CO2混相驱

摘要： 针对CO_(2)混相驱注采耦合波及特征认识不清,气窜阶段无法定量识别的问题,运用数值模拟方法,分析CO_(2)混相驱注采耦合波及特征,明确气窜程度表征指标和划分标准。结果表明:与CO_(2)连续气驱相比,注采耦合开发通过增压储能、放压释能过程,地下渗流场不断变化,扩大气驱波及面积,延迟气窜时间,提高油藏最终采出程度;新方法计算的气窜阶段划分结果与矿场监测数据吻合,可作为矿场气窜阶段识别的依据;储层孔隙度越大,注采耦合开发无气采油阶段变长,气窜发育阶段推迟;生产井离注气井越近,气体突破时间越早,反九点法井网、排状井网、五点法井网进入完全气窜时间分别为3148、4120、5610 d。研究成果可为低渗透油藏CO_(2)混相驱注采耦合开发提高采收率提供理论指导。

摘要： CO_(2)驱最小混相压力(MMP)是衡量能否达到混相驱的重要参数,因此,为提高混相驱的应用率,迫切需要降低CO_(2)与原油间的最小混相压力,而油藏中加入助混剂是降低最小混相压力的有效手段。目前助混剂按照所含元素可分为碳氟、硅氧烷、碳氢(含氧)三大类。为了降低成本,提高助混效果,应在碳氟类助混剂加入碳氢类结构,向混合型的方向发展,而碳氢类助混剂具有良好的助混效果,并且有提升的空间,关键是找到合适的亲CO_(2)结构,计算机模拟是研究微观机理,辅助结构设计的重要手段。相比于碳氟类和硅氧烷类,碳氢类助混剂的成本较低,从成本的角度看最有应用潜力。目前影响助混剂规模化应用的主要因素是成本上的限制,未来推广应用需要石油与化工从业者的密切配合,重点介绍助混剂降低MMP的机理,总结了目前已有助混剂的结构以及助混效果,分析了助混效果的影响因素,展望了助混剂设计的发展方向。

摘要： 针对国内高温高盐油藏陆相沉积气驱混相压力高、不能实现混相驱的问题,开展了CO_(2)驱混相压力调节剂的研究,如增加CO_(2)溶解度、提升CO_(2)萃取轻烃能力、降低原油黏度、降低气液表面张力。通过室内实验,量化了17种调节剂4个方面混相因素,明确了调节剂对CO_(2)驱混相压力的影响。研究表明,对开展CO_(2)驱的某个油藏来说,不同调节剂混相因素的效果差异显著:乙二醇丁醚以原油降黏和增加CO_(2)萃取的能力为主,正丁醇增加CO_(2)的萃取能力最强,石油醚类降低原油黏度和油气表面张力的效果显著,苯类主要是促进CO_(2)在原油中溶解,柠檬酸酯类增加CO_(2)在原油中溶解度和提高CO_(2)萃取抽提烃类的能力。研究的认识和成果有利于提高高温高盐油藏CO_(2)驱的采出程度,同时为混相调节剂的改进、研发新型混相调节剂提供理论和实验数据支撑,进而扩大高温高盐油藏混相驱的适用范围。

摘要： CO2-原油混相带的运移规律对混相驱效果具有重要影响,目前尚未形成系统的认识.通过组分数值模拟和数学推导,研究了混相带运移变化规律及对采收率的影响.结果表明:混相带前缘突破前,前缘和后缘波及系数、无因次面积线性增大,无因次宽度达到峰值0.14后逐渐减小,而前缘和后缘指进系数增大速度越来越快;混相带前缘突破时,无因次面积达到最大约0.22;混相带后缘突破后,前缘和后缘波及系数上升速度大幅度下降,无因次面积、无因次宽度、指进系数逐渐减小后趋于稳定;混相带前缘突破前和后缘突破后,洗油效率和膨胀系数分别保持为常数,波及系数增大是影响开发效果的根本因素,可采取焖井、水气交替、耦合注采、封堵主流线区域等措施扩大波及系数.

摘要： 为建立更加符合油藏实际的产能计算方法,分析致密砂岩油藏CO_(2)混相驱油井产能影响因素及规律,基于混相驱机理,考虑平面非均质性、启动压力梯度等因素的影响,建立了五点井网下的CO_(2)混相驱油井产能预测模型。通过对平面非均质性的可微处理,推导了产能方程解析解,并进行了实例模拟计算。模拟结果表明,受混相程度及混相带大小的影响,混相带突破后的产能是突破前的1.6倍;依据储层物性选择合理的注采方式可有效避免产能损失。该产能预测方法为致密砂岩油藏实施CO_(2)混相驱提供了相应技术支撑。

摘要： 目前彩南油田彩9井区西山窑组已进入高含水低产低能阶段,开井率仅为23.0％,即将面临废弃停产.为了提高该井区特高含水油藏产能,降低含水率,利用类比法、油藏工程及数值模拟方法,对彩9井区西山窑组油藏开展CO2混相驱可行性论证及油藏工程设计,并进行先导试验.结果表明:先导试验区应选择小井距反七点井网的C2576井组,注入层位选择剩余油富集的J2 x12-2小层,合理注入量为0.3倍孔隙体积(地面CO2注入量为10500 t),注气速度为30～40 t/d,注采比为1.1～1.2.现场试验证实,该井组累计注入4529.7 t CO2后,累计增油达到1269 t,CO2换油率达到0.27 t/t,取得了较好的增产效果.该研究可为彩南油田CO2混相驱扩大试验和全面调整开发提供技术支撑.

摘要： CO2驱是提高低渗透油藏采收率和减少温室气体排放双赢的主要技术.针对胜利油田低渗透油藏CO2驱面临的混相难、易气窜、波及系数低等技术难题,采用物理模拟和数值模拟相结合的方法,明确了超前注CO2混相驱的开发机理,形成了特低渗透油藏的超前注CO2混相驱开发技术,现场应用后增产效果明显,单井日产油增加了5倍.提出降低混相压力的原理和技术思路,研发了降低混相压力体系,降幅可达22％.分析胜利油田CO2驱规模应用面临的挑战及对策,提出了深化CO2驱提高石油采收率的相态理论、研发低成本扩大CO2驱波及体积技术、发展CO2非完全混相驱、气窜通道描述与预警等CO2驱的发展方向,为油田实现CO2驱规模应用提供技术支撑.

摘要： 综合室内实验和数值模拟方法对CO2混相驱和常规天然气驱两种开采方式在驱油过程中流体性质、相图的变化、混相带的形成过程及流动特征进行对比分析,更直观、可靠地对比研究了两种开采方式的开采特征及渗流特征,并对两种开采方式的开采效果进行了比较.研究结果表明:CO2混相压力小于天然气,对注入气与剩余油混合物体系液相收缩率的影响大于天然气,对流体性质的影响要小于天然气,与地层剩余油体系流体配伍性好.结合柯克亚X52高水淹挥发性油藏目前存在的开采难题,将CO2混相驱应用到该油藏,目前油藏压力满足混相驱技术界限,CO2混相驱能够大幅度提高油藏采收率,为柯克亚X52油藏混相驱的成功实施提供了可靠依据.

摘要： 为了研究考虑CO2在地层水溶解对CO2混相驱机理和混相驱效率的影响，建立了CO2－烃－地层水相平衡计算热力学理论模型，CO2在水中的溶解采用Henry定律。模拟研究了CO2在地层水中的溶解规律，考虑CO2在地层水中溶解的注CO2油气水相态特征。通过考虑CO2溶解的组分模型，对比研究了长岩心注CO2驱替过程中驱油效率、气油比变化、饱和度剖面、CO2在地层油和地层水溶解以及油气界面张力沿网格距离的变化规律。结果显示：CO2在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加，随着温度的升高而降低；当温度超过100°C，温度影响降低，压力超过20MPa，压力对CO2在水中溶解量影响减小；在通常的油藏温度压力条件下，CO2在地层水中溶解重量百分比约5%。油藏注CO2膨胀实验模拟结果显示，考虑CO2－水之间的相互传质时油气体系饱和压力升高幅度大于不考虑CO2溶解时。长岩心一维实验模拟显示，考虑CO2溶解时，含油饱和度和气相饱和度较不考虑CO2溶解时滞后，这使得考虑CO2溶解时注气突破时间相对较晚。相同CO2注入HCPV条件下，考虑CO2溶解时剩余油饱和度高，考虑CO2在水中溶解的最终采收率比不考虑CO2溶解时低约6%。因此，注CO2混相驱的机理研究和方案设计中不能忽略CO2在地层水中的溶解。

摘要： 为了研究考虑CO2在地层水溶解对CO2混相驱机理和混相驱效率的影响，建立了CO2－烃－地层水相平衡计算热力学理论模型，CO2在水中的溶解采用Henry定律。模拟研究了CO2在地层水中的溶解规律，考虑CO2在地层水中溶解的注CO2油气水相态特征。通过考虑CO2溶解的组分模型，对比研究了长岩心注CO2驱替过程中驱油效率、气油比变化、饱和度剖面、CO2在地层油和地层水溶解以及油气界面张力沿网格距离的变化规律。结果显示：CO2在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加，随着温度的升高而降低；当温度超过100°C，温度影响降低，压力超过20MPa，压力对CO2在水中溶解量影响减小；在通常的油藏温度压力条件下，CO2在地层水中溶解重量百分比约5%。油藏注CO2膨胀实验模拟结果显示，考虑CO2－水之间的相互传质时油气体系饱和压力升高幅度大于不考虑CO2溶解时。长岩心一维实验模拟显示，考虑CO2溶解时，含油饱和度和气相饱和度较不考虑CO2溶解时滞后，这使得考虑CO2溶解时注气突破时间相对较晚。相同CO2注入HCPV条件下，考虑CO2溶解时剩余油饱和度高，考虑CO2在水中溶解的最终采收率比不考虑CO2溶解时低约6%。因此，注CO2混相驱的机理研究和方案设计中不能忽略CO2在地层水中的溶解。

摘要： 为了研究考虑CO2在地层水溶解对CO2混相驱机理和混相驱效率的影响，建立了CO2－烃－地层水相平衡计算热力学理论模型，CO2在水中的溶解采用Henry定律。模拟研究了CO2在地层水中的溶解规律，考虑CO2在地层水中溶解的注CO2油气水相态特征。通过考虑CO2溶解的组分模型，对比研究了长岩心注CO2驱替过程中驱油效率、气油比变化、饱和度剖面、CO2在地层油和地层水溶解以及油气界面张力沿网格距离的变化规律。结果显示：CO2在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加，随着温度的升高而降低；当温度超过100°C，温度影响降低，压力超过20MPa，压力对CO2在水中溶解量影响减小；在通常的油藏温度压力条件下，CO2在地层水中溶解重量百分比约5%。油藏注CO2膨胀实验模拟结果显示，考虑CO2－水之间的相互传质时油气体系饱和压力升高幅度大于不考虑CO2溶解时。长岩心一维实验模拟显示，考虑CO2溶解时，含油饱和度和气相饱和度较不考虑CO2溶解时滞后，这使得考虑CO2溶解时注气突破时间相对较晚。相同CO2注入HCPV条件下，考虑CO2溶解时剩余油饱和度高，考虑CO2在水中溶解的最终采收率比不考虑CO2溶解时低约6%。因此，注CO2混相驱的机理研究和方案设计中不能忽略CO2在地层水中的溶解。

摘要： 为了研究考虑CO2在地层水溶解对CO2混相驱机理和混相驱效率的影响，建立了CO2－烃－地层水相平衡计算热力学理论模型，CO2在水中的溶解采用Henry定律。模拟研究了CO2在地层水中的溶解规律，考虑CO2在地层水中溶解的注CO2油气水相态特征。通过考虑CO2溶解的组分模型，对比研究了长岩心注CO2驱替过程中驱油效率、气油比变化、饱和度剖面、CO2在地层油和地层水溶解以及油气界面张力沿网格距离的变化规律。结果显示：CO2在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加，随着温度的升高而降低；当温度超过100°C，温度影响降低，压力超过20MPa，压力对CO2在水中溶解量影响减小；在通常的油藏温度压力条件下，CO2在地层水中溶解重量百分比约5%。油藏注CO2膨胀实验模拟结果显示，考虑CO2－水之间的相互传质时油气体系饱和压力升高幅度大于不考虑CO2溶解时。长岩心一维实验模拟显示，考虑CO2溶解时，含油饱和度和气相饱和度较不考虑CO2溶解时滞后，这使得考虑CO2溶解时注气突破时间相对较晚。相同CO2注入HCPV条件下，考虑CO2溶解时剩余油饱和度高，考虑CO2在水中溶解的最终采收率比不考虑CO2溶解时低约6%。因此，注CO2混相驱的机理研究和方案设计中不能忽略CO2在地层水中的溶解。

摘要： 为了研究考虑CO2在地层水溶解对CO2混相驱机理和混相驱效率的影响，建立了CO2－烃－地层水相平衡计算热力学理论模型，CO2在水中的溶解采用Henry定律。模拟研究了CO2在地层水中的溶解规律，考虑CO2在地层水中溶解的注CO2油气水相态特征。通过考虑CO2溶解的组分模型，对比研究了长岩心注CO2驱替过程中驱油效率、气油比变化、饱和度剖面、CO2在地层油和地层水溶解以及油气界面张力沿网格距离的变化规律。结果显示：CO2在地层水中的溶解量随着压力的升高而增加，随着温度的升高而降低；当温度超过100°C，温度影响降低，压力超过20MPa，压力对CO2在水中溶解量影响减小；在通常的油藏温度压力条件下，CO2在地层水中溶解重量百分比约5%。油藏注CO2膨胀实验模拟结果显示，考虑CO2－水之间的相互传质时油气体系饱和压力升高幅度大于不考虑CO2溶解时。长岩心一维实验模拟显示，考虑CO2溶解时，含油饱和度和气相饱和度较不考虑CO2溶解时滞后，这使得考虑CO2溶解时注气突破时间相对较晚。相同CO2注入HCPV条件下，考虑CO2溶解时剩余油饱和度高，考虑CO2在水中溶解的最终采收率比不考虑CO2溶解时低约6%。因此，注CO2混相驱的机理研究和方案设计中不能忽略CO2在地层水中的溶解。

摘要： 本文介绍了江苏油田F14断块CO2混相驱现场试验实施情况,试验结果表明CO2混相驱有效地提高该块原油采收率.文中对试验现场取得的大量现场数据和资料进行对比,从该区块地质特征着手,对试验过程中该区块油井生产动态、产出物变化特点、CO2在油藏中的驱替特征进行了分析,为江苏油田CO2混相驱现场应用提供了大量宝贵的资料.

摘要： 本文介绍了江苏油田F14断块CO2混相驱现场试验实施情况,试验结果表明CO2混相驱有效地提高该块原油采收率.文中对试验现场取得的大量现场数据和资料进行对比,从该区块地质特征着手,对试验过程中该区块油井生产动态、产出物变化特点、CO2在油藏中的驱替特征进行了分析,为江苏油田CO2混相驱现场应用提供了大量宝贵的资料.

摘要： 本文介绍了江苏油田F14断块CO2混相驱现场试验实施情况,试验结果表明CO2混相驱有效地提高该块原油采收率.文中对试验现场取得的大量现场数据和资料进行对比,从该区块地质特征着手,对试验过程中该区块油井生产动态、产出物变化特点、CO2在油藏中的驱替特征进行了分析,为江苏油田CO2混相驱现场应用提供了大量宝贵的资料.

摘要： 本文介绍了江苏油田F14断块CO2混相驱现场试验实施情况,试验结果表明CO2混相驱有效地提高该块原油采收率.文中对试验现场取得的大量现场数据和资料进行对比,从该区块地质特征着手,对试验过程中该区块油井生产动态、产出物变化特点、CO2在油藏中的驱替特征进行了分析,为江苏油田CO2混相驱现场应用提供了大量宝贵的资料.

摘要： 本发明提供一种二氧化碳混相驱条件下油井受效阶段划分及判别方法，包括：求取油藏原始二氧化碳含量Ci和原始的溶解气油比Rt，在不同压力P条件下的二氧化碳溶解度Ri；通过压力恢复曲线求取油井所在地层静压Px；监测近一段时间生产气油比Rx及井口二氧化碳含量Cx；分析近一段时间的日度产量变化状况；建立油井所在地层静压Px条件下的油井受效阶段划分标准；以及将井口二氧化碳含量Cx、生产气油比Rx以及产量变化状况与油井受效阶段划分标准对比，判断油井目前所处受效阶段。该方法密切结合生产实际、强调客观性、克服主观性，科学性明显增强，且操作步骤清晰合理，从而为油藏工程分析及现场的动态调配奠定了坚实的理论基础。

摘要： 本发明提供了一种聚合物与二氧化碳混相驱的方法及其应用。该方法包括：首先注入螯合剂溶液，然后分别注入降粘剂和聚合物溶液进行驱油，其中，所述降粘剂先于聚合物溶液注入、或者二者同时注入，所述降粘剂包括二氧化碳。本发明还进一步提供了上述方法在稀油采油施工中的应用。上述聚合物与二氧化碳混相驱的方法能够降低聚合物溶液与原油的流度比差，有效提高原油采收率。

摘要： 本发明提供了一种低渗油藏二氧化碳非混相驱封窜体系及封窜方法，所述封窜体系由改性淀粉、丙烯酰胺、缓凝剂、交联剂和水混合形成凝胶制成；本发明还提供了一种低渗油藏二氧化碳非混相驱封窜体系及其使用方法，由封堵剂凝胶与乙二胺体系组成，当气驱注入压力低于4MPa时向注入井中注入该体系；与常规封窜采用的凝胶和泡沫封堵剂相比，本发明中所采用的低渗油藏二氧化碳非混相驱封窜体系，其中的改性淀粉凝胶颗粒可实现对CO2大通道的有效封堵，而体系中的乙二胺可实现对细小缝隙的全面封堵，提高了封窜体系的防CO2气窜效果。

摘要： 本发明涉及一种高混相压力油藏实现二氧化碳混相驱方法。主要解决了表面活性剂法无法大幅降低混相压力、加入液化气或轻烃可以一定程度上降低混相压力但液化气或轻烃等回收难度大且易发生固相沉积的问题。其特征在于：包括以下步骤：（1）选择一种在地层温度和计划混相压力下与二氧化碳能够混相的脱气原油；（2）步骤（1）中的脱气原油与区块地层原油相比应具有较低的胶质沥青质含量；（3）先向油层中注入一定量的步骤（1）中的脱气原油作为混相段塞后再注入二氧化碳，实现二氧化碳混相驱。该高混相压力油藏实现二氧化碳混相驱方法可以大幅度降低二氧化碳驱最低混相压力，以脱气原油作为混相段塞，便于回收利用，且不易发生固相沉积。

摘要： 本发明提供一种非纯二氧化碳混相驱最小混相压力GWO‑LSSVM预测方法，利用灰狼算法(GWO)优化最小二乘支持向量机(LSSVM)模型中的正规化参数γ和核参数σ2，建立非纯二氧化碳混相驱最小混相压力GWO‑LSSVM预测方法，本发明采用模拟灰狼行为的新型启元灰狼优化算法，其结构简单、参数设置少、全局搜索能力强，且不考虑梯度信息的优势，但充分考虑在宽泛温度、组分条件下原油和注入气的情况，计算结果更接近细管实验结果，对油田采用注气混相驱提高采收率具有一定的帮助。

摘要： 对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法与装置。其特征在于：依据实际要模拟的矿场情况，根据矿场进行二氧化碳混相驱之前的水驱采收率即水驱阶段采出程度，来确定室内实验的水驱截止时间节点；在进行二氧化碳混相驱的对比实验方案时，水驱阶段的阶段采出程度误差范围需要控制在±0.01%之间，从而使得在实验室内进行水驱的基础上，二氧化碳混相驱阶段开始前的剩余油饱和度保持一致;之后,进行二氧化碳混相驱的对比实验，按照各对比实验中的二氧化碳混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳混相驱参数或最优二氧化碳混相驱方案，实现有效对比。

摘要： 对比二氧化碳非混相驱阶段的方法与装置。其特征在于：依据实际要模拟的矿场情况，根据矿场进行二氧化碳非混相驱之前的水驱采收率即水驱阶段采出程度，来确定室内实验的水驱截止时间节点；在进行二氧化碳非混相驱的对比实验方案时，水驱阶段的阶段采出程度误差范围需要控制在±0.01%之间，从而使得在实验室内进行水驱的基础上，二氧化碳非混相驱阶段开始前的剩余油饱和度保持一致;之后,进行二氧化碳非混相驱的对比实验，按照各对比实验中的二氧化碳非混相驱阶段采出程度提高幅度，优选出二氧化碳非混相驱参数或最优二氧化碳非混相驱方案，实现有效对比。

摘要： 本发明属于石油开采的技术领域，具体的涉及一种利用油基泡沫控制非混相驱二氧化碳流度的方法。该方法选用在油藏条件下形成油基泡沫的油溶性表面活性剂体系，通过该油溶性表面活性剂体系所形成的油基泡沫控制非混相驱二氧化碳的流度。通过所述方法能够有效控制非混相驱二氧化碳流度，扩大二氧化碳波及体积，提高其驱油效果；同时可以有效解决常规水相泡沫的“遇水起泡、遇油消泡”的问题，并且不引入水相，减少了对采油设备的腐蚀，降低了采出液油水分离难度。

摘要： 本发明提供了一种适合二氧化碳混相驱的致密油藏的筛选方法。该方法包括：获取候选油藏的地质参数，所述地质参数包括地层压力与二氧化碳混相压力之比，以及空气渗透率；基于所述地质参数，判断所述候选油藏是否适合二氧化碳混相驱：地层压力与二氧化碳混相压力之比≥1.0，且空气渗透率≥0.5mD，判断候选油藏适合二氧化碳混相驱；否则，判断候选油藏不适合二氧化碳混相驱。本发明提供的技术方案通过明确影响致密油藏二氧化碳混相驱开发效果的主控因素来建立致密油藏注二氧化碳混相驱油藏筛选评价标准，实现了二氧化碳混相驱致密油藏筛选工作的规范化和标准化。

摘要： 本实用新型一种油田二氧化碳混相驱地面注入工艺装置，包括注气井口及二氧化碳降温增压注入系统，二氧化碳降温增压注入系统通过注入管线连接注气井口；还包括烃类注入系统或助混剂注入系统，二氧化碳降温增压注入系统、或者二氧化碳降温增压注入系统与烃类注入系统混合后的流体，或者二氧化碳降温增压注入系统与助混剂注入系统混合后的流体通过注入管线连通注气井口。本实用新型综合考虑油田二氧化碳混相驱各种条件及注入方式，实现流量等参数自动化控制，流程简单，实施方便，安全可靠。本实用新型为油田CCUS矿场实践提供了地面工艺解决方案，将为二氧化碳混相驱油与封存技术提供技术支撑。