适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术

为了进一步提高致密油储层超临界CO_(2)吞吐的开发效果,探索适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术,通过原油黏度实验、油气界面张力实验、最小混相压力实验、原油膨胀系数实验以及超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐模拟实验,评价了不同类型气溶性表面活性剂的性能及其对吞吐采收率的影响。结果表明:气溶性表面活性剂GRS⁃1的综合性能更加突出,随着气溶性表面活性剂质量分数的不断增大,原油黏度、油气界面张力和最小混相压力均呈现出逐渐降低的趋势,而原油体积膨胀系数则逐渐增大,并且岩心的吞吐采收率和入口端压力也呈现出逐渐增大的趋势;随着混合流体注入量的增加以及闷井时间的延长,岩心吞吐采收率和入口端压力均逐渐增大,并且岩心的渗透率越大,吞吐采收率就越高;超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐的最佳实验参数为气溶性表面活性剂GRS⁃1的质量分数0.6%、混合流体注入量0.5 PV、闷井时间3 h、吞吐轮次3次。该复合吞吐技术能够显著提高致密油藏的采收率,对高效开发致密油藏具有指导意义。

玛湖凹陷上乌尔禾组强敏感油藏CO_(2)同步吞吐试验

为探索玛湖凹陷强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后高效开发提高采收率技术,在玛湖1井区开展注CO_(2)同步吞吐试验。结果表明:CO_(2)同步吞吐可提高强敏感致密砾岩油藏采收率,驱油机理主要是萃取、混相、竞争吸附、膨胀驱替等;裂缝沟通是导致气窜的主要原因,通过现场调控,实现井组与气窜井同步焖井,保证现场实施效果;试验井组受压裂液浸泡导致黏土矿物水化膨胀,造成喉道封堵,渗流能力减弱,影响了CO_(2)波及范围,导致阶段换油率较低。CO_(2)同步吞吐试验取得了较好的增油效果,试验井组阶段增油量为3983 t,换油率为0.36,该试验为强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后提高采收率提供了技术思路及矿场经验。

CO_(2)快速吞吐提高页岩油采收率现场试验

页岩油注CO_(2)吞吐提高采收率技术处于探索阶段,目前面临着CO_(2)与页岩储层及流体相互作用机制不明确、数值模拟技术不成熟、缺乏规模注采及低成本回收工艺等技术难题。为探索页岩油注CO_(2)提高采收率主控机理,以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油为对象开展了超临界CO_(2)水岩反应实验,分析了高温高压条件下页岩矿物溶蚀作用及其对孔隙度和渗透率的影响,并通过注CO_(2)恒质膨胀实验、最小混相压力测试评价了地层超压条件下注CO_(2)后原油高压物性变化特征,并在此基础上开展考虑多因素数值模拟研究优化了设计注入参数,最终通过矿场试验验证了技术可行性。研究结果表明:(1) CO_(2)水岩反应以碳酸质矿物溶蚀占主导,长英质矿物部分溶解,生成中大孔隙;(2)在地层原油中注入适量的CO_(2),显著萃取了原油中间烃组分,原油黏度从5.151 mPa·s下降到1.250 mPa·s,且CO_(2)首先萃取轻烃组分,随生产时间增加萃取组分逐渐变为重烃;(3)基于人工压裂与天然缝网混合介质组分数模模型,优化设计单井吞吐注气量1.7×10~4 t,注气速度500~600 t/d,焖井时间50 d;(4)低压侧加热的页岩油CO_(2)吞吐地面工艺,可依据CO_(2)注入地面工艺多参数数据模型,实现精准控温,避免注入管线冻堵及井下油管和套管材料低温脆断问题;(5)产出气CO_(2)浓度高于80%时,采用气相回收直注工艺,实现产出气回收成本降至104元/t。结论认为,CO_(2)快速吞吐有效提高了页岩油采收率,形成的机理认识和技术系列可为页岩油注CO_(2)吞吐开发提供参考和借鉴。

二维核磁共振技术评价CO_(2)吞吐对不同状态页岩油的动用率

游离态和吸附互溶态页岩油动用的难易程度不同,不同状态页岩油动用程度的准确表征对于页岩油的高效开发具有重要意义。结合二维核磁共振技术和CO_(2)吞吐实验,建立了CO_(2)吞吐过程中不同赋存状态页岩油划分及动用率的评价方法。采用该方法处理得到的CO_(2)吞吐过程中页岩油总动用率与质量变化计算得到的总动用率基本一致,验证了该方法的准确性。此外,可以直观地看到吸附互溶态页岩油和游离态页岩油二维核磁共振图谱随吞吐轮次的变化,游离态页岩油的动用要比吸附互溶态页岩油更容易,而提高压力和吞吐轮次可以明显提高吸附互溶态页岩油的动用率,10 MPa吞吐5个轮次后,吸附互溶态页岩油的动用率和总动用率分别达到73.6%和91.1%。该方法可对吸附互溶态页岩油动用率进行定量评价,有助于优化页岩油CO_(2)吞吐增产工艺,大幅提高页岩油采收率。

南川常压海相页岩气注CO_(2)吞吐提高采收率工程实践

当前研究实验和模拟论证了注CO_(2)吞吐提高页岩气采收率的理论可行性,然而其实际工程效果尚未得到现场试验的验证。为此,基于四川盆地南川常压海相页岩气藏地质赋存及生产特征,开展了页岩等温吸附和CO_(2)—CH_(4)竞争吸附机理研究,实施了国内首次常压海相页岩气衰减井CO_(2)吞吐现场试验,并提出了构建成套技术体系的攻关方向。研究结果表明:①气井生产到后期进入低压低产阶段,表现出地层能量不足的特征,是提高气井采出程度的重要阶段;②常压页岩的CH_(4)和CO_(2)吸附能力明显高于低压或高压页岩,采用CO_(2)提采更具可行性和必要性;③相同条件下的常压、高压和低压3组页岩样品均表现出对CO_(2)的吸附量大于对CH_(4)的吸附量,且对气体的吸附能力依次为南川(常压海相)页岩>长宁(高压海相)页岩>延长(低压陆相)页岩;④试验井注CO_(2)吞吐增产效果明显,页岩气单井预测最终可采储量(EUR)从0.75×10^(8) m^(3)上升到0.90×10^(8) m^(3),单井控制储量5.186×10^(8) m^(3),预计采收率提高了2.9%。结论认为:①实施的国内首次常压海相页岩气衰减井注CO_(2)吞吐试验取得突破性进展,为我国页岩气井提高采收率技术研发与应用提供了重要借鉴与参考;②亟需开展页岩气衰减井CO_(2)提采资源潜力与时机评估、提采效果定量评价与工艺优化等研究,并形成页岩气衰减井注CO_(2)吞吐提高采收率成套关键技术及标准体系。

SPS烧结双主相Sm_(2)Co_(17)-Ce_(2)Co_(17)复合永磁体的微观组织

研究了放电等离子烧结(SPS)工艺和退火温度对双主相Sm_(2)Co_(17)-Ce_(2)Co_(17)复合永磁体微观组织的影响。结果表明:制备双主相Sm_(2)Co_(17)-Ce_(2)Co_(17)复合永磁体的最佳SPS工艺为:烧结温度750℃、压强64 MPa、烧结时间10 min,这样有利于减少稀土元素之间的扩散。退火可使烧结后磁体中存在的非晶相晶化。退火温度越高,双主相磁体中的稀土元素之间越容易相互扩散,Ce原子易扩散到Sm_(2)Co_(17)相中取代Sm原子,而Sm原子扩散到Ce_(2)Co_(17)相中取代Ce原子的机会就相对较少些,且在Sm_(2)Co_(17)相与Ce_(2)Co_(17)相的边界处形成一个过渡的富稀土区。

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏CO_(2)吞吐效果评价

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏产量递减快,采出程度低,为了减弱近井地带反凝析污染现象和凝析油采出困难的开发难题,通过数值模拟方法和注CO_(2)吞吐实验,分析评价CO_(2)吞吐效果,探讨提高气井产量和气藏采收率的方法。结果表明:与注干气吞吐相比,致密凝析气藏注CO_(2)吞吐更能较为有效地解除反凝析污染;气井反凝析分为反凝析初期(对生产基本无影响)、反凝析加重(对油生产有影响)、反凝析严重(对油气生产影响大)、极端反凝析(几乎不出油)共4个阶段;不同反凝析特征阶段的气井CO_(2)吞吐机理和目的不同,CO_(2)吞吐参数应当相应优化。现场实施表明,注CO_(2)吞吐的5口井在吞吐前处于不同的反凝析阶段,吞吐后取得了快速增加地层能量、解堵近井地带反凝析污染、提高注入能力、增加凝析油和天然气产量等效果。研究成果可为CO_(2)吞吐技术在致密凝析气藏的规模应用提供了经验。

Y国J区块CO_(2)吞吐方案优化及试验效果评价

Y国J区块主力油气田G为中孔、中渗、带边底水和薄油环的砂岩凝析气藏,针对油环开发已进入高含水阶段、剩余油比较分散和油藏压力保持低的问题,提出了CO_(2)吞吐提高油环采收率的方法。通过开展数值模拟研究优化CO_(2)吞吐过程中注采参数,进行动态跟踪分析,明确了补充地层能量和控抑底水是吞吐致效的主要机制;总结出非混相驱、超稀饱和原油直井开发、吞吐前地层能量亏空严重和施工过程中注入不连续且焖井时间过长是影响吞吐试验效果的主要因素;以生产保障、增产增效和碳埋存为目标,建立了研究区不同含水率下的合理吞吐参数图版。研究成果可为CO_(2)吞吐技术在复杂断块砂岩气顶边水油气藏的应用提供借鉴。

Co_(3)O_(4)/Fe_(2)O_(3)异质结复合材料的制备及其紫外光光电探测性能

分别采用旋涂法和水热法在FTO衬底上制备Co_(3)O_(4)种子层和Co_(3)O_(4)薄膜,再在Co_(3)O_(4)薄膜上水热生长Fe_(2)O_(3)纳米棒,获得了高质量的Co_(3)O_(4)/Fe_(2)O_(3)异质结复合材料。通过改变Fe_(2)O_(3)前驱体溶液浓度来改变异质结复合材料中Fe_(2)O_(3)组分的含量。结果表明,Fe_(2)O_(3)纳米棒覆盖在呈网状结构的Co_(3)O_(4)薄膜上,随着Fe_(2)O_(3)前驱体溶液浓度即Fe_(2)O_(3)组分含量的增加,Co_(3)O_(4)/Fe_(2)O_(3)异质结复合材料对紫外光的响应逐渐增强,当Fe_(2)O_(3)前驱体溶液浓度为0.015mol/L时,异质结复合材料有着很好的光电稳定性,并表现出较高的响应率(12.5mA/W)和探测率(4.4×10^(10)Jones)。

自生CO_2结合表面活性剂复合吞吐数值模拟

层内自生CO_2吞吐是低渗小断块油田提高采收率的新型技术,既发挥了CO_2混相或非混相驱油机理又解决CO_2气源和注入过程井筒腐蚀等问题。针对目前自生CO_2以及结合表面活性剂复合吞吐的参数优化研究很少等情况,探索了应用化学驱、热采模型对层内自生CO_2以及注入表面活性剂的操作工艺参数进行优化的方法。基于某实际低渗透油藏单井径向模型和室内自生CO_2及表面活性剂实验测试结果,在对流体相态、自生CO_2过程、表面活性剂驱相关参数及生产动态拟合的基础上,开展生气剂注入量、生气剂浓度、注入速度、关井时间、采液强度对复合吞吐效果影响的模拟研究。结果显示,生气剂注入量、注入浓度和采液强度对复合吞吐效果影响较大,并且存在最佳的取值范围,其中:最佳生气剂量为200～250 t、摩尔分数为3.0%～5.0%、采液强度为7 m^3/d;适当增加注入速度和延长关并时间有助于提高吞吐效果。该研究对于自生CO_2复合吞吐的优化以及该技术在小断块低渗油藏提高采收率领域的推广应用具有重要意义。

低渗稠油油藏蒸汽-CO_2-化学剂复合吞吐研究

叙利亚O油田SH-B油藏为典型的低渗孔隙型块状碳酸盐岩稠油油藏,因埋藏深、渗透率低、原油黏度大等特点,注气困难,注气质量差,蒸汽吞吐开采效果差。通过室内实验和数值模拟研究了注蒸汽-CO_2-化学剂复合吞吐的效果,结果表明,CO_2伴注具有增溶、膨胀、降黏、改善储层渗透性等功能;高温驱油剂(BM02#)在质量分数为0.3%时即可有效降低界面张力、改变岩石润湿性、降低注气汽压力、延缓蒸汽突破时间、扩大蒸汽波及体积的作用,提高驱替效率10%;油溶剂(OSVR)质量分数为5%时降黏率可达78.3%,且能有效降低注气启动压力以及注气压力,驱替效率提高16%。热化学复合蒸汽吞吐较之纯蒸汽吞吐,第一周期产油量提高49.4%,最终驱替效率提高25.7%,可有效改善油藏开发效果,提高采收率。

陈家庄油田陈373块蒸汽吞吐后转CO_2—化学剂复合吞吐研究

针对胜利油区陈家庄油田陈373块油层有效厚度小、纯总比低、蒸汽吞吐生产效果差的问题,实验研究了CO2—化学剂复合对该区块原油物性的作用效果,并利用CMG油藏数值模拟软件,研究了蒸汽吞吐后转CO2—化学剂复合吞吐的生产效果。结果表明,在化学剂实现有效降粘的基础上,气体溶解有一定的降粘辅助作用,两者复合对原油有良好的协同降粘效果,在油藏温度和压力条件下,对原油的降粘率达到98.97%,原油粘度为化学剂单独作用时的18.4%;CO2—化学剂复合吞吐能补充地层能量,扩大原油粘度的降低范围,提高生产效果,蒸汽吞吐6周期后转复合吞吐4个周期的平均周期产油量为480.5 t,比蒸汽吞吐高252.4 t,总产出投入比为1.64。该结果为陈373块薄层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式提供了依据。

扶余致密油藏CO_(2)吞吐参数优化设计

为解决致密油开采初期产量递减快、采收率低的问题,结合扶余致密油藏岩石和流体性质,采用数值模拟方法,研究了注入时机、注入压力对CO_(2)吞吐采油效果的影响,优化工程参数,分析了致密油CO_(2)吞吐过程中的油藏压力分布特征、界面张力分布特征以及致密油CO_(2)吞吐开发的可行性。研究表明:油层压力系数降至0.65左右时开展CO_(2)吞吐,CO_(2)可与原油充分接触,有利于发挥CO_(2)原油溶解作用,提高开采效果;注入压力接近最小混相压力时,CO_(2)以游离相进入基质,更易进入基质深处,与致密油充分接触,并在原油中溶解混相,改善开发效果。溶解平衡后,CO_(2)与致密油界面张力随时间快速增加,以此确定闷井时间。研究确定了CO_(2)吞吐采油最佳工程参数,即注入量为8000 t,注入速度为120 t/d,注入压力为27 MPa,闷井时间为30 d,计算该方案下增油量为3084 t,换油率为0.39。水平井现场试验也证明CO_(2)吞吐技术应用于扶余致密油藏,采收率提高了1.38~3.33个百分点。研究结果对拓展致密油藏CO_(2)吞吐开采技术的应用具有重要意义。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_(2)吞吐提高采收率机理

页岩油藏的成功开发在缓解我国能源紧缺的问题上发挥了重要作用,但衰竭式开发采收率较低,传统提高采收率的措施难以有效增产,因此明确页岩油藏注CO_(2)提高采收率的机理,对于探索页岩油的开发技术具有重要意义。为此,以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏为例,开展了一系列注CO_(2)实验并结合流体注入能力和油气组分传质评价实验,揭示了注CO_(2)吞吐提高采收率的机理,并明确了注CO_(2)吞吐的埋存形式、埋存效率与其生产动态之间的耦合关系。研究结果表明:①CO_(2)的注入能力是水的7.77倍、N2的1.18倍;增加注入压力,促进CO_(2)与原油之间的相互作用,能有效提高CO_(2)的注入能力。②CO_(2)对原油物性的改善能力显著强于N2,在CO_(2)—原油组分传质的协同作用下,注CO_(2)吞吐的采收率比N2高6.84%。③原油膨胀和黏度降低是注CO_(2)吞吐前期提高采收率的主要机制,而后期主要通过CO_(2)对原油轻质烃类组分置换、萃取进一步实现了采收率的提高,混相压力(MMP)是注CO_(2)吞吐的阈值压力。④注CO_(2)吞吐过程中,埋存率从最初的77.77%持续降低到7.14%,不同形式CO_(2)的埋存比例具有动态变化的特征,但主要以游离态和溶解态埋存为主。结论认为,吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_(2)吞吐在提高采收率的同时实现了CO_(2)的埋存,实验结果为研究国内相似页岩油藏注CO_(2)吞吐提采—埋存效率提供理论支撑和经验借鉴。

致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存注采参数敏感性分析——以鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油藏典型储集层为例

致密油藏CO_(2)吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO_(2)的双重效果。目前,对致密油藏CO_(2)吞吐驱油和封存研究中,鲜有学者将CO_(2)封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例,利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数,以换油率、CO_(2)滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标,采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计,结合极差分析方法,分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明:当注重CO_(2)驱油时,建议注气时间为30~60 d,注气速度为0.001 0~0.003 0 PV/d,吞吐时机小于0.5年;当注重CO_(2)封存时,建议生产时间为30~230 d,注气速度为0.0075~0.010 0 PV/d,注气时间为145~180 d;当CO_(2)驱油和封存协同优化时,建议注气时间为30~65 d,吞吐时机为6个月前,焖井时间为10~20 d。

低渗稠油油藏CO_(2)表面活性剂复合吞吐开发——以克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为例

克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为低孔低渗稠油油藏,储集层物性差,注水开发产量递减快,地层能量保持程度低,后油井全面关停。近年来重新压裂复产,初期效果显著,但产量递减率高。为解决油井低产低效的问题,开展CO_(2)表面活性剂复合吞吐技术研究,并进行提产试验。在增油机理实验的基础上,应用多组分油藏数值模拟技术,对CO_(2)表面活性剂复合注入方式及参数进行优化;建立了增产油量随不同吞吐周期注入量、注气速度、焖井时间、开采强度等参数变化的响应关系,确定了复合吞吐的最佳注入参数。矿场实施后,单井自喷达240 d,增产原油630 t,补充地层能量、改善流动性的效果显著,可供同类油藏开发参考。

超稠油三元复合吞吐中CO_2溶解驱油实验研究

通过实验测定了不同温度压力下含CO2超稠油的粘度和不同含水率体系中的溶解度变化规律。研究结果表明,超稠油溶解CO2后,体积会膨胀增大,原油粘度降低;CO2在超稠油中的溶解度随压力增加而增加,随温度升高而降低;CO2在油水系统油中所溶解的比例随温度升高而减小,随压力升高而减小,随含水增加而下降;CO2在稠油中的溶解有利于提高超稠油采收率,且CO2溶解得越多越有利。

新疆油田中深层稠油CO_(2)驱/吞吐实验研究

针对新疆油田中深层稠油油藏的“中等偏强—强”速敏伤害以及“强—极强”水敏伤害引起的注水开发效果不理想的问题,基于CO_(2)独特的物理和化学性质,借助高温高压PVT实验仪和长岩心驱替装置,开展CO_(2)-原油高压物性测定和CO_(2)驱/吞吐提高采收率可行性研究,结合气相色谱和高温高压流变仪表征产出油的组成及黏度变化。实验结果表明,57.345%摩尔分数的CO_(2)能将溶解气油比(GOR)从32 m^(3)/m^(3)增大至149.3 m^(3)/m^(3)、泡点压力(pb)从6.8 MPa增大至15.7 MPa,原油体积系数从1.06增大至1.27,原油密度从0.8965 g/cm^(3)降低至0.8548 g/cm^(3),原油黏度从419.3 mPa·s降低至253.4 mPa·s,因此CO_(2)能有效补充地层能量,增大原油弹性能,减小渗流阻力。第一轮次0.95 PV(孔隙体积)的CO_(2)驱的原油采出程度为32.8%,焖井24 h后多孔介质中的流体重新分布,第二轮次0.5 PV的CO_(2)驱能提高原油采出程度17.9%。而5轮次CO_(2)吞吐的原油采出程度为63.5%。产出油的黏度呈降低的趋势,主要原因是原油中的沥青质在多孔介质中发生沉积。实验结果明确了CO_(2)驱/吞吐在新疆油田中深层稠油提高采收率的可行性。

Na_(2)CO_(3)·10H_(2)O-Na_(2)HPO_(4)·12H_(2)O/SiO_(2)复合定形相变材料的制备及应用

以Na_(2)CO_(3)·10H_(2)O(SCD)、Na_(2)HPO_(4)·12H_(2)O(DHPD)为相变主体制备了共晶体系,通过绘制凝固点变化图与DSC测试共同确定在m(SCD)∶m(DHPD)=4∶6时形成共晶,FTIR和XRD结果显示,2种水合盐间没有发生化学反应,但其晶型结构发生改变。通过添加质量分数为2%的Na2SiO3·9H_(2)O作为成核剂降低体系的过冷度,且经历50次相变循环体系未出现相分离,相变焓值仅下降0.25%。进一步使用质量分数为25%的气相SiO_(2)作为支撑材料,采用浸渍法制备了相变前后形状稳定的共晶水合盐/SiO_(2)定形相变材料(SSPCM)。所得SSPCM的相变温度为24.08℃,相变焓值为146.6J/g,过冷度为0.55℃,热导率为0.4571W/(m·K)。同保温泡沫相比,其可将模拟房内部中心温度的升温时间延长了1.81倍,降温时间延长了0.39倍。

纳米材料复合CO_(2)吞吐在稠油油藏的矿场试验

纳米材料复合CO_(2)吞吐技术利用纳米材料和CO_(2)协同降黏、增强原油流动性,抽提等作用,将油层难驱动原油变为可驱替原油,提高原油采收率。通过室内实验和研究,优化出纳米材料、CO_(2)吞吐参数,并在PZ区块井开展矿场试验,试验后初期含水明显下降,截止日前,日增油3.1 t,累增油967.1 t,效果显著。试验结果表明,纳米材料复合CO_(2)吞吐增产效果优于CO_(2)吞吐效果,为油田老区稳产探索出一条新的技术方法。