫驱采收率最高53.67%,CO₂气驱采收率次之（35.74%）,水驱采收率最低（23.42%）。CO₂泡沫驱的效果明显好于水驱、CO₂驱,现场开展CO₂泡沫驱试验,注气压力由措施前的6.0 MPa上升到措施后的8.1 MPa,井组日产油由措施前的7.7 m³增至措施后的10.8 m³,措施效果明显,有效提高气驱开发效果。     

CO2 驱不同注入方式对低渗透储层渗流能力的影响

CO₂ 驱是提高低渗透储层采收率有效的技术手段。CO₂ 与原油接触后使体系中的沥青质以固体形式沉积下来,对储层造成一定堵塞,但同时发生的溶蚀作用整体上提高了储层渗流能力,且不同注入方式下CO2驱对低渗透储层渗流能力的影响具有一定差异。开展了CO₂ 连续注入及CO₂ -水交替注入后有机垢堵塞机理实验、储层润湿性实验及CO₂ -水溶液对岩石的溶蚀评价实验,并对相对渗透率曲线参数变化特征进行评价,定量表征了CO₂ 驱不同注入方式对低渗透储层渗流能力的影响程度。结果表明：CO₂ 驱产生的有机垢会对岩石孔喉造成堵塞,但整体上CO₂ 与绿泥石反应导致的溶蚀作用更强,使得低渗透储层采收率有效提高;且CO₂ -水交替注入比CO₂ 连续注入引起的有机垢堵塞要弱,溶蚀作用效果更好,渗透率损失率更低,能够在中、大孔隙中取得更好的驱油效果,整体上更能增大岩石孔隙空间和渗流通道,使得低渗透储层采收率有效提高。     

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。     

X油藏注气混相驱可行性实验研究

针对X底水油藏油井注水后综合含水上升过快的问题,利用HB70/300型高压物性分析仪开展了该区块原油相态特征实验、注气相态特征实验,并运用细管法开展了注CO₂最小混相压力实验。对比分析了CO₂和N₂两种性质气体注入前后原油的相态特征变化,确定了该区块原油注CO₂最小混相压力,为X油藏注气提高采收率可行性提出依据。实验结果表明,X油藏原始地层压力为46.01 MPa,原油饱和压力为11.06 MPa,注N₂后饱和压力上升迅速,在原始地层条件下难以实现混相,表现出典型的非混相特征;注CO₂后饱和压力上升较平缓,细管法测得的最小混相压力为28.03 MPa,说明利用CO₂可实现CO₂的混相驱替,而且最终的驱替效果比较理想。说明该油藏可开展注CO₂混相驱,为进一步的开发方案调整提供了依据和合理的建议。      

用于CCUS地质封存的CO2响应型智能凝胶封窜体系

为了有效应对封存CO₂后可能会发生的泄漏或逃逸,制备了一种注入性优良、封堵效果良好的CO₂响应型 凝胶,在酸性条件下发生溶胶-凝胶态转变,适用于CCUS地质封存条件以提高井筒完整性。研究了不同的支化 聚乙烯亚胺用量（1.5%～3.5%）、κ-卡拉胶用量（0.4%～0.5%）下CO₂响应型智能凝胶体系的流变性能、微观结构 与封堵性能。研究表明,对于响应前的聚合物体系,剪切黏度随着剪切速率的增加而下降,为假塑性流体,当剪 切速率在100～1000 s^-1时,黏度为2～100 mPa·s,表明响应前的聚合物体系具有良好的注入性。该聚合物体系 遇到CO₂时会发生溶胶-凝胶态转变。响应前聚合物体系在剪切频率为0.01～10 Hz时,模量在10-5～100 Pa 范围 内;而CO₂响应凝胶在剪切频率为0.01～10 Hz时,模量在80～4000 Pa 范围内,通入CO₂气体后的体系模量大幅 度提升。发生响应后,体系具有表面平整、孔径均匀的三维网络骨架结构,使得体系具有较高的强度。岩心驱替 实验结果显示F 凝胶封窜体系（κ-卡拉胶用量为0.5%,支化聚乙烯亚胺用量为3.5%）对CO₂气体的封堵率为 79.7%,对后续注入水的封堵率为99.8%,具有良好的封窜性能。本文为未来CO₂响应型凝胶封窜剂在CCUS地 质封存领域的应用提供了新的技术路线与理论依据。     

自愈合材料在油气钻采领域中的研究现状

为了提高对应用CO₂开发页岩油藏机理和规律的认识,系统论述了CO₂在页岩油藏中的提高采收率机理,包括CO₂对页岩油的快速增能、降黏、解堵、萃取和储层改造等机理;详述了CO₂开发页岩油的技术特点和储层动用特征。随着CO₂在页岩油藏注入量的增加,CO₂与页岩油混合的p-T相图两相包络线区域变大,临界点上移,增加了页岩油藏的溶解气驱能量。由于页岩油藏中裂缝充分发育,CO₂驱表现出严重的气窜,而CO₂吞吐更适用于开发页岩油藏。吞吐提高页岩油采收率的本质是CO₂向页岩基质中的强扩散、传质和补能作用,且有裂缝存在的油藏进行CO₂混相吞吐效果好于无裂缝油藏的非混相吞吐。CO₂开发页岩油时主要动用页岩油藏内0.008 μm以上孔隙内的油,且大孔隙内的油先被动用。提高CO₂对页岩储层的动用孔隙下限的方法为提高注入压力或增加有效吞吐周期,从而增强CO₂在油藏中的扩散和传质性。     

原位二氧化碳泡沫驱提高采收率实验

原位CO₂ 泡沫驱是一种很有潜力的提高采收率技术。通过原位CO₂ 泡沫驱提高采收率实验,优化了生气体系、泡沫体系以及注入参数,得到了最佳的注入量、注入速度和适用的渗透率级差范围。研究结果表明,在温度 为70℃,地层水矿化度为10000mg/L条件下,得到可以作用于地层深部的原位CO₂ 泡沫体系,其配方为：2.1% 碳酸氢铵+1.6%醋酸+9.5%氯化铵+0.1%α-烯烃磺酸钠AOS+0.1%油酸酰胺丙基甜菜碱DHSB,泡沫体积可达 810 mL,泡沫综合指数为15552mL·min。该体系形成的泡沫在油藏中部具有较高黏度和较大弹性的特性,能够 有效封堵高渗通道,表现出良好的封堵能力。在渗透率级差为6左右时,原位CO₂ 泡沫体系注入速度控制在1.0 mL/min左右,注入段塞量控制在0.3PV,能够发挥最佳的调驱效果。研究还发现,该泡沫体系在渗透率级差为 3.9～13.7的非均质储层中能有效提高采收率,而在渗透率级差为15.6的条件下,虽然未能显著提高低渗层采收率,但在高渗管中仍然有一定的洗油作用。本研究为原位CO₂ 泡沫驱技术的应用和优化提供了重要参考。     

二氧化碳驱后微粒运移对低渗透储层的伤害及对渗流能力的影响

CO₂驱是高含水油藏三次采油有效的技术措施。利用现有井网转注CO₂是目前低油价下经济可行的开发 方式。虽然在驱替过程中引起的微粒运移会对岩石孔喉造成堵塞,但注入CO₂能有效降低注入压力,且在注入 过程中发生的溶蚀作用整体上提高了流体的渗流能力。通过开展CO₂驱后微粒运移堵塞规律实验及CO₂-水溶 液对岩石溶蚀评价实验,并对驱替前后的相渗曲线变化特征进行评价,进一步说明CO₂驱对储层渗流能力的影 响。结果表明,在注入CO₂的过程中,注入速度为0.1、1.0 mL/min时的注入压力均有所降低。有油条件下CO₂驱 后的岩心渗透率损失为37.05%,而经甲苯和无水乙醇清洗岩心后,岩心渗透率恢复30.48%,说明微粒在运移过 程中会被原油束缚,积聚成团,造成堵塞。虽然存在一定的堵塞,但CO₂-水溶液主要与绿泥石发生反应,并释放 Ca²⁺、Mg²⁺、Fe²⁺等离子,其中Ca²⁺浓度增长137.05%、Mg²⁺浓度下降52.20%、Fe²⁺浓度下降49.45%,说明虽然产生的MgCO₃、Fe₂O₃等会对岩石孔喉造成堵塞,但CO₂对CaCO₃的溶蚀作用更强,整体上提高了流体的渗流能力,从而 在一定程度上改善了后续水驱的注水能力及效果。CO₂驱前后,相渗曲线中束缚水饱和度增加,残余油饱和度降 低,两相共渗区增大,驱油效率增加,进一步说明CO₂驱产生的溶蚀作用整体上增大了孔隙空间和渗流通道,提 高了注入水的注入能力。     

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论文探讨了文33块天然气中CO₂气及有机气体的成因。文33-204井CO₂含量高近80%、碳同位素值重δ13C_CO2为－9.0‰，CO₂同位素指示介于有机成因与无机成因之间，与同区块高部位CO₂含量低的其他井天然气同位素差别大，伴生的烃类气体组分与碳同位素表现为油型湿气特征。综合研究认为，文33块含二氧化碳高的文33-204、文269、文269-1的天然气中有机组分与CO₂是不同源，有机组分来源于下第三系泥岩地层，CO₂气体主要来源于石炭—二叠系的煤系地层，同区块而CO₂低的天然气，有机组分与CO₂为同源的，均来源于下第三系泥岩地层。     

超临界条件下碱性添加物对TS-1催化丙烯环氧化反应的影响

 在超临界 CO₂(简称 scCO₂)反应介质中,TS-1催化丙烯环氧化制备环氧丙烷(PO)的 H₂O₂转化率,PO 选择性和 H₂O₂利用率要高于在传统甲醇介质中的,但是仍存在 H₂O₂分解和 PO 选择性较低等不足。系统研究了添加 NaOH、NaHCO₃、Urea 和(NH₄)₂CO₃碱性组分对 TS-1催化丙烯环氧化制备环氧丙烷反应的影响。结果表明,TS-1催化丙烯环氧化反应体系加入各种碱性组分均可不同程度地提高 PO 选择性,但加入 NaOH 和 NaHCO₃会使H₂O₂分解加剧,而加入 Urea 和(NH₄)₂CO₃则能缓解 H₂O₂分解,其中(NH₄)₂CO₃的效果最好;反应体系加入0.054 mmol 的(NH₄)₂CO₃后,H₂O₂转化率、PO 选择性和 H₂O₂利用率分别达到了97.0%、 96.8%和98.2%,从而解决了该反应在 scCO₂介质中存在的H₂O₂分解和 PO 选择性低的问题。