CO_2驱提高气藏采收率及埋存实验

温室气体CO_2在枯竭气藏中埋存和提高气藏采收率是目前世界研究热点。为了揭示气藏中CO_2埋存与提高气藏采收率之间的关系和影响因素,开展了高温高压条件下CO_2驱替CH_4的长岩心实验。通过8 MPa、80℃下长岩,心驱替实验研究了驱替速度、地层倾角、储层渗透率和束缚水存在对CH_4采收率、CO_2突破时间及埋存的影响。实验结果表明:CO_2驱替CH_4过程采收率在86.92%~98.63%,CO_2突破时间在0.702 PV^0.879 PV,CO_2突破时CH_4采收率在71.73%~87.56%。有束缚水存在时储层中CO_2饱和度约为55%,溶解在水中部分占1.9%PV。驱替速度越小,CO_2突破越快,最终CH_4采收率越小;高注低采45°比低注高采10°、45°时CO_2突破要分别早0.1 PV、0.17 PV,采收率低约3.3%;束缚水存在使CO_2突破滞后0.11 PV,最终CH_4采收率增加约3%;渗透率越低时,相同注入PV时CO_2突破时间越早,最终CH_4采收率越低。研究结果说明,气藏中注CO_2可提高气藏采收率及实施CO_2埋存,CO_2超临界性质、重力作用、低速下扩散以及CO_2在地层水中溶解不容忽视。

马36长岩心气水交替驱替试验数值模拟研究

马 3 6井区长岩心气 (氮 )水交替非混相驱替试验主要用于对比和确定注水、注气(氮 )交替驱替方式下的驱油效率和驱油效果。在完成油藏流体相态拟合之后 ,利用多组分模型软件[1～ 3] ,对马 3 6井区的 2组长岩心气水交替驱替试验数据进行了数值模拟研究 ,取得了良好的拟合效果。数值模拟研究的主要目的是根据试验数据 ,对相对渗透率曲线和毛管压力曲线[4] 等参数进行修正 。

长岩心评价流程核心部件的研制与改进

针对胜利油田长期以来长岩心评价实验由于核心部件的技术指标限制导致实验无法开展的问题,对国产设备HBCD-50型长岩心评价流程的岩心夹持器和回压阀进行重新设计。通过重新优化设计,有效地克服了原流程的操作性差、出口计量不稳定的难题,实现了有效利用天然岩心进行模拟试验的目的。改造后的设备在胜利油田重点实验室课题《高温高压低渗透砂岩油藏伤害机理研究》中低渗透油藏的酸化、水锁评价方法研究中发挥了巨大作用,为模拟研究油藏条件下低渗透砂岩损害机理提供了室内依据。

高含水低渗致密砂岩气藏储量动用动态物理模拟

气藏剩余压力分布能够直接反映其储量动用情况,采用长岩心多点测压实验装置,选择渗透率分布区间分别为(1.38~1.71)×10^(-3)μm^2、(0.41~0.73)×10^(-3)μm^2、(0.049~0.084)×10^(-3)μm^2的多块砂岩岩心组合形成长度超过50cm的3组长岩心,模拟含水砂岩气藏衰竭开采。实验过程中实时记录气藏边界至气井不同位置处压力剖面变化,研究含水气藏储量动用特征。研究表明:致密砂岩储层产气特征、压力剖面形态、压降过程、废弃时剩余压力分布均与渗透率较高的储层(Ⅰ类)差异显著,明显受渗透率和含水饱和度控制。含水相同(约35%),生产至废弃条件时,Ⅰ类储层的压力剖面整体几乎降为0,而致密砂岩、剩余压力仍维持在原始压力的50%以上,且压力梯度大,表明含水气藏,渗透率越低储量动用越困难,动用均衡性越差;考虑含水,随含水饱和度增加,Ⅰ类储层压力剖面形态及下降过程变化不大;渗透率更低的储层(Ⅱ类)尤其是致密储层(Ⅲ类),其压力剖面形态变化极为显著,含水较高时,压力难以向外波及,储量难以有效动用,且非均衡性极强。