海上低渗油藏CO_(2)混相驱可行性实验研究

海上珠江口盆地陆丰凹陷低渗、特低渗储量丰富,水驱开发难度大,注气开发需求迫切。CO_(2)驱是提高采收率的主要技术之一,但目前海上CO_(2)综合利用方面应用较少。以陆丰凹陷L油藏为例,开展了目标油藏原油注CO_(2)驱油机理实验和长岩心CO_(2)驱油效果评价实验,重点对比CO_(2)注入前后原油相态特征的变化,并对不同开发方式驱油效果进行了对比优化研究,为目标油田CO_(2)驱可行性提供依据。实验结果表明,CO_(2)可以有效提高低渗油藏的开发效果,提高采收率幅度可以在水驱的基础上提高11.75%,交替驱可以作为后期注CO_(2)防窜和进一步提高采收率的技术手段。实验研究结果对海上低渗油藏CO_(2)注气开发提供技术支持。

CO_(2)驱不同注入方式对低渗透储层渗流能力的影响

CO_(2)驱是提高低渗透储层采收率有效的技术手段。CO_(2)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CO_(2)驱对低渗透储层渗流能力的影响具有一定差异。开展了CO_(2)连续注入及CO_(2)-水交替注入后有机垢堵塞机理实验、储层润湿性实验及CO_(2)-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CO_(2)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:CO_(2)驱产生的有机垢会对岩石孔喉造成堵塞,但整体上CO_(2)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CO_(2)-水交替注入比CO_(2)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。

土壤CO_(2)排放对微咸水与淡水交替灌溉的响应

为揭示微咸水与淡水交替灌溉模式对土壤CO_(2)排放通量变化规律的影响,研究极端干旱区棉田3种灌溉水质(矿化度分别为2、3、5 g/L)和3种不同配比咸淡水交替[微咸水∶淡水=1∶1(W1);微咸水∶淡水=1∶4(W2);微咸水∶淡水=1∶0(W3)]灌溉对土壤CO_(2)排放通量的影响。结果表明:①以2 g/L为对照,3 g/L微咸水与淡水交替灌溉处理CO_(2)累积排放通量减少了6.03%~7.19%;5 g/L微咸水与淡水交替灌溉处理CO_(2)累积排放通量减少了9.83%~10.15%;②在相同矿化度条件下,土壤CO_(2)累积排放通量为W2处理>W1处理>W3处理,淡水灌水量多的处理CO_(2)排放通量较大。③以2 g/L为对照,3 g/L和5 g/L处理产量平均提高了1.25%和3.64%,W1处理产量相较于W2、W3处理平均提高了24.02%和14.12%。随着灌溉水矿化度的增大,土壤CO_(2)排放通量减小,所有不同配比下矿化度为5 g/L的处理CO_(2)排放量均小于2、3 g/L的处理;在微咸水与淡水交替灌溉条件下,矿化度为3 g/L且微咸水∶淡水=1∶1的灌水处理,土壤CO_(2)排放通量降低且棉花产量最大,能够为合理利用微咸水及保护干旱区灌区农田生态环境提供理论依据。

热-流耦合与热-流-固耦合作用下的水气交替及间歇注入对咸水层CO_(2)溶解封存的影响

基于TOUGH+软件架构,结合更为准确的物理性质计算模型,建立了适用于咸水层CO_(2)封存的热-流耦合模拟方法,并使用固定应力分割迭代耦合模型将其与RGMS软件耦合,改进了热-流-固双向耦合模拟方法,建立了准确性更高的热-流-固迭代耦合模拟方法。基于鄂尔多斯盆地地质特征构建的地质模型,使用热-流与热-流-固迭代耦合方法模拟咸水层CO_(2)溶解封存过程,研究了水气交替及间歇注入方案对CO_(2)溶解量、孔隙压力和地层形变的影响。结果表明:热-流-固迭代耦合模拟能帮助设计更加合理的注入方案;仅用水气交替注入方式可提高CO_(2)溶解量;间歇注入有助于孔隙压力与地层形变恢复。研究结果可为咸水层CO_(2)溶解封存提供理论指导。

延长低渗透油藏CO_(2)驱油参数优化数值模拟研究

CO_(2)驱油在特低渗油藏中具有较好的应用效果,是提高采收率的重要方法。以延长油田H区块为研究对象,分析目前注水开发存在的问题,根据动静态参数将井组分成2类,应用数值模拟方法,分别对2类井组CO_(2)驱油的开发方式、注气时机、注气速度、井底流压及气水交替周期进行了优化。结果表明,以气水比1∶1且气水交替的方式在油井含水40%~60%时注气效果最佳。第1类注气井组的最优注气速度为10~15 t/d,井底流压1 MPa,气水交替周期60天;第2类注气井组最优注气速度为5~10 t/d,井底流压2 MPa,气水交替周期30天。该研究结果对H区块低渗油藏现场注CO_(2)驱油设计具有重要的指导作用。

CO_(2)驱后水气交替注入驱替特征及剩余油启动机制

水气交替注入(WAG)是特低渗透油藏提高采收率的有效手段之一,但在CO_(2)连续气驱后实施WAG驱,仍然存在驱替特征模糊、剩余油启动机制不明确等问题。以海拉尔油田贝14区块为研究对象,借助Micro⁃CT研究WAG驱启动剩余油的微观作用机制,同时通过长岩心驱替实验研究CO_(2)驱后水气交替注入的驱替特征。Micro⁃CT实验结果表明:目标区块大孔隙的体积比例超过85%,在被CO_(2)全部动用后成为了气窜通道,采收率仅47.95%;CO_(2)驱后WAG驱不仅启动次级大孔隙中的剩余油,对中小孔隙的剩余油也有不同程度的动用。长岩心实验结果表明:在CO_(2)驱后开展WAG驱,水和气段塞需要交替注入一定量(0.40 PV左右)后采收率才能大幅度增加,气水比和段塞尺寸存在最优值,分别为1∶1和0.10 PV,该条件下WAG驱的采收率增幅主要由第3、4交替轮次所贡献,10轮次的水气交替注入可在CO_(2)驱的基础上提高采收率18.68百分点。研究成果可为特低渗透油藏CO_(2)驱后进一步提高采收率提供理论支撑。

低渗透非均质多层储层CO_(2)驱油效果评价及储层伤害特征

CO_(2)在低渗透非均质多层储层中的驱油特征与在单层储层中存在差异。为明确非均质多层储层CO_(2)驱油特征,通过三管并联平行长岩心驱替实验,模拟低渗透非均质多层储层注CO_(2)驱替过程,评价非混相和混相压力下连续CO_(2)驱和水气交替驱后高、中、低渗透层的驱油效率,明确沥青质沉淀对非均质多层储层的伤害特征。结果表明,在非混相或混相压力下连续注入CO_(2),均会在高渗透层中快速突破,且混相压力下CO_(2)突破时间早于非混相压力下。突破后高渗透层对总采收率的贡献率大于91.7%,非混相和混相的中渗透层贡献率分别为5.6%和2.1%,低渗透层为0。CO_(2)突破转水气交替驱后,CO_(2)波及体积明显增大,中、低渗透层采收率大幅提高,然而中、低渗透层仍然是后期挖潜的主要方向。混相压力下沥青质沉淀对非均质多层储层的伤害主要在高渗透层后部,靠近出口端附近;而非混相压力下沥青质沉淀对储层的伤害主要在高渗透层前中部,靠近注入端附近,但伤害程度低于混相压力下。

姬塬油田黄3区长8超低渗油层CO_(2)驱埋实验

为明确姬塬油田超低渗油藏CO_(2)驱替及碳埋存机制,通过开展长岩心实验,对比分析气水不同组合驱替方式对提高采收率和CO_(2)埋存效果的影响。实验结果表明:水驱后CO_(2)与水交替驱采收率最高,其次为CO_(2)与水交替驱,而连续CO_(2)驱采收率最低,CO_(2)突破是影响采收率的关键因素,交替注入可以抑制气窜;油藏中CO_(2)埋存位置以大孔隙为主,气水交替驱比纯气驱更有利于小孔隙中CO_(2)埋存,埋存率从高到低依次为连续CO_(2)驱、CO_(2)与水交替驱、水驱后CO_(2)与水交替驱及水驱后CO_(2)驱。

水气交替CO_(2)咸水层地质封存数值模拟研究

CO_(2)咸水层封存潜力巨大,水气交替方式可以提高CO_(2)咸水层封存效果。采用数值模拟方法并基于地球化学反应“过渡态”理论和润湿滞后原理,建立了考虑构造封存、残余气封存、矿物封存和溶解封存的CO_(2)咸水层封存模型,探究了水气交替方式对CO_(2)在咸水层地质封存的封存演化过程和封存安全稳定性的影响。研究结果表明:水气交替方式加快了构造封存向残余气封存、矿物封存和溶解封存机理的转变,提高了残余气封存量和溶解封存量;注气阶段主要以构造封存为主,注水阶段构造封存量下降,残余气封存量先增大随后缓慢下降,溶解封存量和矿物封存量逐步增大,CO_(2)咸水层封存的稳定封存率逐步提高;矿物封存中矿物的分解和生成是动态变化的过程,钙长石逐步分解而方解石和高岭石逐步沉淀。本文研究的水气交替方式可为CO_(2)在咸水层的封存提供理论和工程实践思路参考。

CO_(2)矿化煤基固废制备保水开采负碳充填材料试验研究

煤炭资源开发利用过程中会产生大量的CO_(2)以及粉煤灰等煤基固废,在“双碳”目标下,如能采用CO_(2)矿化煤基固废制备充填材料,并将其充填在采空区里控制岩层移动,将会“变废为宝”,推动保水开采等绿色低碳技术发展。针对矿井充填现场难以满足CO_(2)矿化所需高温高压高钙(“三高”)条件的问题,探索在常温常压条件下,采用常规低钙粉煤灰(“三常”)研制CO_(2)矿化煤基固废负碳充填材料(Negative Carbon Filling Material, NCFM)。在NCFM反应过程中,原材料首先发生水化反应生成C—S—H凝胶、Ca(OH)_(2)和CaCO_(3),再与CO_(2)反应后生成SiO_(2)硅胶。在此过程中,碱性激发剂加速C—S—H凝胶和硅胶的生成,使NCFM具有快速早强特征。随着NCFM进一步水化反应,碱性激发剂会促进火山灰反应的发生,进而促使更多水化产物的生成,有利NCFM长期强度的提高。在采用坍落度测试、凝结时间测试、单轴抗压强度(UCS)测试、X射线荧光光谱(XRF)、X射线衍射(XRD)和扫描电子显微镜(SEM)-X射线能谱仪(EDS)分析,以及热重分析(TGA)测试的基础上,研究了NCFM的力学性能和微观组织,阐明了NCFM的早期与长期强化机制。80%粉煤灰掺量的NCFM试样的UCS最大,3 d达2.70 MPa, 28 d达5.12 MPa。1 g NCFM的最大CO_(2)吸收量为1.39 mg。NCFM的研制提供了保水开采负碳充填材料,可推进形成CO_(2)资源化利用、固废规模化处置、采空区再利用,以及保水开采等煤炭资源绿色化开采的协同技术途径,促进实现“碳炭置换”,助力加快能源资源领域“双碳”战略目标实现。

海上低渗油田CO_(2)气水交替驱可行性实验研究

海上L油田属于特低渗透断块油藏,常规水驱开发难度大、注入压力高且储层能量亏空。为有效提高油田开发效果,以海上L油田特低渗透断块油藏为研究对象,开展靶区CO_(2)驱油机制、CO_(2)气水交替驱注入参数优化和CO_(2)气水交替驱效果评价研究,为目标油田CO_(2)驱可行性提供依据。结果表明,气水交替驱较水驱可提高采收率6.48%,CO_(2)气水交替驱最佳气液比为1∶1,最佳注气速度为1.0 mL/min,交替段塞大小为0.3 PV。该研究对海上L特低渗油田开发具有重要的指导意义。

低渗透油层改善CO_(2)驱的实验研究

针对国内CO_(2)气源有限且低渗透油层CO_(2)驱油易气窜的问题,为了减少CO_(2)用量并改善低渗透油层CO_(2)驱的驱油效果,用30cm长的低渗透均质天然岩心,在室内开展了CO_(2)+N_(2)驱和CO_(2)+H_(2)O+N_(2)驱提高采收率的实验研究。结果表明,在低渗透岩心中,采用0.3PV CO_(2)+N_(2)驱方式,可达到全CO_(2)驱的采收率,并能减少CO_(2)的用量;采用0.3PV CO_(2)+0.1PV H_(2)O+N_(2)驱方式,能够充分发挥前置CO_(2)段塞与N_(2)各自的优势,可获得更理想的驱油效果,它比全CO_(2)驱的采收率提高了18.22个百分点,CO_(2)用量减少了25%;此时的投入产出比为5.16,是CO_(2)+N_(2)驱投入产出比的1.09倍,是最佳的驱替方案。研究用N_(2)部分替代CO_(2),减少了CO_(2)的用量,用H_(2)O段塞有效阻挡了N_(2)向CO_(2)段塞的扩散和弥散,使CO_(2)的混相驱替优势和N_(2)的补充能量优势得以充分发挥,为改善低渗透油层CO_(2)驱提供了借鉴。

低渗透油藏CO_(2)驱注采参数优化研究与应用——以胜利油田A区块为例

随着“双碳”政策的大力推行,围绕着碳捕集、碳利用和碳埋存的相关产业飞速发展,长远来看CO_(2)驱具有较广阔的应用前景。低渗透/超低渗透油藏储层具有复杂的孔隙空间结构,常规水驱开发均面临注水困难和采收率低的问题,而CO_(2)驱具有多种驱油机理,能较好地解决水驱开发困难的问题。针对胜利油田A区块的低孔低渗透油藏条件,基于原油组分信息和恒组成膨胀实验数据进行了PVT拟合并建立了具有7个拟组分的组分模型,得出初次混相压力为30.1 MPa,多次接触混相压力为26.6 MPa。首次提出了以气窜为限制条件的CO_(2)驱注气速度计算经验公式。基于均质组分模型针对A区块进行了CO_(2)驱油藏工程参数优化,确定了以五点法井网、井距为250 m、注气速度为20.0 t/d、生产压力为26.0 MPa的最佳注采参数;同时,以衰竭式开发、水驱、CO_(2)吞吐、连续注CO_(2)、气水交替(WAG)等不同开发方式进行了注采参数优化,将优化后不同开发方式的结果进行了对比分析,结果表明连续注气具有一定优势;最后,选取A区块的西南方向优势物性区作为开发试验区,进行了基于优化结果的1个井组的连续注气开发方案预测,结果表明井组10 a采出程度为15.1%,20 a采出程度为22.4%。

基于裂缝径向流物理模型的CO_(2)驱注入方式研究

针对水驱后CO_(2)驱不同注入方式优选问题,基于裂缝径向流物理模型,开展一注四采五点法井网单一裂缝和复杂裂缝CO_(2)复合驱油室内实验,研究了低渗透裂缝性油藏水驱后不同注入工艺下CO_(2)驱效果。结果表明:单一裂缝模型水驱后,依次实施CO_(2)连续气驱、改性淀粉凝胶注入、乙二胺注入等不同注入工艺,油藏阶段采出程度呈现先增加后降低的趋势,最终可在单一水驱基础上提高采收率65.7个百分点;复杂裂缝模型水驱后,依次实施CO_(2)连续气驱、改性淀粉凝胶注入、乙二胺注入、水气交替等不同注入工艺,水气交替驱油效果最好,最终可在单一水驱基础上提高采收率28.89个百分点。研究成果对低渗透裂缝性油藏水驱后CO_(2)驱具有重要指导意义。

缝洞型油藏填充介质含水饱和度对CO_(2)和N_(2)溶解扩散影响实验

为深入认识缝洞型油藏注CO_(2)、N_(2)启动缝洞体内部填充介质中剩余油的作用机理,采用压力衰竭实验方法,测量气体扩散系数和溶解度,研究含水饱和度对2种注入气的扩散压力、溶解度和扩散系数的影响规律,分析真实油藏条件下填充介质含水饱和度对CO_(2)和N_(2)溶解扩散的作用机理。实验结果表明:填充介质内部含水饱和度由束缚水条件增至完全饱和,CO_(2)和N_(2)的压力降幅分别为41.62%、43.22%,溶解度降幅分别为40.16%、42.50%,扩散系数均降低一个数量级;填充介质中地层水的存在降低了注入气的溶解和扩散传质能力,地层流体物性和地层流体与多孔介质间的差异是其主要影响因素。该研究为缝洞型油藏高含水阶段的剩余油注气开发以及相关参数优化提供参考。

CO_(2)在水—原油体系中的分子扩散规律及仿真模拟

CO_(2)扩散具有促进原油膨胀降黏的特点,对提高CO_(2)驱油效果起到重要作用。然而,在常用的CO_(2)—水气交替驱中,目前对于CO_(2)传质扩散的研究未考虑水段塞对CO_(2)在水—原油体系中传质扩散的影响。针对该问题,本文开展了CO_(2)在水—原油体系中的扩散实验,考虑超临界状态的CO_(2)动态压缩因子,建立了CO_(2)扩散系数计算新模型。同时,研究了CO_(2)在水—原油中的扩散规律,并重点分析了水段塞、不同开始时间和对流对CO_(2)在水—原油体系中扩散规律的影响。结果表明:校正后的CO_(2)在原油和水中的扩散系数分别为1.17×10^(-9)m^(2)/s和0.44×10^(-9)m^(2)/s。CO_(2)在水—原油体系中扩散分为在原油中扩散和在水段塞中扩散。在原油中扩散时,分子扩散初期,短时间内受对流的影响,造成压力下降速度大,随后主要受浓度扩散的影响,压力下降缓慢;在水段塞中扩散时,分子扩散不受对流的影响,CO_(2)浓度差小,且CO_(2)在水中的溶解度小于在原油中的溶解度,使得压力下降慢,压力变化速率变小;不同开始时间,压力下降速度不同,CO_(2)的扩散传质速度随之发生改变。

多轮次注CO_(2)对储层矿物溶蚀规律实验研究

为了明晰CO_(2)封存过程中多相体系CO_(2)-地层水与岩石相互作用以及油藏CO_(2)注入过程中滞留CO_(2)的动态变化规律,采用了CO_(2)饱和地层水静态溶蚀实验、大PV注入CO_(2)/饱和CO_(2)地层水动态交替驱溶蚀实验以及核磁共振分析,研究了低渗和中高渗储层的矿物、产出流体及渗透率孔隙度的变化情况,根据多轮CO_(2)驱数据以及Boltzmann方程建立适用于目标区块的注入PV数与渗透率和孔隙度的数学模型。研究结果表明:CO_(2)注入能显著提高储层的渗透率。其中,通过XRD和ICP-OES分析发现,CO_(2)能溶蚀储层矿物中的奥长石、钾长石和白云石,产出液中钙离子浓度显著上升,与中高渗岩心相比,低渗透岩心在化学反应后受到的CO_(2)溶蚀作用更为剧烈。

特低渗储层CO_(2)水气交替驱动用规律研究

特低渗储层物性差,注水开发效果不理想。为研究CO_(2)水气交替驱在DC区块的效果,选取典型井油样开展了CO_(2)膨胀实验,建立了五点井网CO_(2)水气交替驱的数值模拟模型,研究了生产动态规律。结果表明:(1)CO_(2)水气交替驱能够维持较长时期的稳产,日产油水平和采出程度显著高于水驱,明显改善特低渗储层的开采效果;(2)CO_(2)水气交替驱能够较好地补充地层能量,驱替效果更好;(3)较早的注入时机、水和CO_(2)比为1∶1、交替周期8个月时,CO_(2)水气交替驱能够取得较好的开发效果。研究得到的认识对改善DC区块的开采效果具有指导意义。

低透气性煤层CO_(2)与水交替充装压裂技术研究

针对斜沟煤矿18205工作面因煤层透气性差导致瓦斯抽采效率低,通过理论研究和现场试验的方法,提出液态CO_(2)与水交替充装压裂增透技术以有效增大煤层的透气性系数。研究了煤层在CO_(2)与水交替充装压裂之下,水、CO_(2)和煤三者之间发生相互作用,最终对煤层产生了疲劳损伤作用,增加煤层的裂隙,提高瓦斯抽采效果。现场试验表明:18205工作面开展CO_(2)与水交替充装压裂技术后,压裂钻孔瓦斯抽采浓度和纯量明显比检验钻孔高,有效抽采半径增大到25 m,明显提高了瓦斯抽采效果。

华北油田长岩心注CO _(2)驱替室内实验研究

为全面提高华北油田A区块采收率,探索注CO_(2)驱替方式的选择,使用CO_(2)驱替室内实验方法,研究不同注入压力条件下CO_(2)驱油效果的差异。实验设定回压分别为14.0 MPa(非混相压力)和19.0 MPa(混相压力)2种注入压力参数,对不同驱替方式驱油效果进行对比。结果显示,非混相条件下CO_(2)驱采收率为53.69%,混相条件下CO_(2)驱采收率为60.55%,混相条件下气水交替驱油采收率最高,达76.56%,为现场CO_(2)驱替提高采收率方式的优选提供了依据。