济阳坳陷页岩油注二氧化碳开发技术

围绕页岩油注CO_(2)开发存在的问题,通过室内实验、数值模拟与压裂工艺相结合的方式,开展了页岩油注CO_(2)萃取置换机理、CO_(2)前置液对页岩力学性质影响的室内实验,模拟了CO_(2)前置压裂和吞吐补能对开发效果的影响,并将成果应用于CO_(2)前置压裂和单井吞吐矿场实践。研究表明:CO_(2)吞吐作用效果受微纳尺度效应及干酪根、吸附油存在等的影响,适当延长焖井时间可提高原油动用程度。在CO_(2)“注、焖”阶段,CO_(2)通过溶解扩散和传质作用提高重烃的动用程度,在CO_(2)“吐”的阶段,CO_(2)主要将较大孔隙中的原油排出至周边更大的孔隙或层理缝中流入生产井。注入CO_(2)前置液有助于保持岩心脆性,降低破裂压力,CO_(2)易沿层理面滤失,从而提高裂缝复杂程度。前置CO_(2)注入量增加会提升增能效果,从而增强地层能量的补充作用。页岩基质渗透率越低、地层压力越低、原油重烃含量越高,注CO_(2)吞吐开发后,采收率提高幅度越大。矿场实践表明,CO_(2)前置压裂后压力保持良好,单井CO_(2)吞吐后可有效补充地层能量,提高单井产能,效果良好。

稠油化学驱多孔介质中乳状液生成及运移规律研究

乳化作用是稠油油藏化学驱提高采收率的主要机理之一,稠油在多孔介质中的乳化与油藏温度、驱油剂浓度密切相关。通过乳化实验研究了稠油形成水包油乳状液所需驱油剂的临界乳化浓度与温度的关系,利用高温高压微观可视驱油装置研究了稠油化学驱过程中原油乳化及运移规律。实验结果表明:乳化实验温度越高,原油越易于被乳化,所需的驱油剂的临界乳化浓度越低;当实验温度由30℃增加到90℃,临界乳化浓度下降了90%。稠油化学驱的微观驱油实验过程中,稠油在多孔介质中的乳化过程存在3种模式。在多孔介质中,当驱油剂的浓度小于该温度下稠油乳化所需驱油剂的临界乳化浓度时,稠油乳化模式为原油在喉道处经历卡断分散、运移、聚并;当驱油剂的浓度大于该温度下稠油乳化所需驱油剂的临界乳化浓度时,稠油乳化模式为卡断乳化、运移、再乳化、再运移;当驱油剂的浓度远大于该温度下稠油乳化所需驱油剂的临界乳化浓度时,稠油乳化模式为接触、剥离、运移。因此,开展稠油化学驱时,在控制成本的前提下,尽可能提高驱油剂的浓度,可实现稠油的高效乳化,进而提高采收率。

室内注二氧化碳微观驱油机理研究

通过大庆外围特低渗透储层岩芯一维物理模拟实验，研究注水、注气、注水转注气这3种方式的驱油微观机理，对现场注水转注CO2提出可参考性建议。实验中主要利用了CO2的萃取、降黏等特点，与水驱相比，CO2驱驱油效率更高，增油效果明显。实验表明：对于低渗透储层，注水开发效果最差，约为40％；不同注水时机转气驱效果均好于水驱，而且注水时机越早采出程度越高，在10％～20％含水率转注气能有较好的经济效益；注气驱采出程度最好且采出程度都能达到67％左右。通过核磁信号测量，对比不同开发方式的剩余油分布可以得出，水驱和气驱动用的主要都是大孔隙中的油，而水驱转气驱由于CO2的波及范围更广，能对小孔隙中的部分原油进行动用。

超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验研究

针对页岩储层压裂后一次衰竭开发原油采收率低的问题,基于页岩储层的低孔、超低渗透特征,提出了超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体吞吐提高页岩油采收率实验方法。通过自主设计的室内岩心实验评价超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体吞吐页岩油的效果,并对实验过程中注入介质、焖井时间、注入压力、吞吐轮次对提高采收率的影响规律进行研究,同时通过核磁共振技术明确超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体对不同孔隙类型中原油的动用程度。结果表明:超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体吞吐可以有效提高页岩油采收率;对于物性较差的页岩岩心,焖井时间对提高采收率有较大影响;注入压力与超临界CO_(2)/H_(2)O混合流体的扩散速度和渗流能力密切相关,混相条件下提高采收率效果显著;增加吞吐轮次大孔隙中的原油动用效果较好,但无法通过增加吞吐轮次动用更多微小孔隙中的原油。

致密油藏气驱微观驱油机理研究

针对致密油藏产能低,注水开发困难的现状,为提升致密油藏开发效果,选取鄂尔多斯盆地某区块致密油储层不同渗透率等级岩心平行样,进行注CO_2和N_2物理模拟实验,结合核磁共振技术,研究了岩心不同孔隙区间的占比和含油饱和度,以及2种气驱下不同渗透率等级岩心的采出程度和残余油分布。研究结果表明:对于致密油油藏,CO_2驱整体上好于N_2驱;对于渗透率在0.2×10^(-3)~1.4×10^(-3)μm^2的致密油岩心,渗透率越高,CO_2驱效果越好,渗透率越低,N_2驱效果越好;岩心的大、中孔隙贡献了大部分的采出原油,CO_2和N_2在大、中孔隙上的驱油效果较好。

改性硅酮CO_(2)增稠剂对流体流变性和驱油效率的影响

在压裂过程中,液态CO_(2)压裂液的压裂性能发生了很大的变化。为了改善CO_(2)压裂效果,提高CO_(2)对页岩中原油的置换效率,提出合成硅酮CO_(2)增稠剂的新思路:通过开环聚合和硅氢化反应,将亲CO_(2)短链引入聚合物主链分子间,形成空间网状结构。研究了CO_(2)增稠剂对流体黏度、流变特性和驱油效率的影响。结果表明,增稠剂加量和相对分子质量均能显著改善CO_(2)流体的流变性,其稠度系数随增稠剂加量的增加而增大,而流变性指数呈下降趋势。当体系压力超过12 MPa后,三维网状结构的稳定性加强,表观黏度增加。相比超临界CO_(2)驱,增稠CO_(2)流体能提高0.01μm以上孔隙中原油的动用效率,提高驱油效率12.23百分点。研究结果为改进CO_(2)压裂工艺和CO_(2)增稠剂的分子设计提供了技术参考。

致密油藏活性水采油机理

注活性水相较于注水有诸多优势,在特低渗、超低渗油藏的实际开发中效果较好,因此可以借鉴到致密油藏的开发上。针对鄂尔多斯盆地X区块致密油储层,选取不同渗透率的岩心进行注水和注活性水驱油物理模拟实验,结合核磁共振技术,分析致密油岩心的微观孔隙结构、可动流体饱和度以及不同渗透率等级岩心的采出程度、残余油分布等。研究表明:大部分致密油油藏的孔隙为亚微米、微纳米孔,可动流体主要赋存于大于1μm的孔隙中;注活性水效果好于常规水驱,注活性水能够有效地动用微纳米孔中的原油;渗透率越低注活性水的驱油效果越明显,对于渗透率低于0.6×10^(-3)μm的致密油藏,建议采用注活性水开发。

页岩油藏单相流体低速渗流特征

页岩油气的有效动用条件及可动性评价方式与常规油气相比存在明显差异,为探究页岩油在微纳米孔隙中的渗流特征,采用低速渗流实验对国内外典型页岩区块潜江凹陷、济阳坳陷、美国鹰滩储层单相流体的低速非达西渗流规律进行了研究。研究结果表明:页岩油低速渗流特征主要受液固界面的边界层效应、滑移长度和渗流通道的影响。潜江凹陷渗流曲线呈下凹形特征,压力梯度越小,液固界面作用力越强,非线性段越明显;济阳坳陷受岩心微裂缝发育影响明显,低压力梯度时无机孔、微裂缝等大孔隙是主要流动通道,表面粗糙度及迂曲度低,随压力梯度增大,小孔及有机孔中流体参与流动;鹰滩储层受矿物组成与孔隙结构影响,渗流特征呈现2段斜率不同的线性段,随压差增大渗流阻力增加。该研究明确了微纳米孔隙中页岩油低速渗流的主要特征及影响机制,为制订页岩油开发方案,指导页岩油高效开发提供了理论依据。

盐间页岩油CO_(2)-纯水吞吐开发机理实验及开采特征

潜江凹陷页岩油储层储量丰富,其孔隙中富含多种可溶性矿物,采用CO_(2)-纯水吞吐进行开发,不仅能利用CO_(2)的超临界特性驱油,而且有利于提高CO_(2)在目的储层中的埋存,有效减少CO_(2)排放。但CO_(2)-纯水体系能否进入页岩微纳米孔隙,并有效动用孔隙中的原油是该方法能否实施的关键。通过设计CO_(2)、CO_(2)-纯水和CO_(2)-地层水的吞吐实验,基于核磁共振方法,明确了注CO_(2)、注CO_(2)-纯水和注CO_(2)-地层水组合的吞吐特征,总结了不同孔隙的原油动用规律和作用机理。实验结果表明:注CO_(2)-纯水体系比纯CO_(2)吞吐效率高8.62个百分点,比CO_(2)-地层水组合高12.66个百分点,CO_(2)-纯水组合形成的酸性流体会溶蚀孔隙表面的可溶性矿物,改善孔隙连通性,提高储层渗流能力,并且能有效提高小于0.01μm、0.01~0.10μm孔隙中的原油动用程度。多周期吞吐后,产出液中的离子物质的量浓度明显下降,表明后续注入纯水并未扩大波及体积,只是提高原油动用效率。该研究证实注CO_(2)-纯水体系可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供新思路。

CO2对致密油渗吸作用的影响机理研究

CO2能够有效提高致密油渗吸采出程度。本文针对致密油CO2溶液渗吸机理展开研究,设计了渗吸实验装置,开展了不同压力、不同渗透率的渗吸实验,并研究了束缚水饱和度对渗吸能力的影响。结果表明:CO2能够提高自发渗吸速度及渗吸采出程度;提高压力能增强CO2的传质速度,增强渗吸作用;较低的渗透率会阻碍CO2在岩心中的扩散,削弱了CO2提高自发渗吸速度的能力;束缚水的存在会影响渗流能力,并消耗一部分CO2,使渗吸速度降低,但束缚水一般分布在盲端和无效孔隙,因此对渗吸总采出程度的影响较小;增加CO2压力可以降低油水界面张力,降低毛管力;渗透率越高,毛细管半径越大,毛管力越低,说明CO2对毛管力的作用并非提高渗吸采收率的主要机理;CO2通过溶解、扩散、膨胀等作用,可以提高致密油渗吸速度和驱油效率,是CO2增强渗吸作用的主要机理。

致密岩心高压渗吸采油规律及微观机制

致密油藏孔喉细小、微裂缝发育,毛管力作用产生的渗吸采油效果显著。针对油藏条件下渗吸效果的评价,设计一套可进行高温高压渗吸实验的流程,并进行不同流体介质的渗吸采油实验,结合核磁共振技术,评价致密砂岩岩心渗吸采油过程中不同尺度空间原油动用情况。研究结果表明:不同流体介质进行渗吸采油,活性水的渗吸采收率最高,其次是清水,地层水渗吸采收率最低;渗透率较高的岩心,渗吸平衡时间较短,渗吸采收率较高。将核磁共振孔隙空间分为三个级别:纳米孔隙(<0.1μm)、亚微米孔隙(0.1~1μm)和微米孔隙(>1μm),不同渗吸介质对不同级别孔隙中的原油都有动用,但动用的程度不同。整体而言,随着孔隙尺度的降低,渗吸采出程度减小。渗透率较高的岩心,活性水对微米级孔隙中的原油渗吸作用显著;渗透率较低的岩心,活性水能有效提高纳米级孔隙中的原油动用程度。

特/超低渗透油藏不同气驱方式物理模拟

选取大庆外围特,超低渗透储层岩心进行物理模拟实验,结合核磁共振,通过注水转注气、CO_2混相驱、CO_2非混相驱和周期注气4种驱替方式,研究不同渗透率级别岩心的驱油效率和剩余油分布,以此对大庆现场注CO_2先导实验区开发提供参考意见。结果表明,在相同条件下,常规注水开发的效果最差,但转注气后能有较大的提升;对于特低渗岩心,周期注气的驱油效率最高;对于超低渗岩心,注水转注气的效果高于其他3种方式。剩余油分布研究表明,注水转注气、CO_2混相驱和CO_2非混相驱3种方式动用的主要是大-中孔隙中的油,对于黏土微孔隙中的原油很难进行动用,但是通过周期注气过程中的停注时间,在毛管力和弹性能的作用下,微孔隙中的原油向中-大孔隙中流动,从而增加小孔隙中难动用的原油的动用程度。

致密多孔介质中凝析气定容衰竭实验及相态特征

凝析气藏衰竭开发方案的制定依赖于PVT相态实验,而常规PVT相态实验忽略了多孔介质对凝析气相态的影响,导致实验结果与实际存在偏差。基于常规PVT定容衰竭实验原理,建立了致密多孔介质中凝析气定容衰竭模拟装置及实验方法,模拟研究了凝析气在裂缝性致密储层中的衰竭开发动态,分析了衰竭速度及多孔介质的作用对凝析气藏开发效果的影响,明确了致密多孔介质中凝析气相态特征。研究结果表明,衰竭速度是影响凝析气藏开发的主要原因,天然气采收率随衰竭速度的增快而降低,但凝析油采收率则表现出相反规律;致密多孔介质中凝析气的露点压力比PVT筒中的测量值提高9.42%。此外,裂缝能够有效增大泄油面积,减小渗流阻力,提高天然气和凝析油采收率。