石油发生和长途运输的特点由于致密油储层注入液体

文摘

致密油储层中,注入流体需要长途旅行驱逐石油从微/纳米大小的毛孔自然骨折或人造骨折。注入流体的流动特性是不相知由于长途位移和复杂的孔隙结构。在这项研究中,致密储层样品来自中国的典型紧油田和石油分布特征研究了基于矿物成分、物理性质和孔隙大小分布。长岩心驱替实验进行了基于注入的水,N₂、有限公司₂可行性,旨在研究个体洪灾。结果表明,石油主要分布在景点和积累的形式在微/综述。油污和粘土矿物特征有关。裂隙不存储空间为石油,但可以连接石油点改善原油的流动性。此外,石油可以实现长距离迁移水的注入下,N₂、有限公司₂提出了不同的压力分布特征。注水的储层压力与位移先减小后增加。N的储层压力₂洪水逐渐上升位移时间。公司的储层压力₂洪水随位移增加,减少时间。与水驱相比,N₂、有限公司₂可以增加储层能量,导致致密油生产。相比之下,公司₂有更好的性能比N₂驱油效率。该研究对理解石油分布特征,为田间试验提供指导技术使用不同的洪水。

1。介绍

致密油,重要的油气资源,最近已成为一个热门话题,勘探和开发页岩气(1]。致密油储层具有超低渗透率,阻碍碳氢化合物流向井筒不刺激(2]。水平井钻井和多级压裂是有效和经济技术开发石油和天然气的3]。虽然生产是令人鼓舞的,棘手的问题也很明显。其中一个问题是在个体生产者的生产损耗下降快速发展,迫使运营商术现有井或钻新井(4]。为了维持产量,必须建立有效的水库洪水系统能源补充和提高原油采收率(5]。

与常规砂岩、石灰岩和碳酸盐岩储层、致密油储层渗透率较低(< 1 mD)和更复杂的孔隙结构6]。致密油储层的孔隙大小和连接是大大低于传统的水库7]。原油会禁锢在小孔内,表明自然无法油流在致密油储层(8,9]。尽管注水被广泛用于提高石油产量在传统水库,很难应用这些技术非常规储层由于高毛细管压力和低吸水10]。大量的实验研究已执行促进致密油储层的石油可移植性,包括吸水性,N₂注射和二氧化碳萃取(11,12]。然而,实验在低温和低压条件下,不能代表实际的水库。此外,很少有研究涉及流体性质或液体的实验测试进行简单的组合(例如,煤油和矿物油)。在未来的调查,这些技术应该评估代表储层条件下(13]。

有限公司₂注射技术已经成功地应用在许多油田,包括传统的油藏和低渗透性储层。领域的研究表明,采收率可以在一些油田(大于60%14,15]。有限公司₂可以恢复石油通过降低残余油饱和度,界面张力,滑油粘度(16]。Teramoto et al。17)指出,高含水阶段的技术更可行的油藏在开发的光线。然而,波及系数在许多断裂的水库,因为公司是有限的₂可以直接流虽然骨折由于气体粘度不稳定(18]。有限公司₂蒸汽吞吐是用来减轻这些缺点在这种情况下(19]。同样也涉及生产石油和注入气体,和骨折往往有助于延长曝光区域受到有限公司₂(20.]。先前的研究发现,粘性流严重限制因为高毛细管阻力和扩散的主要机制可能是石油运输和复苏致密油储层(21]。至于有限公司₂提高原油采收率,改善diffusion-dominated石油流是一个重要的采油机理(22]。最近的研究表明,超临界CO₂可以显著提高扩散过程来提高石油可移植性在致密储层23]。

许多调查进行实验室和现场试验有限公司₂洪水技术,证明它可以显著提高采油油藏(24]。在全球范围内,以往的研究主要集中在高和低渗透油藏,但并未得到重视在大陆盆地致密储层。一些研究报告的补充能源效率在致密油储层不同洪水系统利用长岩心驱替实验。张7鄂尔多斯盆地的形成是最典型的致密油和潜在目标。溶解气驱通常用于提取石油小卷,复苏只有8 - 12%的石油。必须探索更高效的技术来动员一部分石油被困在小毛孔。在这项研究中,水的比较实验,N₂和二氧化碳注入长岩心上进行(1米)。沿着长度方向的压力资料,加强采油(采油)和位移前速度进行了研究探索潜在的三次采油方法在致密油储层和经济生产。

2。实验

实验材料包括致密储层和流体样品用于位移测试。岩石和流体的基本性质所示下面的段落。

2.1。液体

岩石饱和的油是煤油1.3 cp的粘度和密度为0.8克/厘米³。N₂和二氧化碳气体的高纯度为99.999%,可用于气体源。根据实际油藏条件下,地层水从生产线略黄色和收集用于实验。而不是蒸馏水,地层水以减少水敏感性的影响至关重要。表1介绍了地层水的基本性质。清洁剂包括甲苯、二氯甲烷和甲醇,用于消除紧张的石油储层样品。

2.2。紧岩石样本

2.2.1。矿物成分

致密油储层的岩心取自Chang 7的露头在鄂尔多斯盆地的形成。岩性主要以细砂岩和粉砂岩。致密油的形成有很大的未来的石油勘探和开发潜力。根据矿物学成分分析、粘土的露头样品的特征是低浓度(11.4%)和高浓度的石英(44%)和长石(32%)(图1(一))。ilite和I / S(伊利石/蒙脱石混层)是主要的粘土矿物。致密油储层可能不会严重敏感水由于粘土矿物含量低。

2.2.2。物理性质

驱替实验需要长方体形状样本宽4.5厘米,高4.5厘米,长100厘米(图2)。常规砂岩孔隙度和渗透率高的被用作校准标准。致密油储层,孔隙度估计约为10.5 -11.8%,渗透率范围mD(表1.7 0.6医学博士2)。紧岩石样本的加权,吸尘饱和地层水和重了。然后用地层水的密度孔隙度确定。此外,样品在稳态条件下地层水淹了。流量和核心持有人进出压差测量。磁导率是决定基于达西的方程。

2.2.3。孔隙结构

扫描电子显微镜(SEM)可以帮助探索致密岩石的孔隙结构在微/纳米级。复杂孔隙的存在证实了SEM(图3)。裂隙和矩阵毛孔都发育良好的样本。裂隙存在高连通性和其他可以连接到矩阵孔隙和裂隙。在某种程度上,裂隙的存在提高了样品渗透率。此外,最常见的毛孔的孔隙直径0.8 - -3.6μ米,其中大多数是不规则polygon-shaped和连通性差。

孔隙大小分布是通过压汞和核磁共振(NMR)测试,如图4。核磁共振仪(MiniMR-VTP)是由苏州Niumag分析仪器公司。NMR T₂光谱与压汞结果吻合较好。双峰分布特征表明孔隙裂隙的发展和矩阵。左边峰主要反映了特征矩阵的毛孔的孔隙大小低于1.0μm。此外,左边峰的孔隙体积占总孔隙体积的90%以上。结合核磁共振和水星入侵的结果,表面relaxivity 50 nm /女士可以计算。

2.2.4。石油分布特征

研究致密油的分布特征具有重要意义的探索“甜蜜点”和理解富集模式。井下核心样本也取自Chang-7形成2300米深度,符合露头样品用于实验的形成。删除后的核心从底部,会立即密封,以防止石油和天然气的泄漏。根据SEM观察标准,样品的表面抛光由氩离子和石油分布特征观察,如图5。矩阵孔隙和裂隙都是致密储层中发育良好。有必要单独研究孔隙和裂隙的影响致密油的分布。

SEM结果表明,石油点矩阵毛孔呈现零星的分布和可怜的连续性(图5)。粘土矿物通常是发达油斑聚集地区,表明石油和粘土矿物的相关联的某些特征。根据图的矿物学组成1、粘土矿物包括ilite I / S,绿泥石和高岭石。应该注意的是,粘土矿物类型可能有重要影响致密油的富集和迁移模式。

不同尺度的裂隙被广泛开发和分布式网络中。图6介绍了石油在裂隙分布特征。可以看出,大部分的裂隙不装满了油。它表明,裂隙不油的主要空间分布,这很大程度上限制了石油产量。然而,一些裂隙可以穿透油污以及连接石油地区零星分布,这将极大地提高原油的流动性。

2.3。实验装置

一维核心位移装置通常用于不同洪水实验。在这项研究中,长位移装置(1米长)旨在探索致密储层的压力分布图。位移装置包括喷射系统和位移系统(图7)。ISCO的喷射系统主要由泵、盐水/注入气体和其他组件。位移系统由压力传感器、长核心持有人,测量瓶和背压阀。

压力传感器可以促进压力识别在各种各样的洪水。9个压力传感器安装在约12.5厘米的间隔监测压力曲线的实时变化沿长度方向。位移是25 MPa的压力,背压5 MPa,围压是32 MPa。测试温度是25°C。背压阀是利用出口来模拟定压生产过程中(图7)。

2.4。实验准备和过程

实验准备工作如下:(1)每个长方体样品使用清洁剂彻底清洗和干燥温度的105°C去除水分。样品被放入烤箱48小时,重6小时。如果重量误差小于1%,完成干燥过程。分析天平(梅特勒-托利多ME204E)是用来确定样品质量。(2)为了煤油浸透了样品,有必要使用真空泵删除2天的空气。紧样品饱和与煤油注入压力10 MPa 48小时。(3)记录所有的样品的饱和重量计算含油饱和度的致密岩石样本。(4)含油饱和度处理后,样品被放在长核心持有人。注射压力设置为25 MPa和背压设置为5 MPa。只有煤油注入记录压力沿长度方向变化。单相流体的压力特征可以作为校准用标准来研究两相流体流动。(5)煤油喷射泵的关闭,水的喷射泵,N₂或公司₂打开洪水进行不同的实验。记录压力的实时变化,测量的体积恢复石油。

3所示。结果和讨论

长核心样本监控的实时压力变化(即在不同驱实验。、水、N₂和有限公司₂洪水)。以基准测量,常规砂岩样品的压力曲线也在相同的条件下监测。最后,在位移方面进行比较研究速度、压力分布和水驱油效率,N_2,和有限公司₂洪水。

3.1。在传统的储层和致密油储层注水

3.1.1。在常规油藏注水

使用常规砂岩样品进行注水试验,也可以作为校准标准。常规的注水油藏不需要太高注射压力。驱替压力设置为5.3 MPa,背压压力设置为5.1 MPa,围压将7 MPa。传统砂岩样品的实验结果提出了(数字8和9)。

实验过程包括三个阶段。在第一阶段,只有石油注入之前研究单相流体流动注射时间0分钟。在阶段2中,地层水泵打开油泵和油水两相流模拟。在第三阶段,水驱前缘到达出口。注射时间125分钟,地层水存在于测量瓶,这表明两相流阶段开始转化为水流阶段。水突破时间约为125分钟。

图8介绍了压力在注射时间沿流动方向的变化。尽管三个阶段,压力曲线近似水平和并行。没有观察到在注水压力波动,表明注水前在常规储层流体压力的影响不大。图9表示沿着位移方向压力分布。的压力P_t有一个线性和距离之间的关系l单位距离和压降是恒定的。经典,油和水饱和会影响储层压力通过改变相对渗透率和毛细管压力。在高渗透油藏,油和水渗透率几乎没有区别,和毛细管压力太小。因此,注水前不能导致储层压力波动。

3.1.2。致密油储层注水

图10介绍了实验结果的致密油储层注水。一个重要区别是常规储层和致密油储层之间的检测。致密油储层,在注水压力波动具有重要意义。7谷“V”曲线在油水两相流的阶段。的压力P1和票数总是不变,分别为25 MPa和5 MPa。然而,的压力P2 P8首先随时间降低,然后增加。压力曲线监视点的示意图(P2-P8)呈现在图11。的压力降低到“山谷底”在左边和压力增加在右侧“山谷底”。之间有一个共同特征左边和右边的压力变化率逐渐减慢。

在油水两相流的阶段,压力波动反映了油水分布变化。致密油储层的含水饱和度可以改变相对渗透率和毛细管压力,从而影响位移的压力。孔隙直径大约是0.1μ致密油储层(图4)。假定界面张力是0.071 N / m和接触角为0°。毛细管压力可能会低于0.14 MPa。毛细管压力似乎可以忽略相比,大位移的压力。然而,毛细管压力是含水饱和度的函数。位移面前的巨大的含水饱和度变化可以导致超高流阻。在某种程度上,它是低吸水紧水库的主要原因。此外,位移前面对应的压力下降。

图12介绍了压力分布以及致密储层样品的位移方向。0分钟的黑色曲线代表的压力油流动的特征。在与常规砂岩与压力之间的线性关系和距离,压降并不是常数,随着距离的增加在致密油储层。它与应力敏感性的增加距离。孔隙压力下降从25 MPa在进口5 MPa在出口端。有效应力增加7 MPa在进口端到27 MPa在出口端。由于渗透率应力敏感性,减少样本的距离,但是样品的流动阻力随着距离增加,导致不恒定压降。

3.2。N₂致密油储层非混相驱

图13介绍了N的实验结果₂洪水在致密油储层。N的压力₂流阶段远远大于油流的阶段。低粘度N₂有许多比石油流阻小。它表明,N₂可以保持水库洪水期间能源业务。oil-N的压力特征₂两相流不同于油水两相。随着注射时间逐渐增加的压力。重大压力上升伴随着N₂位移。7“S”曲线在oil-N阶段₂两相流。在初始阶段,压力随时间并没有改变多少。随着时间的增加,压力迅速上升。在以后的阶段,压力往往是常数。压力曲线形状像“S”。由于N的范围压力上升₂l当注入与位移距离 ,压力上升变化的范围逐渐从1 MPa 4 MPa。当 ,压力上升达到最大值的范围(约4 MPa)。当 ,压力上升变化的范围逐渐从4 MPa MPa。

沿着位移方向的压力分布呈现在图14。正如所料,N₂洪水具有更好的性能比水驱。P2-P8已经增加到不同程度的压力。当位移时间超过50分钟,P2-P8不会改变的压力了。与水驱相比,压力梯度在进口的N₂洪水是显著降低。它表明,N₂洪水有很强的注入能力。可以建立有效驱替系统使用N₂注入。此外,N₂洪水增加储层孔隙压力,从而减少有效应力和缓解压力敏感的损伤。它有助于长途迁移的石油。应该注意的是,N之间的交互₂石油和石油可以降低界面张力,粘度和密度,导致石油流矩阵毛孔。

3.3。有限公司₂混相驱致密油储层

图15介绍了档案在公司的压力₂洪水。公司的压力特性₂流是类似于N₂流。公司的压力₂流阶段远远大于油流的阶段,造成的低粘度和流阻有限公司₂。的有限公司₂注入可以增加了储层孔隙压力和保持能量。7钟形曲线中演示了石油公司的阶段₂两相流。压力逐渐增加到最大值的“贝尔”然后慢慢减少。右边的压力大于左侧,如图16。从P2 P8,贝尔渐渐从钝头变为急性的头。它表明,最大值的时间长度与储层孔隙压力状态。孔隙压力越高对应较大的时间长度的最大值状态。不同的N₂的曲线和水有限公司₂流是光滑的高压下,但它具有明显的波动在低压力。的有限公司₂溶解在水在低压逐渐释放,在一定程度上造成压力波动。

的混相驱替压力特征与有限公司₂。当有限公司₂注入储层,孔隙中的油接触,导致过渡区(图17)。当储层压力的入口端超过最小混相压力,有限公司₂开始大幅溶于煤油在多次接触混相过程。致密油储层,过渡区改变成混相区。实际上,很难区分过渡区和混相区。的有限公司₂溶解在油会导致肿胀、粘度和界面张力降低,可以改善原油流动性。采油扮演着重要的角色。从入口到出口,从25 MPa的压力逐渐降低到5 MPa。当压力低于最小混相压力,混相区逐渐减少甚至完全消失。石油区和有限公司₂区开始出现(图17)。

图18介绍了压力分布在有限公司₂位移方向。的压力逐渐增加P2-P8时间55分钟。当位移时间超过55分钟,P2-P8开始减少的压力。当位移时间超过75分钟,P2-P8不会改变的压力了。与水驱相比,压力梯度在进口结束期间显著降低有限公司₂洪水,表明油井注入能力有限公司₂。石油可以建立有效驱替系统迁移。此外,公司₂洪水还可以增加孔隙压力,减少有效应力和缓解压力敏感的损伤。一个有效驱替系统可以建立了石油运移有限公司₂位移。

3.4。比较水,N₂和有限公司₂洪水在致密油储层

水,N₂和有限公司₂洪水可以改善原油流动性,提高原油采收率。为了探索合适的位移测量常7形成,有必要进行比较研究的水,N₂和有限公司₂洪水。位移速度面前,补充能量效率和驱油效率是最重要的性能参数评估洪灾。

3.4.1。位移前

水,N₂和有限公司₂注射可能导致压降或两相流的上升阶段。在某种程度上,压力波动表示位移的运动。图19提出了位移前位置和位移之间的关系。在注水过程中,位移方面的立场是在初始阶段随时间线性(< 180分钟),但是它在后期逐渐偏离了线性关系(图19)。位移速度降低的时间面前,渗透率降低诱导相关的应力敏感性。大约需要400分钟的媒体。与水驱相比,N₂和有限公司₂只需要55分钟到达出口,因此他们有更高的速度比水驱。此外,似乎前面速度随着时间的增加,甚至在出口往往是无限的。这可能与粘性指法。的有限公司₂和N₂比石油更低的粘度,可以直接流过高渗透区域,在不接触石油矩阵毛孔。与水驱相比,有限公司₂和N₂洪水差扫描效率。应该注意的是,它更难以识别位移前根据N的压力波动特征₂和有限公司₂洪水。

3.4.2。补充的能量效率(ESE)

定义称为能源补充效率(ESE)为了比较不同位移的实验结果。致密油储层是关键的能源消耗生产快速下降的机制。补充的能量效率可以用于比较不同洪水系统的可行性调查在致密油储层(图20.)。补充的能量效率是由

在哪里压力沿经度样本在不同洪水实验;是压力油流实验期间,油层压力的代表。

无量纲位移的比例是时间在不同的洪水最大位移时间实验。图21介绍了补充能量效率与无因次时间之间的关系。注水的ESE先减少后增加随着时间位移,这是低于100%。N的ESE₂洪水逐渐上升到116%。ESE的有限公司₂洪水后上升到123%,下降到112%。在与注水,N₂和有限公司₂可以增加储层能量,导致致密油生产。相对而言,有限公司₂有更好的性能比N₂。

3.4.3。驱油效率

驱油效率之间的关系和注射体液呈现在图22。注入的水约0.47孔隙体积(PV)和在注水驱油效率是43%的实验。注入N₂体积约为0.87 PV和驱油效率61.9% N₂洪水实验。注入的有限公司₂体积大约是1.38 PV和驱油效率为79%在有限公司₂洪水实验。根据驱油效率,有限公司₂洪水具有最好的性能提高致密油的生产,紧随其后的是N₂和有限公司₂洪水。

4所示。结论

在这项研究中,水,N₂和有限公司₂洪水对致密油储层实验1米长的核心上执行。比较研究是基于特征参数,如位移速度面前,补充能量效率和驱油效率。结论如下。

(1)SEM和核磁共振观察表明,石油主要景点和的形式存在于微/纳米孔。油污和粘土矿物特征有关。裂隙不存储空间为石油,但可以连接石油点改善原油的流动性。

(2)储层注水压力与位移先减小后增加。N的储层压力₂洪水逐渐上升位移时间。公司的储层压力₂洪水随位移增加,减少时间。在与注水,N₂和有限公司₂可以增加储层能量,导致致密油生产。相对而言,有限公司₂有更好的性能比N₂。

(3)位移速度(N)₂和有限公司₂几乎是相等的,这是更大的水。然而,它更难确定N₂/公司₂——接口根据N的压力波动特征₂和有限公司₂洪水。它可以解释为气体粘性指法所导致的天然气比石油的粘度降低。

相对而言,N₂和有限公司₂洪水是更适合致密油储层。然而,低气驱的波及效率应该小心一些。在未来的工作中,溶解大量的碳酸水有限公司₂可能用于在致密油储层驱油。

数据可用性

生成的数据集和分析在本研究中可用eAtlas存储库。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

金融支持是国家重点研究和发展计划(批准号2018 yfc0603705和2016 yfc0600901),中国国家自然科学基金会授予11702296号中央大学和基础研究基金。

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