Effects of CH_(4)/CO_(2) multi-component gas on components and properties of tight oil during CO_(2) utilization and storage: Physical experiment and composition numerical simulation

An essential technology of carbon capture, utilization and storage-enhanced oil recovery (CCUS-EOR) for tight oil reservoirs is CO_(2) huff-puff followed by associated produced gas reinjection. In this paper, the effects of multi-component gas on the properties and components of tight oil are studied. First, the core displacement experiments using the CH_(4)/CO_(2) multi-component gas are conducted to determine the oil displacement efficiency under different CO_(2) and CH_(4) ratios. Then, a viscometer and a liquid density balance are used to investigate the change characteristics of oil viscosity and density after multi-component gas displacement with different CO_(2) and CH_(4) ratios. In addition, a laboratory scale numerical model is established to validate the experimental results. Finally, a composition model of multi-stage fractured horizontal well in tight oil reservoir considering nano-confinement effects is established to investigate the effects of multi-component gas on the components of produced dead oil and formation crude oil. The experimental results show that the oil displacement efficiency of multi-component gas displacement is greater than that of single-component gas displacement. The CH_(4) decreases the viscosity and density of light oil, while CO_(2) decreases the viscosity but increases the density. And the numerical simulation results show that CO_(2) extracts more heavy components from the liquid phase into the vapor phase, while CH_(4) extracts more light components from the liquid phase into the vapor phase during cyclic gas injection. The multi-component gas can extract both the light components and the heavy components from oil, and the balanced production of each component can be achieved by using multi-component gas huff-puff.

非均质油藏层间干扰室内实验优化

多层非均质油藏在合注合采开发时,受储集层岩性、物性、地层压力、流体性质等因素影响,层与层之间相互干扰。早期开展的并联驱替室内实验,无法有效地模拟油藏多层合采时各层间的流体交换,且所定义的干扰系数的物理内涵与注水开发渗流过程不符。为此,建立串并联组合驱替实验模型,模拟储集层层内岩性的变化。通过研究串并联驱替实验下不同渗透率岩心的产油量、含水率以及采收率,对干扰系数进行验证和再认识。研究结果表明:层间干扰的实质是不同储集层渗流阻力随着时间的变化,导致储集层流量分配发生改变;储集层非均质性是多层合采过程中形成优势渗流通道的主要因素。研究结果为后续开展层间干扰相关实验设计和非均质油藏合理高效开发提供了参考依据。

玉果油田果8区块减氧空气驱低温氧化对采收率的影响

注减氧空气是低渗透油藏有效的开发手段,减氧空气可在地层条件下与原油发生低温氧化反应,提高采收率。针对玉果油田果8区块目前减氧空气驱提高采收率机理认识不完善的问题,采用等温氧化实验和长岩心驱替实验探究原油氧化过程和生成物质对提高采收率的影响。等温氧化实验结果表明,稀油的低温氧化过程产生了沉积物质,随着温度升高,氧化程度明显提高,89℃时原油氧化生成重质组分沉积量为1.25×10^(-3)g/g,100℃时为3.43×10^(-3)g/g,120℃时为5.02×10^(-3)g/g。长岩心驱替实验结果表明,不同氧化温度下重质组分沉降对采收率存在影响,随着温度升高,气窜时机变晚,波及效果变好,最终采收率有所提高,温度为89℃、100℃和120℃时的最终采收率分别为52.77%、58.89%和65.23%。

海上砂砾岩油藏层间与层内干扰实验研究

油田开发过程中普遍存在着层间与层内干扰,对于纵向上没完全隔开的海上强非均质性巨厚砂砾岩油藏而言尤为如此,是油藏细分层系的基础和内因。矿场上,干扰数据主要由生产测井得到,开发经验表明干扰系数随开发阶段、时间变化而变化,生产测井普遍为单点测试,无法得到全周期干扰系数。因此,有必要对层间与层内干扰进行室内实验研究。干扰系数理论研究涉及参数众多且随时间变化,可以解释多层合采油井整体产油能力低于分层开采累加量现象,未能解决其形成的理论根源,所以采用了一维岩心驱替实验装置进行了层间和层内干扰的研究,实验表明:巨厚砂砾岩油藏层间干扰随着时间推移,含水上升,干扰系数逐渐增大,但在高含水期有所下降,导致层间干扰的原因是单驱与合驱时各岩心驱替压力梯度不同;巨厚砂砾岩油藏层内干扰在早期采油指数干扰系数较大,随着含水增加,采油指数干扰系数逐渐变小,层内干扰产生的实质是不同储层渗流阻力变化随着时间的变化,导致储层流量分配的改变。

致密油田注水吞吐采出程度影响因素实验研究

为探索致密油藏注水吞吐提高采收率影响因素,以鄂尔多斯盆地长8致密油储层为研究对象,开展了长岩心室内吞吐实验,研究了渗透率、闷井时间、注入水量、注水速度、吞吐周期、注入压力对长8致密油储层采出程度的影响因素。结果表明:对于致密油长8储层,基质渗透率影响注水吞吐效果,渗透率越大,注水吞吐采出程度越高;原油与基质中的流体交换效率受油焖井时间影响,焖井时间越长,流体交换越充分,最终采出程度越高,但焖井时间存在临界值;注水量、注水速度是地层能量的有效补充,影响吞吐的最终采出程度,注水速度越低,越容易发挥毛细管力的渗吸作用,吞吐效果越好,注水量存在临界值,超过临界值后容易形成优势通道,影响采出效果;注入压力影响岩心内部渗吸作用发生的范围,从而影响最终采出程度,注入压力越高,注入水进入的孔隙越多,渗吸发生的范围越大,吞吐效果越好。研究成果对致密油高效补充能量开发提供借鉴。

不同压裂液对大庆外围扶杨储层孔隙喉道伤害机理研究

不同压裂液体系对大庆外围致密油储层孔隙喉道具有不同的敏感性。基于X射线衍射、薄片鉴定等技术对区块储层的宏观和微观孔隙结构特征进行表征,分析了储层潜在敏感伤害特性,通过岩心驱替伤害试验,进一步评价了表面活性剂、高分子聚合物、胍胶3种压裂液基液与破胶液对储层岩心的伤害,并使用岩石润湿性测定、CT断层扫描和电镜扫描等方法,厘清了不同压裂液对2个区块致密油储层孔隙喉道微观伤害机理。结果表明,大庆外围致密油储层黏土含量高,易引起水敏、速敏;陆源碎屑中岩屑含量比较高,长石含量少,胶结物以方解石或方解石+黏土为主,储层孔隙结构性质差。3种基液对致密油储层均存在伤害,伤害程度依次增加,3种压裂液的破胶液对2个区块的孔隙和孔喉伤害率分别为45.11%和16.02%、34.57%和7.45%、13.06%和6.49%。实验结果为优化大庆外围致密油区块压裂液体系配方提供依据,可降低压裂液对致密油储层的伤害,提高大庆油田致密油藏的有效动用。

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。

致密油藏CO_(2)驱油提高采收率实验研究

M致密气藏是我国典型的致密气藏,储层非均质性强、物性复杂等因素限制了气藏的开采,气藏开采难度大。通过室内物理模拟实验评价注CO_(2)提高气藏采收率的可行性。在模拟M气藏的地层温度85℃、地层压力25 MPa下进行了天然气衰竭后注CO_(2)驱替长岩心实验,分别研究了注入时机和注入速度对气藏注CO_(2)提高采收率的影响。结果表明:致密气藏注CO_(2)可以获得良好的流动率和稳定的驱替前缘。同时,由于重力分异的作用,最终可以提高致密气藏的采收率。气藏在废弃压力下注CO_(2),虽然提高采收率幅度不是最高,但由于气藏大部分天然气早已采出,因此其最终采出程度反而最高;气藏衰竭后CO_(2)注入速度对提高天然气采出程度影响不大。M气藏注CO_(2)提高天然气采收率是可行的,早期衰竭开发到废弃压力后再从低处注气,是一种合理的开发方法。

凝析气藏高压物性及反凝析污染评价实验

为了评价反凝析对凝析气藏开发的影响,通过M区块凝析气藏的高压物性实验,研究了反凝析相态变化,进而分析流体的相态特征和反凝析变化过程。通过长岩心驱替实验进一步开展反凝析污染评价来分析反凝析影响因素。研究表明,温度的升高可以减缓不同压力级之间的反凝析液量差异;考虑应力敏感,在凝析油处于临界流动饱和度附近的情况下,反凝析现象对基质的影响相对较大,而对裂缝岩心的影响则相对较小;近井地带比远井地带更容易发生反凝析污染且污染程度更高,但随着凝析油含量的增加,近远井污染程度差异减小。研究成果为评价凝析气藏反凝析污染提供了方法和思路。

丘陵油田水驱后注气混相驱可行性实验

吐哈盆地丘陵油田地层油为轻质油,油藏的非均质性导致水驱采收率较低,目前已进入高含水期。针对油藏水驱后注气混相驱可行性问题,首先利用细管实验测试了一级分离器气与地层油的混相压力,并优选了能实现混相的混相助剂类型(液化石油气、甲苯、乙二醇丁醚、CO_(2)、富化的天然气)及段塞注入量;其次用油田地层岩心组成的长岩心研究了高含水状态下混相助剂段塞驱+一级分离器气驱+后续水驱的驱油效果。细管实验结果表明,目前地层条件下一级分离器气驱替地层油要实现混相驱需要在注入气前方加入混相助剂段塞。长岩心混相驱油实验结果表明,水驱后气驱可以较大幅度地提高原油采收率,在注入气前方加入混相助剂段塞,驱油效果明显提高,随混相助剂段塞注入量的增加采收率增加;但在地层油中溶解能力稍弱的混相助剂(如CO_(2)、富化的天然气)与溶解能力强的混相助剂(如LPG)的作用规律不同,且并不是注入量越大越好。

低渗油藏CO_(2)驱提高采收率阶段划分研究

CO_(2)驱油已成为最有效的提高低渗油藏采收率的方法之一,认清CO_(2)驱替过程中原油的驱替规律,是开发好低渗油藏的关键。以低渗油藏CO_(2)驱替长岩心实验为基础,结合数值模拟分析方法,研究CO_(2)驱替过程中原油产出规律。结果表明,原油产出主要可以分为三个阶段:纯油生产阶段、CO_(2)与油混合生产阶段和CO_(2)携带的轻质组分原油生产阶段。

CO_(2)混相压裂液提高采收率作用机理实验研究

柳1断块为低渗透油藏,呈现出采出程度低、采油速度低、水驱动用程度低的“三低”开发特征。为改善柳1断块的开发效果,开展CO_(2)混相压裂吞吐提高采收率矿场试验。为了明确CO_(2)混相压裂液提高采收率作用机理及主控因素,以室内实验为手段,开展高温高压条件下CO_(2)混相压裂液岩心驱替实验。利用高温高压长岩心驱替装置,进行储层渗透率、储层非均质性、原油黏度和不同压裂液添加剂等条件下的CO_(2)混相压裂液驱油效率实验,分析对比不同影响因素下的驱油效率规律,明确CO_(2)混相压裂液提高采收率的作用机制并分析主控因素。实验结果表明,储层渗透率、储层非均质性和不同压裂液添加剂等条件对储层提高采收率具有不同程度的影响,提高采收率的主控因素为添加剂的种类和渗透率,其中CO_(2)+增溶剂的驱油效率最好,提高储层渗透率可以有效提高CO_(2)+添加剂的驱油效率。在柳1断块稠油油藏开展CO_(2)混相压裂技术矿场试验,措施有效率100%,阶段增油10140t。

日照某艺术中心结构设计

某艺术中心为剪力墙核心筒加大跨度拱梁结构体系,三个剪力墙核心筒落地,其余地上部分均悬空。采用YJK和SAP2000两种软件对模型地震性能指标进行了对比分析。经过小震弹性时程分析、弹塑性动力时程分析,验证了结构安全性,且对结构平面不规则项进行加强措施,以保证结构安全、可靠。

长岩心注二氧化碳驱油物理模拟实验研究

所研制的长岩心驱替实验装置 ,考虑了相似条件对岩心长度的需要 ,以及多次接触混相其物理化学过程的阶段性和机理的复杂性。该装置可以在油藏条件下实施多种驱替实验 ,这些实验包括 :水驱或气驱二次采油实验 ;利用注入溶剂 (如氮气、碳氢化合物、二氧化碳等 )或注入聚合物、胶态分散凝胶等化学驱油剂开展三次采油动态室内模拟实验研究。该装置岩心长为 2m ,其工作压力、温度分别为 60MPa、15 0℃。利用该实验装置成功地进行了注二氧化碳驱替实验 ,得到了文 184块油藏流体在水、二氧化碳交替驱油过程中的压力、采收率和相态变化等重要参数。

二氧化碳混相驱的长岩心物理模拟

为优化胜利油区拟进行CO2混相驱先导性试验区大芦湖油田樊124断块的注气工艺参数,利用长岩心物理模拟流程,针对该断块的地层原油,在30MPa、116℃条件下,研究了CO2混相驱的驱油效果、驱替特征以及CO2注入时机、注入方式、注入量对混相驱效果的影响。实验表明:对于樊124断块,在30 MPa条件下可以实现CO2混相驱,提高采收率16％以上。在均质长岩心模型中,CO2的注入时机、注入方式对混相驱采出程度影响不大,但早期注入可延长无水采油期,提高采油速率,气水交替注入可有效抑制因地层非均质性而造成的气窜现象,因此,现场还是早期实施CO2与水的交替注入较好,CO2注入量应在0.25倍孔隙体积以上。

油藏内源微生物演替规律及其对驱油效果的影响

利用长岩心连续动态驱替实验模拟现场微生物驱油过程,通过高通量测序及荧光定量PCR技术定量描述物模驱出液菌群结构、多样性指数及驱油功能细菌浓度的动态变化规律,并分析生物特征动态变化规律与含水率变化之间的对应关系。结果表明:激活剂多轮次段塞注入方式下,内源菌群呈现连续动态演替变化,菌群结构趋于简单化,多样性指数逐渐降低,不动杆菌、厌氧小杆菌及甲烷嗜热杆菌逐渐成为群落中的优势菌属;内源总细菌浓度及驱油功能细菌浓度随激活剂的注入逐渐升高,在时间尺度上存在明显的好氧、兼性及厌氧驱油功能菌级联激活规律,厌氧产甲烷古菌激活时整个代谢链被启动,驱油效率最高;在兼性及厌氧驱油功能细菌浓度提高2个数量级后,产出液细菌群落多样性指数与含水率变化之间存在明显的相关性,可以作为内源微生物驱油生物特征指标,指导内源微生物驱油现场效果的分析及方案的针对性调整。

长岩芯注二氧化碳驱油物理模拟实验研究

所研制的长岩芯驱替实验装置 ,考虑到相似条件对岩芯长度的需要 ,以及多次接触混相其物理化学过程的阶段性和机理的复杂性。该装置可以在油藏条件下实施多种驱替实验 ,这些实验可包括 :水驱或气驱二次采油实验 ;利用注入溶剂 (如氮气、碳氢化合物、二氧化碳等 )或注入聚合物、胶态分散凝胶等化学驱油剂开展三次采油动态室内模拟实验研究。该装置岩芯长为 2米 ,其工作压力、温度分别为 60MPa、150℃。利用该实验装置成功的进行了注二氧化碳驱替实验 ,得到了文 184块油藏流体水、二氧化碳交替驱油过程中的压力、采收率和相态变化等重要参数。

凝析油地下反蒸发的实验研究

针对一富凝析气藏 ,在有介质和无介质、保持压力和部分保持压力条件下进行了一系列注气实验。实验结果表明 ,注入气体与原始凝析气藏流体进行组分交换使凝析现象明显 ,注入干气不仅能在地下反蒸发凝析油中的中间烃类 ,而且也能有效蒸发 C2 0 + 以上的重烃。作者首次采用实际凝析气藏流体和岩心进行长岩心注气实验 ,研究凝析油地下反蒸发的情况 ,对富含凝析油气田开发方式的优选 。

长岩心注天然气驱油物理模拟实验

根据室内实验验证天然气驱油是否适合冀东油田,并评价其效果。根据冀东油田的地层特征,配置地层原油和地层水,根据油藏的渗透率优选岩心,根据岩心排列规律,排成一长岩心,在美国产CFS-100多功能综合驱替系统中,分别进行水驱、气水交替驱、气驱3种驱替实验,并对实验结果进行分析和评价。实验结果表明:水驱采出程度最低,气水1∶3交替驱采出程度最高。注入的气体体积越大,越有利于提高驱油效率。

泡沫封堵及选择性分流实验研究

采用岩心分流驱替实验装置,研究了泡沫对单一含油岩心、含水岩心的封堵能力以及对不同渗透率级差含油、含水并联岩心的分流能力。结果表明,在单一泡沫驱替岩心实验条件下,泡沫具有封堵叠加的作用;而在并联岩心驱替实验条件下,泡沫不仅对含油、含水岩心具有选择性,而且对高、低渗透率岩心也具有选择性。泡沫具有较好的选择性暂堵分流效果,适用于非均质地层。