低渗油藏水驱后CO2潜力评价及注采方式优选

针对延长油田乔家洼区块由于基质致密和非均质性严重造成注水开发效果差的问题,通过开展CO2室内驱油实验,在水驱基础上分别对连续气驱和气水交替驱驱油潜力进行评价,并对气水交替驱流体注入速度、段塞尺寸及气水比等注入参数进行优化。同时,对区块采用水驱、优化井网后水驱、利用优化的CO2驱注入参数开展气驱和注气5年后转气水交替驱4种开发方案,进行数值模拟产量预测。实验结果表明,CO2驱在目标区块高含水后有着较大驱油潜力,连续气驱和气水交替驱分别在水驱基础上可提高采收率8.43%和20.95%;气水交替注入方式下采收率随各注入参数的增大均呈先增加后降低的趋势,最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳气水比分别为0.73mL/min、0.1PV和1∶1。数值模拟结果表明:优化井网后水驱、连续气驱和注气5年后转气水交替驱3种方案在开发15年后,分别可以在原水驱方案基础上提高采收率0.77%、13.81%和12.98%,建议采用注气5年后转气水交替驱方案进行生产。     

人工裂缝参数对CO2-ESGR中CO2封存和CH4开采的影响

目的 页岩储层中的裂缝系统对CH₄产量和CO₂封存量有着重要的影响,不同的储层地质特征有其对应的最优压裂方案。对鄂尔多斯盆地延长组页岩储层人工裂缝参数对CO₂封存和CH₄开采的影响进行分析。方法 基于鄂尔多斯盆地延长组页岩储层地质条件建立了页岩基质-裂缝双孔双渗均质模型,分析CO₂增强页岩气开采技术(CO₂-ESGR)中人工裂缝半长、裂缝宽度、裂缝高度、裂缝间距和裂缝数量对CO₂封存量和CH₄产量的影响。结果 CO₂封存量和CH₄产量与裂缝半长、裂缝宽度和裂缝高度呈正相关,其中裂缝宽度的影响最大,从5 mm增加到25 mm时,最多可使CO₂封存量和CH₄产量分别增加112.69%和87.11%。裂缝间距和裂缝数量增加可提高CO₂封存量和CH₄产量,但水平井长度相同时裂缝数量增加对CO...     

Modeling CO2 miscible flooding for enhanced oil recovery

The injection of fuel-generated CO2 into oil reservoirs will lead to two benefits in both enhanced oil recovery (EOR) and the reduction in atmospheric emission of CO2. To get an insight into CO2 miscible flooding performance in oil reservoirs, a multi-compositional non-isothermal CO2 miscible flooding mathematical model is developed. The convection and diffusion of CO2-hydrocarbon mixtures in multiphase fluids in reservoirs, mass transfer between CO2 and crude, and formation damages caused by asphaltene precipitation are fully considered in the model. The governing equations are discretized in space using the integral finite difference method. The Newton-Raphson iterative technique was used to solve the nonlinear equation systems of mass and energy conservation. A numerical simulator, in which regular grids and irregular grids are optional, was developed for predicting CO2 miscible flooding processes. Two examples of one-dimensional (1D) regular and three-dimensional (3D) rectangle and polygonal grids are designed to demonstrate the functions of the simulator. Experimental data validate the developed simulator by comparison with 1D simulation results. The applications of the simulator indicate that it is feasible for predicting CO2 flooding in oil reservoirs for EOR.     

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。     

Optimal activated carbon for separation of CO2 from (H2 + CO2) gas mixture

Seven types of activated carbon were used to investigate the effect of their structure on separation of CO₂ from (H₂ + CO₂) gas mixture by the adsorption method at ambient temperature and higher pressures. The results showed that the limiting factors for separation of CO₂ from 53.6 mol% H₂ + 46.4 mol% CO₂ mixture and from 85.1 mol% H₂ + 14.9 mol% CO₂ mixture were different at 20 C and about 2 MPa. The best separation result could be achieved when the pore diameter of the activated carbon ranged from 0.77 to 1.20 nm, and the median particle size was about 2.07 lm for 53.6 mol% H₂ ? 46.4 mol% CO₂ mixture and 1.41 lm for 85.1 mol% H₂ + 14.9 mol% CO₂ mixture. The effect of specific area and pore diameter of activated carbon on separation CO₂ from 53.6 mol% H₂ ? 46.4 mol% CO₂ mixture was more significant than that from 85.1 mol% H₂ ? 14.9 mol% CO₂ mixture. CO₂ in the gas phase can be decreased from 46.4 mol% to 2.3 mol%–4.3 mol% with a two-stage separation process.     

二氧化碳在CH4-CO2二元体系中的冰点预测

采用深冷工艺回收天然气中的乙烷时,脱甲烷塔塔顶及冷箱处的温度较低,容易发生CO_2冻堵。研究固体CO_2在CH_4-CO_2二元体系中的形成规律,有助于优化深冷分离工艺,避免CO_2冻堵,同时降低冷能消耗。修正了纯组分CO_2的饱和蒸气压的通用关联式,以预测二元气相体系中固体CO_2的形成温度,并与陈赓良-朱利凯模型关联式计算、HYSYS软件计算及Aspen Plus软件计算的CO_2固体形成温度进行了比较。结果表明,修正后的计算模型准确度较高,与Agrawal的实验数据的平均偏差在2℃以内。同时,根据Kurata实验数据拟合出CH_4-CO_2二元液相体系中CO_2固体形成温度关联式,并与文献经验公式、HYSYS软件计算及Aspen Plus软件计算的CO_2固体形成温度进行了比较。结果表明,该计算模型与实验数据吻合度非常高,与Kurata的实验数据的平均偏差在1℃以内,且具有广泛的通用性。     

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。      

Visualization of CO2 and oil immiscible and miscible fl ow processes in porous media using NMR micro-imaging

CO₂ flooding is considered not only one of the most effective enhanced oil recovery（EOR） methods,but also an important alternative for geological CO₂ storage.In this paper,the visualization of CO₂ flooding was studied using a 400 MHz NMR micro-imaging system.For gaseous CO₂ immiscible displacement,it was found that CO₂ channeling or fingering occurred due to the difference of fluid viscosity and density.Thus,the sweep efficiency was small and the final residual oil saturation was 53.1%.For supercritical CO₂ miscible displacement,the results showed that piston-like displacement occurred,viscous fingering and the gravity override caused by the low viscosity and density of the gas was effectively restrained,and the velocity of CO₂ front was uniform.The sweep efficiency was so high that the final residual oil saturation was 33.9%,which indicated CO₂ miscible displacement could enhance oil recovery more than CO₂ immiscible displacement.In addition,the average velocity of CO₂ front was evaluated through analyzing the oil saturation prof ile.A special core analysis method has been applied to in-situ oil saturation data to directly evaluate the local Darcy phase velocities and capillary dispersion rate.     

模拟延长油田CO_2驱油过程原油结蜡特性研究

通过对某CO2驱油区块的不同CO2分压条件下原油结蜡倾向和原油结蜡特性评价,计算出原油的结蜡速率、结蜡率及蜡含量,分析了原油的析蜡曲线特性。结果表明,CO2分压增大时原油的结蜡速率和结蜡率提高,蜡含量降低,蜡析出更明显;经CO2处理作用后原油析蜡点向低温方向移动,其蜡含量也相应地比未处理油样的蜡含量降低。     

La-BiVO4催化剂的制备及其光催化还原CO2

为扩展广东惠州炼油厂和石油化工总厂二期工程,中国海洋石油总公司(中海油)选择了CB&I的4项技术。这是CB&I最近在中国的第一项关于电子油门气化技术的授权。电子油门气化技术可用来从煤和石油焦油中制备清洁的合成气体以供发电、制氢和炼油厂蒸汽使用,且可用于煤炭化工工业中制备从肥料到甲醇再到合成天然气的一系列产品。     

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。     

Understanding aqueous foam with novel CO2-soluble surfactants for controlling CO2 vertical sweep in sandstone reservoirs

The ability of a novel nonionic CO₂-soluble surfactant to propagate foam in porous media was compared with that of a conventional anionic surfactant (aqueous soluble only) through core floods with Berea sandstone cores. Both simultaneous and alternating injections have been tested. The novel foam outperforms the conventional one with respect to faster foam propagation and higher desaturation rate. Furthermore, the novel injection strategy, CO₂ continuous injection with dissolved CO₂-soluble surfactant, has been tested in the laboratory. Strong foam presented without delay. It is the first time the measured surfactant properties have been used to model foam transport on a field scale to extend our findings with the presence of gravity segregation. Different injection strategies have been tested under both constant rate and pressure constraints. It was showed that novel foam outperforms the conventional one in every scenario with much higher sweep efficiency and injectivity as well as more even pressure redistribution. Also, for this novel foam, it is not necessary that constant pressure injection is better, which has been concluded in previous literature for conventional foam. Furthermore, the novel injection strategy, CO₂ continuous injection with dissolved CO₂-soluble surfactant, gave the best performance, which could lower the injection and water treatment cost.     

烃组分对CO2驱最小混相压力的影响

针对CO_2-EOR原油组分对混相能力影响的问题,应用界面张力消失法设计了不同碳数烃组分、不同族烃组分、不同含量烃组分混合模拟油与CO_2的最小混相压力实验,分析不同族烃组分与CO_2最小混相压力的变化规律,探寻原油中影响CO_2驱最小混相压力的关键组分。研究表明:原油中不同组分与CO_2的最小混相压力不同,相同碳数烃组分最小混相压力依次为:烷烃、环烷烃、芳香烃;同族烃的碳数越小,最小混相压力越小;相同碳数烃类的混合组分模拟油的最小混相压力小于单一烃组分的最小混相压力;原油中低碳数烷烃含量增加,最小混相压力降低,高碳数芳香烃含量增加,最小混相压力升高。该研究结果为多种类型油藏实施CO_2驱提高采收率提供了数据材料及理论支撑。     

pH值响应性液流转向剂对自生CO2调驱效果优化研究与应用

针对渤海油田多轮次自生CO_2调驱效果逐渐递减的问题,通过室内物理模拟实验分析了原因,并提出一种利用pH值响应性深部液流转向剂优化自生CO_2调驱效果的方法。岩心驱替实验表明:一轮常规自生CO_2调驱采收率可在水驱基础上提高25.61%,二轮调驱已无增油效果;二轮调驱时加入0.1 PV凝胶,采收率可在一轮常规调驱基础上提高6.11%,但驱替压力由0.07 MPa增至0.7 MPa,表明凝胶体系能够改善调驱效果,但注入性差;二轮调驱时加入0.1 PV的pH值响应性堵剂,注入压力在0.05～0.35 MPa波动,最终采收率可在一轮常规调驱基础上增加12.33%,且调驱后注入压力无明显增加,表明堵剂具有良好的注入性,不影响后续注水。2015年和2018年,分别在渤海油田A区块开展了两轮次现场试验,一轮为常规自生CO_2调驱,措施后累计增油1 371 m~3;二轮为自生CO_2优化调驱,措施后累计增油2 317 m~3,较第一轮增油效果明显改善。     

关井阶段CO2作储气库垫层气的动态影响规律

目的为应对地下储气库中的垫层气损失,采用经济气体CO₂作为垫层气,目前,CO₂作垫层气在实际应用中存在各种条件限制,且对其在关井阶段的应用研究较少,有必要对在关井阶段CO₂作垫层气对天然气储气库的运行影响因素进行研究。 方法利用有限元模拟CO₂作储气库垫层气时,研究关井阶段储气库动态参数(注气压力、注气速率和CO₂垫层气比例)对混气带的影响规律。 结果注气压力对混气带的影响不大,将其控制在12 MPa左右最为合理,此时混气带占储气面积的比例为23.731 5%;混气带面积占比随注气速率的增大而减小,但是在注气口附近会出现混合区域,导致回采天然气时出现大量的混合气体,所以注气速率控制在0.7×10⁸ m³/d时最为合理,这时混气带面积占比为18.324 6%;CO₂作垫层气的比例对天然气-CO₂之间的混合影响明显,当CO₂垫层气比例为20%时,混气带面积占比为7.236 5%。 结论根据实验结果设计针对混气带的控制措施,当注气压力控制为12 MPa时,注气速率为0.7×10⁸ m³/d,当CO₂垫层气比例为20%时,能让储气库的运作更为经济,实验结果可为实际储气库的建设提供参考。      

超声速喷管内CO2气体凝结特性研究

基于欧拉———欧拉双流体模型,建立气相及液相流动控制方程组,结合凝结成核与液滴生长理论,对喷管内CO_2气体的凝结特性进行了数值模拟研究。结果表明,采用的数学模型和数值计算方法可较准确地反映喷管内气体的凝结流动过程。CO_2气体凝结潜热较小,凝结冲波现象不明显;气体进入喷管特别是在经过喉部之后,在马赫数增大的同时,压力和温度降低,过冷度增加,最大可至30K左右,并于凝结发生后快速下降至约5K;CO_2气体成核过程在时间和空间上表现出急剧性。凝结起始位置距喉部约2.21mm,成核率由0激增至2.04×10~(21)m~(-3)·s~(-1),液滴数目达到10~(15)的数量级;凝结核心形成后,气体分子在一定的过冷度下在液滴表面团聚、液化,液滴半径和湿度迅速增加。成核过程结束后,已有凝结核心仍能不断生长,至喷管出口处液滴半径增至1.46×10~(-7 )m,湿度可达0.093 5。     

水驱转CO2混相驱渗流机理及传质特征

CO₂混相驱作为三次采油技术一般在注水开发之后实施,其需要考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对CO₂混相驱的影响。基于常规PVT多次接触实验,采用带多点取样孔的长填砂管,在不同含水阶段分别开展注气驱替实验和气水交替驱实验,研究多孔介质中可动水参与下的多相多组分渗流规律以及不同含水率对油、气两相组分传质的影响。研究结果表明：在不同含水率下CO₂与原油仍能发生混相,CO₂的注入形成了新的渗流通道,扩大了水驱波及体积。但高含水率对油相和气相间组分传质有一定的抑制作用。此外,不同含水率下转CO₂驱会在储层中形成不同的油、气、水三相渗流和分布特征,从而影响采出程度,而气驱最终采收率主要受注气驱油效率和水驱波及体积共同作用的影响。     

二氧化碳驱采油井缓蚀阻垢剂的复配实验研究

针对西部某油田注CO_2驱腐蚀结垢的特点,选用油田普遍使用的咪唑啉、季铵盐、酰胺盐、膦酸盐缓蚀剂以及氨基三亚甲基膦酸和聚天冬氨酸阻垢剂进行复配实验研究,用电化学测试方法和静态阻垢测试实验优选出性能良好的缓蚀剂和阻垢剂单剂,对所选的缓蚀剂和阻垢剂在总质量浓度240mg/L下进行最优配比实验后,采用失重法、模拟工况测试阻垢率以及扫描电镜(SEM)评价复合缓蚀阻垢剂的防护效果。实验结果表明:通过单剂筛选得出的缓蚀剂和阻垢剂在60℃饱和CO_2模拟地层水中对N80碳钢的缓蚀率高达94.13%,阻垢率高达93.98%;在总质量浓度为240mg/L时,缓蚀剂与阻垢剂按2∶1的质量比复配后的试剂,缓蚀率达91.98%,阻垢率达91.10%;在模拟实际最苛刻的生产工况下,复合缓蚀阻垢剂的防腐防垢均能满足油田控制指标。研究表明,膦酸盐和聚天冬氨酸复配的缓蚀阻垢剂可以抑制CO_2驱采油井的腐蚀结垢问题。     

CO2辅助直井与水平井组合蒸汽驱技术研究

利用物理模拟及数值模拟方法，研究了在蒸汽中添加CO₂改善直井与水平井组合蒸汽驱开发效果的生产机理，主要包括降低原油黏度、使原油体积膨胀、降低油水界面张力等。优选出了CO₂与蒸汽的合理注入方式、注入比例和注入量。模拟结果表明：CO₂辅助直井与水平井组合蒸汽驱是深层稠油油藏高轮次吞吐后进一步提高采收率的有效技术。对于埋深为1300～1700m的稠油油藏，由于井筒热损失大，使井底蒸汽干度降低。而在注蒸汽的同时添加CO₂，不仅可以有效地弥补蒸汽干度低，难以达到蒸汽驱要求的不足，而且还可以缩短蒸汽驱初期的低产期，提高采油速度。