油藏CO_2驱及封存过程中地化反应特征及埋存效率

油藏CO_2驱过程中,CO_2与地层水和岩石矿物发生化学反应,影响地层物性和CO_2的埋存形式。基于吉林油田某高温油藏的地层及流体性质,建立考虑地层水蒸发、水中CO_2溶解扩散、CO_2-地层水-岩石地化反应和孔渗关系的CO_2驱及埋存综合模拟模型,分析不同阶段的地化反应特征和CO_2埋存形式,研究CO_2注入方式对提高采收率和埋存效率的影响。结果表明:在CO_2驱油阶段,地化反应对储层孔隙度和渗透率产生一定影响,但对采收率的影响较小,CO_2主要以构造形式埋存于油藏内;在后续埋存阶段,气态CO_2通过地化反应不断转化为矿物形式,造成地层压力下降;水气交替注入方式可提高原油最终采收率和CO_2一次埋存效率,应为首选注入方式;对于其CO_2埋存量的不足,可在CO_2驱后注入一定的CO_2进行补充,同时起到维持地层压力的作用。     

储气库注、采气过程热工分析研究

基于变质量热力学原理,建立单个盐溶腔在注、采气过程的热工计算数学模型,并讨论模型的求解方法和思路。该方法除耦合井筒气流计算外,还可以考虑溶腔的三维真实形状和温度场,更接近实际。金坛储气库设计溶腔算例结果表明,注、采气过程中井口溶腔压力近似呈线性增加、减少;注气过程溶腔温度和壁面温度变化趋势呈开口向下的抛物线形态,而采气过程降低趋势则越来越平缓,最后有小幅度升高;井底和井口温度在注、采过程中的变化趋势同溶腔情况,但幅度要小。温度场影响范围相对溶腔尺寸而言比较小,在溶腔周围7～15 m内,但在该范围内温度梯度相对较大,会对溶腔稳定性造成一定的影响。     

低压放空天然气的高效再利用

为了提高试采放空天然气的利用率,考虑将不能输送的放空低压气进行技术增压,达到输送压力后,使其进入油气处理装置进行分离,其中一部分通过注气压缩机回注至地层,保持地层压力,提高油田凝析油采收率和延长油气田开发时间,实现低压气的高效利用。对站外试采井的低压放空气进行增压回收,减少了天然气资源浪费,实现了向资源节约型、环境保护企业的健康发展。     

延长油田致密砂岩油藏CO_2驱油机理研究

CO_2驱是提高低渗透油田产量、缓解温室效应的有效途径。针对鄂尔多斯盆地油藏压力系数低、原油轻质组分含量高的特点,通过PVT和最小混相压力等测试分析方法,揭示了低压、低孔、低渗油藏CO_2驱提高采收率主要机理。开展了CO_2注入储层与无机、有机物作用后的沉淀研究,表明CO_2在无机盐溶液中不会形成沉淀堵塞孔隙,CO_2与有机质作用后沉积点高于油藏压力,且注入压力越高,CO_2在地层原油中的溶解能力越强,目标区块CO_2注入后不易形成沥青质沉淀。物模驱替实验结果表明,均质岩心的采出程度明显高于非均质岩心,且随着岩心非均质性的增加,水驱采出程度、气驱采出程度及最终采出程度均明显下降。     

ZJD油田阜宁组大倾角油藏注CO_2方式探讨

倾角对于CO2驱利用重力来改善驱油效率和提高原油采收率具有重要意义。针对ZJD油田阜宁组大倾角油藏,应用数值模拟方法研究了地层倾角和注气部位对CO2驱油效果的影响。结果表明:随着地层倾角的增加,注CO2驱油采出程度也增加,而油藏高部位剩余油饱和度降低。低部位注气采出程度均低于高部位注气,且地层倾角越小,高部位注气的优势越不明显,地层倾角越大,高部位注气效果越好,CO2可在高部位形成小的气顶,更有利于气驱油。应用大倾角油藏实际地质模型研究注气方式对CO2驱油效果的影响,高部位注气比低部位注气可提高采收率8.69%,并可动用更多的储量。油藏现场实际应用后取得初步效果,高部位注气半年后油藏腰部的中心井从无产量恢复到9.3 t的原油产量。     

海上“三低”油藏CO_2注气开发适应性评价

针对南海西部海域油田"三低"特征(即电阻率低、含油饱和度低和渗透率低),在开发过程中由于束缚水饱和度高和泥质含量高,水敏性强,面临注水困难和地层能量补充的问题。在充分调研国内外CO2驱室内试验研究和注气开发适应性评价的基础上,以油藏为例,完成了CO2注气室内试验和油藏数值模拟研究,并在此基础上进行了CO2注气开发适应性评价。通过数值模拟研究,对衰竭式开发、连续注气和WAG水气交替注入两种驱替方式进行了方案设计和对比分析,结果表明该油田CO2注气开发具有很好的适应性,WAG水气交替注入能进一步提高油田开发的采收率。     

超临界二氧化碳干法压裂温度压力场耦合计算方法

相对于传统水基压裂液,超临界二氧化碳压裂具有无水相、低伤害、环保等优势。针对二氧化碳相态及物性变化规律复杂,压裂过程中温度压力变化对其物性参数产生较大影响,进而影响压裂改造效果的问题,基于超临界二氧化碳干法压裂泵注过程中井筒及地层裂缝中热量传递及压力传播过程分析,建立温度压力场耦合计算模型,并基于MATLAB编程进行有限差分求解。结合二氧化碳物性参数随温度压力变化计算模型,研究了井筒和裂缝内温度压力变化规律,以及注入排量等因素对于温度压力变化的影响。将模型计算结果与现场监测结果进行对比,二者具有较好的一致性。较大的注入排量可以使井底温度更低,且在更短时间保持稳定,此方法可为现场压裂施工设计提供一定参考。     

油套管导热系数与温度耦合模型计算井筒温度场

研究了油套管材料、水泥环、地层及井筒流体的导热系数与温度的关系,建立了井筒各组件导热系数与温度耦合变化的井筒温度场计算模型,并以井底参数为初始节点进行数值求解。采用VB.NET编制了计算程序,并开展了实例计算,对比分析了Landmark Wellcat模型、耦合模型、非耦合模型的计算结果与实测井口温度的相对误差。本文建立的耦合模型的计算结果更接近实测值,具有更高的精度,同时采用本文耦合模型研究了油套管材料、产量、开采时间和井筒流体热力学参数对井筒温度场的影响。     

孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔隙型为主,裂缝不发育,气测渗透率低,流体物性较差。以中东某油田S油藏为例,开展注气和注水可行性试验研究,并探讨其提高采收率的微观渗流机制。结果表明:受物性特征影响,储层注伴生气驱最小混相压力高,地层条件下不易达到混相驱替,但整体上岩心注烃类气驱效率要高于水驱效率,尤其当达到混相条件时,气驱效率明显提高;注烃类非混相驱油效率也相对较高,主要是由于储层原油黏度较高,气驱使原油体积膨胀,黏度降低,进而改善流动性;试验采用的水驱和气驱方式在微观上主要动用大孔隙中的可动流体,可考虑优化驱替方式进一步提高驱油效率。     

CO_2驱油泡沫防气窜技术实验研究

腰英台油田CO_2驱油先导试验中CO_2过早气窜,降低波及体积,影响区块产能。采用岩芯切割技术制作了低渗透裂缝性岩芯模型,通过岩芯驱替实验研究了不同CO_2泡沫注入方式对低渗透裂缝性岩芯封堵能力的影响以及水驱或气驱后CO_2泡沫驱提高采收率的效果。实验结果表明:CO_2泡沫能增加流体在裂缝中的流动阻力,有效降低驱替液流度,阻力因子在46~80;泡沫在裂缝中存在启动压力,它将影响泡沫起始阶段的流动。对于水驱和气驱之后采用泡沫驱的岩芯,采收率分别增加了26%和35%,揭示了泡沫提高低渗透裂缝性油藏采收率机理。