鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组低孔低渗砂岩物性与石油临界注入压力关系实验研究

岩性油藏的形成受到石油流体动力及储层物性等因素的控制。岩性油藏理论分析和勘探实践表明,成藏期当砂岩体孔隙度和渗透率过低或石油充注动力不足时,石油往往无法充注其中。本文采用砂岩样品石油充注临界条件实验测量了不同围压条件下石油进入砂岩样品的最小注入压差,定量研究了已知不同物性砂岩样品的临界石油注入压差与埋深的关系,并建立了镇泾地区延长组低孔低渗砂岩体成藏解释图版。石油充注临界条件实验表明:镇泾地区延长组低孔低渗砂岩体石油充注临界孔隙度约为10.5%,小于该临界值时,石油难以注入砂岩样品;该地区低孔低渗砂岩体临界注入压差受储层埋深和物性的双重控制:相同物性不同埋深的砂岩样品临界注入压差随深度增加而迅速增大,表明随深度增加石油需要更大的充注动力才能成藏;而相同深度时不同物性的砂岩样品临界注入压差随物性条件变好迅速降低,即同一深度不同物性时较好物性的砂体更容易发生石油充注。应用成藏图版解释研究区长8低孔低渗砂岩体成藏条件,发现成藏期石油充注压差大于临界压差者为高产油井,充注压差等于或者小于临界压差多为低产油井或者水井,解释结果与油田实际试油结果有一定吻合。

超临界二氧化碳注入法制备叶黄素壳聚糖微粒

以壳聚糖粒子为载体,叶黄素为原料,采用超临界二氧化碳注入法成功地制备了叶黄素壳聚糖微粒,考察了过程参数如温度、压力和时间对叶黄素在叶黄素壳聚糖微粒中负载量的影响。结果表明,随着温度的升高,叶黄素负载量减小;随着压力的增大,叶黄素负载量增大。当温度为35℃,压力为25MPa时,叶黄素负载量达到最大值。当温度和压力一定时,时间由1h增至4h,叶黄素负载量也随之增加。

VD_3-壳聚糖复合物的超临界二氧化碳注入法制备工艺

以壳聚糖粒子为载体,VD3为模型物,采用超临界二氧化碳注入法制备VD3-壳聚糖复合物。采用紫外测试法考察过程参数压力、温度以及时间对VD3在VD3-壳聚糖复合物中负载量的影响。结果表明:随着压力和温度的增加,VD3负载量均为先增大后减小;当压力20MPa、温度35℃时,VD3负载量达到最大值;当温度和压力一定时,时间由1h增至3h,VD3负载量也有不同程度的增加。

超临界二氧化碳注入法制备α-生育酚/β-环糊精复合物

以β-环糊精为载体,α-生育酚为模型物,采用超临界二氧化碳注入法制备α-生育酚/β-环糊精固体复合物。考察注入压力、注入温度和注入时间等参数对α-生育酚负载量的影响以及复合物在水相中的分散性。用紫外-分光光度法测定复合物的负载量,FTIR、DSC和TGA对复合物进行表征。结果表明:随着注入压力和温度的增加,α-生育酚的负载量先增大后减小,当温度35℃、压力18MPa、注入时间1h时,负载量最高达38.7%;制备的复合物能在水相中均匀分散。

超临界二氧化碳注入法制备α生育酚/介孔二氧化硅复合物

以介孔二氧化硅为载体,α-生育酚为负载物,研究了超临界二氧化碳注入法制备α-生育酚/介孔二氧化硅复合物的工艺,分析和表征了复合物的结构,考察了注入压力、温度和时间对α-生育酚负载量的影响。结果表明:当注入时间一定时,α-生育酚的负载量随温度和压力的升高先增加后减少;当温度为35℃,压力为18MPa,注入时间为1h时,α-生育酚的负载量达到76.14%。

注入比对水平井筒压降影响规律的研究

采用定常湍流N-S方程,数值模拟了水平井筒湍流变质量流场,通过分析轴线压降和孔眼附近三维流线图,研究注入比对水平井筒压降的影响规律及混合压降产生的机理。结果表明,存在一个临界注入比,当注入比小于临界注入比时,射孔入流流动形式主要表现为紧贴壁面的附体流动,对主流扰动小,此时混合压降很小甚至可以忽略,总压降损失近似等于没有孔眼入流情况下的摩擦压降损失;当注入比大于临界注入比时,孔眼入流可以深入主流并在孔眼下游出现低压分离区,引起混合压降损失,该压降损失随注入比的增大而显著增大,从而导致总压降随注入比增大而急剧增加。

低孔渗砂岩石油充注临界条件实验——以西峰油田为例

低孔渗砂岩体油藏在中国油气资源勘探中具有十分重要的地位,但不是所有砂岩体都能成藏,只有达到成藏临界条件的砂岩体才能成藏。现今低孔渗砂岩体物性及流体动力条件不能反映成藏期物性和动力条件,因此,研究成藏临界条件具有非常重要的意义。砂岩样品双轴承压充注实验模拟地层条件下石油充注临界条件,证实了石油充注受临界物性和临界注入压差双重控制。首先,通过测定不同物性样品在不同围压和轴压下的临界注入压差,确定出研究区延长组8段(简称长8段)储层临界孔隙度约为10%,低于该临界值则无论流体压差多高均难以使石油注入砂岩样品。其次,编制多样品临界注入压差随埋深变化曲线,发现物性与临界注入压差具有相互耦合关系。最后,建立了石油充注物性-临界注入压差成藏解释图版,成藏期孔隙度大于10%为有效储层,否则为无效储层。并以研究区典型井为例,较好地解释了长8段砂岩体的成藏过程,该解释图版可作为钻前成藏预测的新方法。

卡马西平微胶囊的超临界制备及溶出性能研究

为提高卡马西平药物的溶出性能,基于超临界流体注入(SFI)技术,先后开展了聚乳酸-羟基乙酸(PLGA)、聚乙二醇单甲醚-聚乳酸-羟基乙酸(MPEG-PLGA)聚合物包裹卡马西平的微胶囊制备实验。结合差示扫描量热法和红外光谱分析,探讨了卡马西平在微胶囊中的形态及其与聚合物分子间的作用,同时实测了相应的药物体外溶出性能。结果表明:该文所制PLGA及MPEG-PLGA载药微胶囊中,卡马西平药物分子均呈无定形状态,均匀分散于包裹剂中;MPEG-PLGA载药微胶囊内药物与聚合物分子间有较强的相互作用,其塑性优于PLGA载药微胶囊;以MPEG-PLGA为聚合物基体的微胶囊的药物溶出速率明显高于单纯以PLGA为基体的微胶囊,且外加的MPEG分子量越小、相应PLGA中n(LA):n(GA)越低越利于药物溶出速率的提高;为提高药物溶出速率,进行SFI时也可适当增加微胶囊的载药量,但不宜过高,当载药量从9.8%、28.3%升至35.8%时,卡马西平药物的溶出速率依次增大,但当载药量达45.2%时,对应微胶囊的溶出速率不升反降。

吉林油田二氧化碳捕集、驱油与埋存技术及工程实践

系统总结吉林油田在CO_(2)捕集、驱油与埋存技术研究和工程实践方面形成的成型技术和矿场应用经验,阐述形成的全产业链配套技术系列。采用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法,研究证实了不同CO_(2)浓度捕集工艺在油田的适应性,研发了以新型活化剂为主的低耗能活化N-甲基二乙醇胺脱碳工艺技术,建立了主干网CO_(2)气相输送、井口超临界注入、采出流体气液分输的运行模式。根据不同气源条件,应用液相、超临界相、高压密相增压技术和设施,形成了气密封管、连续油管等井下注入工艺及配套防腐防堵技术。驱油实践中研发了锥形水气交替驱、CO_(2)泡沫驱、高气油比CO_(2)驱等采油技术与采出流体处理技术。通过数值模拟和现场试验探索,形成了直接回注、分离提纯后回注、混合回注3种产出气循环注入CO_(2)驱技术,并完建10×104m3/d循环注入站,实现了伴生气“零排放”。形成了碳通量、流体组分、碳同位素等监测一体分析的CO_(2)埋存安全监测技术,并确立了以防腐药剂为主、防腐材料为辅的全过程防腐技术路线。目前已建成高效低耗的CO_(2)捕集驱油与埋存集成示范区,累计增油32×104t,CO_(2)埋存量达250×104t。

CO_(2)前置注入对页岩压裂裂缝形态和岩石物性的影响

页岩气藏CO_(2)蓄能压裂过程中,前置注入的超临界CO_(2)溶于地层水或滑溜水会形成弱酸性的CO_(2)水溶液。为了明晰前置注入的超临界CO_(2)的化学溶蚀效应对于后续页岩气储层压裂裂缝扩展及岩石物性的潜在影响,采用一套小尺寸真三轴压裂模拟系统,对含方解石充填天然裂缝的页岩开展了地层温度压力条件下压裂模拟实验;结合声发射监测和CT扫描,研究了CO_(2)水溶液作用下的岩石破裂机制;进而通过水岩作用实验定量评价了岩石性质的改变情况。研究结果表明:(1)在较高水平应力差下(8 MPa),滑溜水不易使高强度胶结的天然裂缝开启,趋于形成简单缝,声发射事件点主要分布于起裂点附近;(2)CO_(2)水溶液在地层温度压力条件下,对页岩基质和天然裂缝中的钙质充填矿物存在溶蚀作用(0.5 h即可发生),并且随着温度和时间的增加,溶蚀程度显著增强,使得页岩层理、天然裂缝抗拉强度降低,同时孔隙度和渗透率增大,最终促进页岩层理和天然裂缝的开启、形成复杂的水力裂缝且明显以剪切破裂为主。结论认为,CO_(2)前置注入引发的化学效应有助于提高页岩气水力压裂裂缝的复杂程度和改善储层的岩石物性;超临界CO_(2)前置蓄能压裂技术具有较广阔的应用前景。

稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选

综合考虑应力场、压力场和温度场的耦合作用对地层塑性破坏的影响,建立了稠油热采井注热过程三维有限元分析模型,并以渤海某稠油油田为例对井筒附近温度场、压力场以及临界注入条件进行了计算分析,结果表明:注入温度和注入压力增大会导致地层塑性应变增大,地层出砂的可能性增大;以等效塑性应变0.4%为出砂判断准则,基于不同蒸汽注入温度、注入压力条件下的地层塑性应变分析结果,确定了不同注入压力下导致地层出砂的临界注入温度;注入压力从17 MPa升至23 MPa时,为了防止地层发生塑性破坏,临界注入温度需从310℃降低到176℃,且临界注入温度与对应的注入压力近似呈线性递减。上述结果可以为稠油热采井更好地选择注入压力和注入温度提供参考。

基于核磁共振技术的致密砂岩气运移特征研究

为了认清致密砂岩气运移特征,选取人工岩心以及川西地区须四段致密储层岩心样品,利用核磁共振在线测试平台,建立一套适用于气体驱替实验的核磁共振研究方法,并开展致密砂岩内气体运移模拟实验。实验结果显示:当充注压力大于临界注入压力时才能发生气体的充注,且临界注入压力随渗透率的减小而成指数倍数增加。致密岩心中气体仍以较大孔隙为主要的运移路径,当渗透率降低至0.1×10^(-3)μm^2以下时,注入压力较大,气体优势运移的现象不十分明显,部分小孔隙中也发生气体运移,近于表现为"弥漫式"或"活塞式"的运移路径特征。在持续低速供气的条件下最终含气饱和度与ΔP/K成正比。

特低渗透油藏超临界CO_(2)分层注入工艺技术研究

超临界CO_(2)注入是特低渗透油藏的重要开发方式。CO_(2)驱先导性试验区笼统注气存在单层突进,导致采出井过早突破、层间差异大、部分储量无法动用、管柱耐腐蚀性有待提高等问题,因此开展了超临界CO_(2)分层注入工艺技术的研究。在注水井分注管柱的基础上改进结构,增加了双向锚定封隔器、止回配注器,保证管柱的稳定性及投捞的可靠性;通过有限元分析方法设计出系列绕流气嘴结构,并绘制气嘴节流特性图版。新型绕流气嘴能产生5MPa的压差,为实现分层流量调配奠定基础。通过优选高温高压耐CO_(2)、H_(2)S腐蚀的橡胶材料,配套验封工艺、五参数测试法,实现分层流量的测调。由42口井现场应用证明,特低渗透油藏超临界CO_(2)分层注入工艺技术可实现2~3层配注,有效期达3年以上。该研究为进一步开发特低渗透油藏、提高特低渗透油藏的采收率提供了手段。

吉林油田CO_2驱地面工程工艺技术

CO2驱油是CO2减排的重要途径,是油田提高采收率的重要手段。吉林油田通过大情字井油田的CO2驱油先导试验和扩大试验,完成了从气源到产出气循环注入的全流程工艺及现场试验。形成了先导试验的小站液相注入、扩大试验的集中液相注入、工业化推广的超临界注入3种模式,目前,正在进行工业化推广应用。介绍了CO2驱现场试验及效果,论述了CO2驱地面工程的关键技术,并对CO2驱现场试验的经验进行了总结,对我国CO2埋存、同类油气田的开发建设具有指导和借鉴作用。

不下筛管注水井化学固砂后出砂预测方法研究

海上油田储层具有高孔高渗的储集物性特征,且储层因埋深浅、欠压实,岩石胶结程度弱,易出砂,造成井底砂埋。目前海上注水井多采用筛管机械防砂完井,而注水井不下筛管采用化学固砂简易完井方式具有可增大井下注水工具通径、缩短建井周期、降低防砂成本等优势。注水井正注及停注“反吐”会造成近井地带应力变化,加剧近井地带岩石破坏,地层出砂。化学固砂后,近井地带承受应力能力增强,可有效防止出砂。如何预测采用化学固砂简易完井注水井不同工况下出砂情况,对该类注水井后期注水工作制度的制定具有重要指导意义。本文充分考虑近井地带岩石应力和注水井压力关系,采用预测更为精准的Mogi-Coulomb岩石破坏准则,建立注水井正注工况下出砂临界注入压力CWP和“反吐”工况下M-G出砂临界压差CDP模型,预测注水井化学固砂后正注时出砂临界注入压力和“反吐”时出砂临界压差剖面。研究表明:化学固砂后储层近井地带岩石强度内聚力及内摩擦角分别提高35.15%及37.44%,正注时出砂临界注入压力会提高11.5%左右,“反吐”时出砂临界压差会提高55.9%左右。本研究对不下筛管采用化学固砂简易完井方式的注水井后期注水制度的制定具有一定指导意义。

凝胶在裂缝中的流动研究

凝胶用于油藏控水时 ,需要确定注入的凝胶量和凝胶在天然裂缝油藏中的分布。这些参数依赖于凝胶在裂缝中的性质。本文研究了三价铬醋酸聚丙烯酰胺凝胶流过裂缝时的流动和失水 (滤失失水 )。这些研究包括长 0 5～ 4ft,高 1 5～ 1 2in的裂缝 ,凝胶注入流速为 1 2 9～ 331 0 0ft/d。基于实验结果建立了一套模型来量化流过裂缝时凝胶的流动和失水。这个模型提出了流过裂缝时凝胶的最大滤失量和最高的临界注入速度。附加测试表明采用现有的高分子聚合物生成的凝胶效果更明显。除了更加经济外 ,这些凝胶在裂缝系统中比采用低分子量聚合物生成的凝胶流动得更远。