杂质气体对二氧化碳在废弃气藏咸水层埋存的影响

废弃气藏是埋存二氧化碳的理想场所,但气藏中的杂质气体会影响二氧化碳在水中的溶解过程。针对此问题,建立了考虑逸度-活度的热力学模型,准确捕捉杂质气体-二氧化碳-咸水混合体系的热力学特征。在此基础上,采用基于算子的线性化数值方法,高效准确求解质量守恒方程,研究不同混合物对二氧化碳在咸水中扩散-对流的影响。以荷兰西佩尔尼斯气藏为例,分析并评价了废弃气藏二氧化碳埋存的可行性及潜力。研究结果表明,二氧化碳在咸水中的溶解度随压力的升高而增加,随温度及矿化度的升高而降低,相同压力下,25 ℃下的溶解度约为90 ℃下的2倍。不同杂质气体对二氧化碳溶解能力的影响不同,甲烷对二氧化碳溶解度降低程度最大,降低幅度约为12%。二维模拟结果表明,杂质气体会降低二氧化碳羽流指进的速度,延长对流触发的时间,5%的甲烷-二氧化碳混合体系对流触发时间是纯二氧化碳的2.5倍,但杂质气体对总的溶解量影响不大。西佩尔尼斯气藏模拟结果表明,废弃气藏开展二氧化碳埋存潜力巨大;短时间内,二氧化碳主要以游离气及束缚气形式存在,溶解气量较少。关井30 a后,游离气占74.2%,残余气占19.1%,溶解气仅占6.7%。     

考虑热损失的火烧油层注气井试井分析理论模型

为了监测火烧油层注气井的生产动态,提高火烧油层驱油技术实施的成功率,在火烧油层技术驱油机理的基础上提出了火烧油层复合油藏模式,建立了考虑热流体区热损失的火烧油层注气井试井解释模型,求得了无限大地层情况下的拉氏空间解,通过数值反演方法作出了相应的典型曲线,并对典型曲线的敏感性进行了分析。研究发现,冷凝系数对压力导数曲线中后期特征有较大的影响。随着冷凝系数的增加,导数曲线上第2个＂驼峰＂峰值增加,且第2个＂驼谷＂变得越来越不明显。冷凝系数对第3个＂驼峰＂的形成时间也有影响,冷凝系数越大,第3个＂驼峰＂形成的时间越早,且在出现该驼峰后下凹形成的＂凹子＂越深。     

堵剂颗粒溶液流变性的影响因素

稠油热复合开采后期,储层中存留的热复合流体对堵剂颗粒溶液流变性的影响还不明确,从而限制了颗粒溶液在该阶段的应用。为此,依据流变性理论和黏浓公式,结合颗粒溶液黏浓变化规律,优选出一个能够准确描述SiO₂ +聚合物分散体系的黏浓关系;利用流变仪、Zeta 电位分析仪和扫描电镜仪,开展了不同因素对SiO₂ +聚合物分散体系流变性的影响及机理认识的研究。结果表明,SiO₂ +聚合物分散体系的黏浓关系符合Krieger 和Dougherty 黏浓模型;随着温度或矿化度的增加,体系黏度减小;随着颗粒浓度或pH值的增大,体系黏度增大;添加阴离子和非离子表面活性剂的SiO₂+聚合物分散体系黏度相差不明显,而添加阳离子表面活性剂的SiO₂ +聚合物分散体系黏度明显大于其余2 种溶液的黏度;随着pH值减小,添加不同类型表面活性剂的颗粒溶液黏度均减小。因此,选择合适的颗粒溶液,为SiO₂ +聚合物分散体系在稠油热采开发后期提高采收率的应用提供了理论基础。     

稠油油藏注蒸汽开发后转热水驱实验与数值模拟

注蒸汽是目前稠油油藏开发的主要方式,随着开发进程的加快,注蒸汽开发油藏大多已进入后期阶段,注汽效果差、井间汽窜严重等逐渐成为稠油油藏开发亟待解决的问题。以热采剩余油为研究对象,运用室内物理实验和数值模拟方法,研究了稠油油藏注蒸汽开发后的转换方式。不仅建立了不同温度和不同时机下的蒸汽驱转热水驱模型、水汽交替注入模型和氮气泡沫热水驱模型,而且建立了不同厚度、不同韵律以及不同变异系数下的稠油油藏注蒸汽开发转热水驱数值模型。研究结果表明,采用120℃的热水,注蒸汽采收率为22%时转热水驱效果最好;厚度大于5m,变异系数小于0.4的反韵律油层转热水驱效果较好。     

高含水层油砂SAGD相似物理模拟实验

SAGD开发油砂过程中，储层内存在的高含水层极大影响了正常的蒸汽腔扩展特征和开发动态。采用三维物理模拟实验，开展了高含水层油砂SAGD的汽腔扩展动态及开发特征研究。首先基于Forchheimer定律约束，提出了相似理论设计中三维模型渗透率的校正方法，进而通过相似模型设计，开展了均质及高含水层油砂SAGD的三维物理模拟实验，对比分析了高含水层油砂SAGD的汽腔扩展模式，表征了高含水层对油砂SAGD生产动态的影响。其次，基于该物理模型参数，建立了实验室尺度的数值模拟模型，通过数值反演，分析了高含水层厚度及含水饱和度的影响。最后，提出了优质储层体积比和汽腔横向扩展比两个评价指标。在此基础上，评价分析了高含水层对SAGD开发的负面效应，建立了高含水层油砂SAGD开发的界限图版。结果显示，高含水层的存在会导致SAGD汽腔前缘的温度突降，汽腔体积缩小。相比均质油砂储层，高含水层油砂SAGD的汽腔发育包括上升期、水体影响期、二次上升期、横向扩展期及衰竭期5个阶段。高含水层厚度和含水饱和度对油砂SAGD的开发动态具有一定负面影响，所建立的SAGD界限图版可用于有效评价高含水层对油砂SAGD开发效果的影响。     

稠油油藏SAGD蒸汽腔位置综合评估及产量预测

产量和蒸汽腔位置对稠油油藏SAGD开发至关重要,现有的预测模型仅考虑了蒸汽腔的横向扩展,无法预测与相邻井蒸汽腔接触后的产量。针对蒸汽腔横向扩展阶段和向下扩展阶段的不同特征,引入了热穿透深度,修正了流动势函数,建立了抛物线产量预测模型。结果表明,蒸汽腔横向扩展初期产量逐渐增加,而后因蒸汽腔界面倾角减小,产量降低;在蒸汽腔向下扩展阶段,产量进一步下降。对模型分析表明,SAGD更适用于开发油层厚度大的油藏,需要结合油田情况确定最佳井距。抛物线产量预测模型考虑了蒸汽腔向下扩展阶段特征,通过与前人实验数据进行比较,验证了该模型的准确性。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组孔隙结构定量表征

吉木萨尔凹陷芦草沟组属于典型的页岩油储集层,而页岩油储集层"甜点"作为开发的主要目的层,其孔隙结构特征是储集层研究的根本。运用低温液氮吸附、高压压汞、扫描电镜和核磁共振4种实验方法,对吉木萨尔凹陷芦草沟组储集层孔隙特征进行了分析。结果表明,芦草沟组储集层孔隙类型主要为纳米孔和亚微米孔,纳米孔隙直径主要分布在10～80 nm,亚微米孔隙直径主要分布在0.1～0.3μm.并对4种方法进行了对比,明确解释了它们的优缺点以及侧重点。     

热复合流体对堵剂颗粒沉降特性的影响

化学与石油工程系,卡尔加里阿尔伯塔T2N1N4;） 稠油热复合开采后期,尽管颗粒堵调作业对进一步提高原油采收率有明显的效果,但储层中存留的热复合流体对堵剂颗粒沉降特性的影响还不明确,从而限制了颗粒悬浮体系在该阶段的应用。为此,依据颗粒沉降速度理论,对颗粒悬浮体系基本物性与颗粒沉降速度的内在规律开展研究;通过颗粒悬浮性实验及Zeta 电位实验,对不同因素下悬浮颗粒的沉降特性及机理认识开展研究。结果表明,颗粒粒径与孔隙直径之比越小,颗粒群的沉降速度越小;当pH值为5 或7 时,颗粒悬浮体系的稳定性较好,当pH值为9 时,颗粒悬浮体系产生明显的凝聚沉降现象;阴离子或非离子表面活性剂对颗粒悬浮体系的稳定性影响较小,阳离子表面活性剂与颗粒悬浮体系产生絮凝现象,但随着pH值减小絮凝现象减弱,当pH值为3 时,无絮凝现象出现。因此,选择合适的颗粒悬浮体系关系到稠油热复合开采后期深部堵调作业的成败。     

不同类型壁面稠油-水体系润湿规律实验与分子动力学模拟

稠油油藏在注蒸汽开发后期阶段,由于稠油、外来流体与岩石壁面间复杂的物化反应,使得壁面润湿性呈现较强的非均匀特征。本文以稠油室内润湿性实验为基础,利用分子动力学模拟手段,对高温高压环境下稠油在不同类型壁面上的润湿行为进行了研究,从而在分子层面揭示了稠油流体在固体表面的微观润湿机理,结果显示分子动力学模拟获得的稠油接触角变化规律与实验结果一致,反映了模拟结果符合岩石矿物表面的真实润湿特征。在此基础上,开展了不同类型壁面的模拟研究,发现壁面亲油基团的活性和数量是影响稠油润湿规律的关键。亲油的甲基基团具有短作用距离、强温敏特征,使得稠油在高甲基占比壁面和高温环境中呈现较大接触角,并造成稠油组分纵向分布差异。受温敏甲基影响,稠油胶质、沥青质重质族组分对稠油-壁面相互作用能的贡献在不同温度环境中表现不同：低温下稠油-壁面相互作用能以沥青质、胶质重质族组分作用为主,高温条件下芳烃等中质族组分对稠油在壁面上润湿具有重要贡献。分子动力学模拟结果有力地补充了实验数据,从微观层面揭示了稠油在不同类型壁面上的润湿机理,并为注汽开发后期的砂岩稠油油藏剩余油动用提供理论指导。     

稠油油藏Pickering微乳液黏土防膨机理实验探究*

针对水敏性稠油油藏,抑制黏土膨胀是有效进行热采的前提,然而注蒸汽后黏土防膨机理尚不十分明确, 因此提出用Pickering微乳液抑制黏土膨胀的方案,通过Fick定律与Langmuir吸附理论相结合,对Pickering微乳 液黏土防膨机理进行量化分析。用疏水纳米SiO₂与月桂基三甲基溴化铵（DTAB）复配形成Pickering微乳液,通 过测定微乳液的表面张力和对膨润土的防膨率,对SiO₂和DTAB的配比及微乳液的加量进行了优选,并按最佳 配方进行微乳液驱。机理量化分析结果表明采用表面吸附进行黏土防膨是可行的。纳米SiO₂与DTAB质量比 为1∶2、微乳液加量为0.6%时的防膨效果最好。填砂管驱油实验中,微乳液最佳的注入量为0.2 PV。随着Picker ing微乳液注入量的增加,防膨效果增强,但后续水驱出口含水率上升速度也随之加快。对于渗透率较高的稠油 油藏抑制黏土膨胀应适当。