超低渗透油藏CO2驱最小混相压力实验

利用常规方法测量超低渗透油藏CO₂-原油最小混相压力时,存在测量周期长、工作量大等问题,且不能直接观察到CO₂与原油的混相状态。为了确定杏河超低渗透油藏CO₂-原油的最小混相压力,采用界面张力法对杏河油藏CO₂和原油进行室内实验。结果表明：随着平衡压力的升高,原油中溶解CO₂的量增多, CO₂-原油之间界面张力的变化可分为2个阶段,且均呈逐渐减小的线性关系;当平衡压力从4 MPa增大到28 MPa时, CO₂-原油之间的界面张力由17.72 mN/m降到1.56 mN/m。界面张力法测得杏河油藏最小混相压力值为22.5 MPa,略大于细管实验测得的最小混相压力值22.3 MPa,由于二者数值相差仅0.9%,表明界面张力法测量超低渗透油藏最小混相压力具有较好的准确性。通过上述研究,确定了杏河油藏最小混相压力,为杏河油藏注CO₂增产开发方案的制定提供了理论支持,但是由于最小混相压力高于油藏目前压力（17.5 MPa）,在目前油藏条件下CO₂与原油不能实现混相。     

高压悬滴法测定 CO 2 -原油最小混相压力

CO ₂ - 原油体系的最小混相压力是 CO ₂ 驱油技术研究中的一个重要参数。 采用高压悬滴法测定了延长油田特低渗油藏原油在 44 ℃ 油藏温度下 CO ₂ - 原油体系界面张力随压力的变化。 实验结果表明： CO ₂ -原油两相间的界面张力随体系压力的升高而呈近线性下降趋势。 根据外推法得出两相体系界面张力为0 时的最小混相压力为 23.56 MPa 。 利用该方法既可以较精确地得到 CO ₂ - 原油体系最小混相压力数据,又可以直接地观察到 CO ₂ - 原油混相互溶时的状态。 实验操作时间较短,且简单易行,对同类实验的测定方法具有一定的参考价值。     

高温高压条件下CO2 / 原油和N2 / 原油的界面张力

在油藏温度下,采用ADSA（axisymmetric drop shape analysis）技术测定了不同压力下CO₂/原油和N₂/原油体系的平衡界面张力。实验发现,原油与超临界CO₂接触的初始阶段存在强烈的扩散作用,原油中的轻质组分被超临界CO₂溶解抽提,并且随着压力的增加,这种溶解抽提作用增强;原油与N₂接触时,也存在相互扩散作用,但在本实验所测试的压力范围内（小于36 MPa）并不明显。两种体系的平衡界面张力随着压力的升高逐渐降低,其中CO₂/原油体系的平衡界面张力降低的幅度明显大于N₂/原油体系;N₂/原油体系的平衡界面张力随压力基本呈线性变化。在CO₂/原油体系中,当压力低于17.7MPa时,平衡界面张力下降非常快;当压力大于17. MPa时,CO₂/原油体系的平衡界面张力下降较慢。     

超临界氧化碳混相驱油机理实验研究

根据大庆榆树林油田原油组分变化、CO₂与原油界面张力关系及CO₂超临界性质,对CO₂混相驱地层情况进行了模拟研究,建立了CO₂混相驱驱替模型和方程。研究结果表明,超临界状态的CO₂可以降低所波及油水的界面张力;混相时混相带原油含碳组分中C₂₀以下的含量达到了最高值;水气交替注入时,水对混相有不利的影响。     

纳米颗粒对原油-CO2体系界面张力的影响

注CO₂开发含沥青质油藏会导致沥青质沉淀,造成储层堵塞,而注入纳米颗粒能够有效抑制沥青质沉淀。在明确原油注CO₂产生沥青质沉淀特征的基础上,选取不同地区4种沥青质质量分数的原油,分别测定了无机纳米颗粒SiO₂、金属氧化物纳米颗粒Co₃O₄和Fe₃O₄作用下的CO₂与原油的界面张力,并评价了原油性质对纳米颗粒性能的影响。结果表明：原油中沥青质沉淀量随压力的增加而增大,CO₂与原油间界面张力随压力的增加呈现出先快速下降后逐渐变缓的趋势,对应的一次接触最小混相压力也随沥青质沉淀量的增加而增大;纳米颗粒具有较高的表面活性和比表面积,能够吸附沥青质颗粒,抑制沥青质聚集,有效降低油气体系界面张力,其中纳米颗粒性能高低依次为无机纳米颗粒SiO₂、金属氧化物纳米颗粒Co₃O₄和Fe₃O₄;纳米颗粒性...     

不同实验方法探究CO2与原油的最小混相压力

为了优选CO2与原油间最小混相压力的测量方法,对两种不同的实验方法进行了比较分析。采用界面张力法和细长管实验法测量模拟地层温度为108℃,地层压力为24～40 MPa条件下的CO2与原油间的最小混相压力。实验发现,界面张力随压力的增加近乎呈线性下降。利用悬滴法测得的最小混相压力为38.094 MPa,利用细长管实验法测得的最小混相压力为39.2 MPa,两者与通过线性回归外推法得到的最小混相压力38.715 MPa相比,相对误差分别为1.60%和1.25%。通过比较,细长管实验法的精确度更好。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO2提高采收率

鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低,天然能量开发递减较快、采收率低,难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育,注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题,进行红河油田长8储层注CO₂提高采收率的可行性实验研究,室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO₂驱油实验,并评价了CO₂吞吐的开发效果。实验结果表明：红河油田原油注入CO₂后体积增大,具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大,原油与CO₂能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO₂的混相压力为17.34 MPa,低于红河油田原始地层压力,注CO₂驱油能达到混相条件。通过多轮次CO₂吞吐实验,在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO₂补充能量开发具有可行性。     

特低渗透油藏CO2近混相驱油

为了考察CO2近混相在大庆榆树林特低渗透油藏的驱油效果,采用经验公式计算确定实验范围,细管实验确定近混相最小混相压力,借助高温高压观测和界面张力分析细管实验结果.结果表明,随着驱替压力的增加,采收率不断提高,在20MPa左右达到近混相点.近混相点不仅是非混相到混相过程中出现的渐变点,而且是界面张力衰减过程的渐变点.得出的结论是,CO2与原油的混相过程是一个多次接触混相的过程;对于较为轻质的原油来说,驱替压力越高,动态混相段越长,混相程度越深,采收率越高.     

可视装置中CO2与正戊烷或原油接触特征和表征方法

CO₂混相驱油过程复杂，其中包括传质、对流和相变等问题，有些机理尚不明确，需要进行深入研究。采用联合研制的CO₂混相可视驱油实验装置，恒定不同的实验压力，研究CO₂在不同相态下与正戊烷、原油的垂直静态变化特征。CO₂和正戊烷、原油在不同压力下表现为不同的接触形态，正戊烷、原油相对高度-时间曲线为幂函数关系，低压时曲线也可为近似线性变化。提出了“溶解膨胀速率”，不同压力条件下CO₂-正戊烷、原油溶解膨胀速率随着时间变化呈减小趋势，变化曲线均为负对数关系；影响正戊烷、原油相对高度和CO₂-正戊烷、原油溶解膨胀速率的因素主要是压力和流体。      

超临界CO2驱提高致密油藏采收率实验研究

针对玛湖地区致密油藏衰竭式开发后期采油速度快速递减的问题,提出利用超临界CO₂驱替开发致密油藏的研究思路,通过开展超临界CO₂萃取致密油实验、最小混相压力实验及长岩心驱替实验,探究了超临界CO₂驱替提高致密油采收率的作用机理、开发特征及影响因素,优选了注气速度、CO₂转注时机等重要操作参数。实验结果表明:CO₂萃取轻质组分能力随萃取次数的增加而减弱;注气速度对最终采收率影响较大,最优注气速度为0.10 cm³/min;原油与超临界CO₂最小混相压力为34.18 MPa;当前油藏压力条件为最佳CO₂转注时机。该研究成果对致密油藏高效开发具有一定指导意义。     

延长油田含油污泥处理现场试验研究

重新回收温室气体CO2注入地层原油进行混相驱油是实现CO2封存和利用的主要途径之一,但其最小混相压力（MMP）被认为是该技术的一个关键参数。采用悬滴法测定了CO2和4种不同地层原油之间的界面张力,并直观地确定了4种不同地层原油注CO2驱油的MMP分别为：24.12MPa、24.81MPa、26.87 MPa和31.69 MPa。同时,采用多项式外延法确定各自的MMP,对比发现外延法确定的MMP误差均在3.0%以内,且MMP越高,误差越小。该实验表明,采用界面消失技术确定MMP具有操作简单、耗时少、成本低、准确度高等特点。     

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。     

濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驱提高采收率试验

水驱废弃的高温高盐油藏,化学驱提高采收率的发展受到限制,为了探索进一步提高油藏采收率的新途径,在濮城油田沙一段水驱废弃油藏开展了CO2/水交替驱先导试验。通过细管实验确定了该区CO2驱的最小混相压力,利用长岩心物理模拟开展了完全水驱后CO2/水交替驱替实验。结果表明,该区注CO2的最小混相压力为18.42 MPa,目前油藏条件下,CO2/水交替驱可提高采收率35.89%。现场优选了1个井组开展先导试验,生产动态资料表明,地层压力保持在最小混相压力之上,产出油质变轻,驱替达到了混相,单井最高增油量16 t/d,采出程度提高5.15%。研究表明,CO2/水交替驱可以获得比水驱更高的采收率,试验规模可以进一步扩大。     

表面活性剂降低CO2驱最小混相压力研究现状

CO2混相驱油技术因其驱油效率高的优势而迅速发展。国内多数油藏原油与CO2混相压力过高,无法实现混相驱替。鉴于此,降低CO2与原油最小混相压力是突破方向。目前主要是寻找合适的表面活性剂等添加剂来降低CO2气相与油相的界面张力,进而降低二者间的最小混相压力。其中,研发新型的CO2-原油两亲性表面活性剂极为关键。     

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。      

沙一下油藏CO2混相驱替提高采收率的研究

以沙一下区块油藏为对象,研究了CO2混相驱技术可行性及提高采收率,通过PVT实验和细管模拟实验,确定了油藏原油的最小混相压力为18.41 MPa,原油采收率达90.01%。实验结果表明,注气驱达到混相压力后,注入压力对驱油效率影响不大,而在混相压力以下的近混相区,注入压力对驱油效率影响非常大。通过长岩心驱替模拟实验,对比了水驱和CO2驱替效率,结果表明CO2混相驱提高采收率达40.8%。     

原油组分对CO2最小混相压力的影响

为研究原油组分对CO2与原油最小混相压力的影响程度,在不同压力条件下开展两组细管驱油实验。结果表明,当原油中组分C5-C9和C10-C14含量降低,C15-C19、C20-C24和C25-C33含量增加时,CO2与原油最小混相压力升高至36 MPa,较第1组实验最小混相压力上升约5.88%。     

Oil recovery and CO2 storage in CO2 flooding

In this study, the interfacial tension (IFT) of crude oil-carbon dioxide mixtures was measured to determine the minimum miscibility pressure. CO₂ flooding with sand packs, long cores, and heterogeneous cores was conducted to investigate the oil recovery and storage efficiency. The experiment results show that the interfacial tension decreases linearly with increasing pressure at two different pressure ranges. Under immiscible condition, the oil recovery and storage efficiency are increased by 30.1% and 52.4% when the injection pressure is increased from 13 to 22 MPa, and improved by 16.3% and 22.04% when the permeability is decreased from 270 to 10 mD, respectively. Under miscible condition, increase of injection pressure can only lead to much slower increase of oil recovery and storage efficiency, and permeability almost has no influence on oil recovery and storage efficiency. The oil recovery and storage efficiency can be remarkably reduced by heterogeneity. Water alternating CO₂ injection can improve the oil recovery and storage efficiency by 35.5% and 13.55%, respectively, compared with continuous injection.