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。     

高煤阶储层煤层气解吸滞后现象定量表征及其对开发的影响

通过理论推理提出了残余吸附气量和解吸滞后系数2个定量表征指标,并通过甲烷等温吸附、解吸实验进行了验证,在此基础上分析了解吸滞后对煤层气开发的影响。结果表明,基于残余吸附气量改造后的Langmuir吸附模型适用于高煤阶煤储层等温解吸数据的拟合;残余吸附气量和解吸滞后系数能够定量表征煤层气解吸滞后程度;煤样残余吸附气量和解吸滞后系数受储层物性特征影响,渗透率越低,孔隙半径越小,比表面积越大,残余吸附气量和解吸滞后系数越大。解吸滞后现象导致煤储层实际解吸压力降低,需要用等温解吸曲线来推算实际的解吸压力,且解吸滞后大大降低了煤层气的采出程度和解吸效率。     

页岩气资源勘探开发前景——以四川盆地为例

四川盆地是目前中国页岩气勘探开发的重点地区,也是最成功的地区。四川盆地页岩气的资源勘探开发前景,将在很大程度上反映和影响中国未来页岩气的发展前景。单口页岩气井最终采收率(EUR)是页岩气的规模和效益开发的重要评价指标之一,受地质、工程等多种因素的影响,难以准确预测。为了准确预测最终采收率,以涪陵区块56口页岩气井为样本,选取了影响最终采收率的14个地质和工程因素。采用皮尔逊相关系数和最大互信息系数综合评价法,筛选出8个关键控制因素。基于关键控制因素,采用多元回归方法建立了该区块页岩气井最终采收率预测模型,并且通过对测试样本的分析,验证了预测模型的有效性,最后预测出四川盆地未来页岩气的产量。     

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。