文摘

如今,额外的奥里诺科河的重油油藏Heavy-Oil-Belt在委内瑞拉通过冷生产过程,利用不同生产性能主要生产力和采收率。本研究的目的是探讨这种差异原因泡沫油方面的机制。两种典型石油样本采用浅油藏胡宁西部地区和东部middepth水库Carabobo地区带,分别。损耗测试是使用1 d进行填砂模型与可视化微观流观测安装为每个模拟油藏条件下的油样品。生产性能、泡沫油行为,以及石油和天然气形态实时记录在测试。结果表明,浅带中重油油藏提供了一个较弱的泡沫油现象与middepth相比;其泡沫油行为与一个较小的范围,持续较短的时间和更大的泡沫大小和少泡沫密度。泡沫油的不同行为的两种类型的重油油藏储层压力的差异造成的,解决方案气油比、沥青质含量、冷等。生产的作用下呈现明显的三个阶段特征强烈的泡沫驱油机制middepth重油油藏,可以实现一个更有利的生产性能。相反,没有这样明显的浅重油油藏的生产特征观察到由于弱泡沫油行为,及其主要的采收率是9.38%点低于中产重油的水库。

1。介绍

额外的奥里诺科河的重油Heavy-Oil-Belt在委内瑞拉现在是通过解决方案利用气驱生产过程或所谓的冷和某些泡沫油行为提出了一些1,2]。泡沫油流动描述了一种两阶段的油气在多孔介质气相流动仍然是部分或完全分散在石油,当压力低于泡点压力( )以上伪泡点压力( )在消耗过程中,在传统的油,气体迅速聚集成大的泡沫和形式立即一个单独的和不同的气相。延迟自由气体生产保持油层压力,从而提供更高更大的主要经济复苏比较常规重油油藏。根据结构和沉积特征,奥利诺科河分为四个地区从西到东,即博,胡宁,阿亚库乔,Carabobo。奥利诺科河中不同水库不同主要生产力和采收率,由于储层埋藏深度的差异,储层性质、原油粘度、原始溶解气油比(工资),而且由于泡沫油性能的差异,也就是说,强弱泡沫油行为。泡沫油的形成和强度取决于很多因素,包括温度、气油比、压力和压力衰减率、孔隙结构、渗透率、原油粘度、和石油成分(3- - - - - -9]。奥利诺科河,主要含油地层的埋藏深度近似300 - 500年的博和胡宁地区,分为浅层储层类型,和800 - 1200年的阿亚库乔和Carabobo地区,分为middepth储层类型。大多数的文献对泡沫油研究奥利诺科河集中在东部阿亚库乔和Carabobo地区,和研究表明,泡沫驱油机制冷生产中起着重要作用在这两个地区,和寒冷的生产执行优惠(10,11]。的平均生产率超过200 t / d,和复苏的主要因素通常可以达到10 - 12%。然而,在一些浅重油在胡宁地区水库,寒冷的生产表现相对较差,平均生产率低于70 t / d和一个不超过6%的主要采收率。研究泡沫油行为在这些重油是罕见的。本文的目的是探讨泡沫油的行为在这种浅重油胡宁西部地区和东部地区与middepth重型油从而深入了解冷生产表现不尽人意的原因,提供寻求策略来提高生产力的基础。两种典型石油样品采用比较研究;一个从浅油藏T胡宁西部地区和其他来自middepth水库M Carabobo东部地区,分别。

2。实验

2.1。实验材料

水库的基本储层和流体参数T胡宁地区水库M Carabobo地区表中列出1。

脱气原油样本水库M T和水库被用作死油。CH的混合物₄和有限公司₂是用作溶解气,CH的摩尔分数吗₄90%在水库水库M T和87%,分别。现场油样本准备通过高温和高压缸。形成盐水Ca的内容^{+ +}、镁^{+ +}、铁^{+ +},Na^{+ +},HCO₃^{- - - - - -},Cl^{- - - - - -}0.2是76,29日,3967年,2782年和4710 mg / l,分别为水库T,到247年,152年,92年,7125年,2800年和10360 mg / l,分别为水库m .甲烷和CO的纯洁吗₂采用实验是99.99%。sand-packs被明确的石英砂粒径为212到355μm。

2.2。实验装置

实验装置主要由流体喷射系统、储层模拟系统,可视化微观流观测系统,一个石油和天然气分离和计量系统,以及数据采集和控制系统。图1显示了实验装置的示意图。

液体喷射系统主要由定压和恒定磁泵,两个中间容器和一个加热套。血管与泵相连,用于饱和地层水和生活石油为核心。水库仿真系统主要包括核心持有人,柱塞泵,恒温箱。核心持有人可以填补这一核心直径2.5厘米,长度为100厘米,有六个测压点。可视化微观流动观测系统主要包括高温和高压可视化观察窗,一个相机,一个光源。一个特别设计的可视化窗口连接到插座的长期核心持有人,可承受15 MPa的压力和温度为150°C。泡沫油现象,石油和天然气形态在可见的窗口可以通过高清摄像头实时记录。数据采集和控制系统主要包括计算机、背压阀、氮气瓶。压力的核心和压降速率消耗过程中可以控制的背压阀。电脑自动记录每一个压力测点的压力值的每一分钟。 According to the core pressure, the plunger pump is automatically controlled to adjust the confining pressure, and the difference between the core pressure and the formation stress is kept stable. The oil and gas separation and metering system mainly includes an oil and gas separation bottle, an electronic balance, a vacuum pump, and a gas measuring cylinder. The crude oil produced is measured by the electronic balance, and the volume of gas is measured by the gas cylinder.

2.3。实验程序

实验过程包括以下步骤:(1)模型制备。填砂模型持有人挤满了石英砂然后撤离了两个多小时之前与水饱和孔隙度测量。水饱和填砂模型然后加热4小时,系统保存在储层温度,和它的渗透率测量几下水流率。后,约PV准备住油注入压力略高于地层压力来取代水,和初始含油饱和度测量。在这个过程中,生产气油比测量定期检查制服含油饱和度建立多孔介质。然后,核心是保证24小时稳定温度和压力的均匀分布。(2)主要消耗。阀门出口填砂模型被打开了,年底,背压调节器设置在降压模式启动损耗过程以一定的压力损耗的速度。记录每一个压力端口的压力与时间的电脑。石油和天然气生产速度连续测量。损耗是在压力下降到一定值时停止。与此同时,泡沫油现象,石油和天然气形态在可见的窗口被高清摄像头实时记录。

3所示。结果与讨论

两组1 d填砂模型损耗测试进行了T和水库,水库。实验填砂模型参数表中列出2,消耗生产数据表中列出3。

可视化气泡分布统计结果表4和5分别为测试1和测试2。

为测试1日产油量、累积。石油生产和石油采出程度曲线如图2(一个);生产气油比和累积。天然气产量曲线如图2 (b);压力变化与时间在不同的6个测压点(P1-P6)如图2 (c);泡沫油现象,石油和天然气形态在不同压力如图2 (d)。

为测试2、产油量、累积。石油生产和石油采出程度曲线如图3(一个);生产气油比和累积。天然气产量曲线如图3 (b);压力变化与时间在不同的6个测压点(P1-P6)如图3 (c)。泡沫油现象,石油和天然气形态在不同压力如图3 (d)。

3.1。确定伪泡点压力

由于气体夹带的油相,泡沫油提出了伪泡点压力( ),这是低于热力学平衡 。 值与特定的压力损耗速率有关。在这里,1 d损耗测试和观察泡沫油微观形态学相结合来确定在测试条件下。1 d损耗过程,以测试2为例,绘制经济复苏程度和生产气油比和压力明显表明,存在三个不同的驱动过程后,如图3(一个)。(1)弹性驱动。当压力超过 ,消耗过程提出了传统弹性驱动,和生产气油比保持相同的初始工资。(2)泡沫油流动。压力低于 ,分散gas-in-oil流形成和持续进行直到压力低于某个临界压力值,生产气油比保持相对稳定和稍高于初始气油比。(3)油气两相流。当压力低于上述临界压力,自由移动气相的形式,这个过程进入传统的油气两相流阶段,生产气油比迅速上升。

采收率显示了近似的线性关系对压力这三个阶段有明显不同的斜率。在这部作品中,压力与交点对应的泡沫油流和油气两相流的估计 。并认为泡沫油流的存在增加了油相的压缩和贡献额外的采收率与传统解决方案相比气驱过程。的为测试2估计为2.1 MPa。

与此同时,上述分析一维位移特征是一致的泡沫油微观形态学观察,如图3 (d)。当上面的压力5.1 MPa,没有气泡。当压力低于以上2.1 MPa,气泡逐渐出现和高度分散。当压力低于2.1 MPa,气泡开始合并,最后连续气相流出现。

通过这种方式,对于测试1,伪泡点压力确定为0.4 MPa。在接下来的部分,测试1和测试2的结果将从三个方面分析和比较:(1)泡沫油特征,(2)位移特征,和(3)的生产性能。

3.2。泡沫油的特点

相比之下,图2 (d)与图3 (d)和表4与表5,它可以测试2提出了强烈的泡沫油现象,泡沫是常规的形状,小,高度分散。测试1,泡沫油行为慢慢地和弱。当压力低于以上2.2 MPa,礼物有少量气泡分散在油相,和气泡直径大;当压力低于2.2 MPa0.4 MPa,气泡的数量逐渐增加。例如,当从1.7 MPa的压力减少到0.6 MPa,气泡的数量和密度增加从24和5.32 /厘米²397和87.98 /厘米²,分别。然而,它仍然远低于在测试2。

3.3。位移特性

当系统压力大于 ,测试1和测试2的降压过程都是在单相流状态,主要取决于弹性能量(数字2 (c)和3 (c))。没有溶解气体释放,和位移特征是相似的。然而,对于测试2,每个压力测点的压力减少线性随着时间的推移,和下降率是相同的,如图3 (c);为测试1,虽然每个压力测点的压力也随时间线性下降,下降率不一致。靠近出口端,压力越低,如图2 (c)。当系统压力低于及以上 ,为测试2,系统压力可以有效地维护由于强烈的形成泡沫油流动现象。测压点的压力P1到P5所有还保持线性下降随着时间的推移,虽然开始偏离背压阀的压力值。test1,入口压力和出口压力高较低,这表明重油在深部储层流动仍然非常贫穷,和泡沫油流出现井筒附近的主要范围。当系统压力小于 ,为测试2,地层压力持续下降,两端之间的压力差进一步增加,但远低于测试1。同时,对于测试1,进气压力持续高,压差逐渐增大,并存在一个大位移的压力。

3.4。生产性能

当压力大于 ,测试1和测试2的生产特点相似,如图2(一个)和3(一个)。然而,对于测试2,地层压力之间的压差和饱和压力比较大;因此,这一阶段的生产持续更长时间。

当压力之间和 ,与测试1相比,累计石油生产和恢复程度更高,泡沫油现象更明显更长时间和更大的范围,生产压差小,重油为测试2流动性更强。相反,在测试1,压力远程淤积物地区居高不下的时间更长,和重油流动性深部储层较差。与此同时,不同于测试2,测试1提出了两级性能,早期和晚期。在早期阶段,很难形成一个有效的分散泡沫油流的少量的重质油中溶解气体。石油产量、累积石油产量和采出程度增加缓慢。后期,瞬时气油比逐渐增加,形成一个弱泡沫油流动现象,产油量、累积石油生产和恢复程度增加相对迅速(数字2 (b)和3 (b))。这些差异的原因如下:(1)溶解气油比泡沫成核过程有着重要的影响。在测试2、气油比高,更多的溶解气体分散在重油减压后形成泡沫油的现象更加明显。此外,工资越高,临界气体饱和度越高,这有利于减少气体流动(11]。(2)在测试2,沥青质含量较高。沥青质特征是相对稳定的分子结构和分子量更大。它可以用作泡沫成核的网站,所以它有利于泡沫油的形成。另外,沥青质在原油界面活性最强的组件,这有利于维护稳定的泡沫油(3]。(3)在测试2,储层温度高,重油的粘度较低,和重油的流动性更强。虽然高温不利于稳定的泡沫油,温度在测试2仍然可以维持泡沫油的作用。与之前的研究一致,强烈的泡沫油的现象发生在中间温度范围。在测试1中,储层温度低,重油的粘度大,流动性差。即使石油泡沫出现,很难流和生产(6]。(4)在测试2,储层压力较高,和高压使油气界面张力降低,这是有利于泡沫成核形成泡沫油。此外,泡沫油行为有一个长期在高压(11]。

当压力低于 ,为测试2,石油产量率大大降低,累计石油生产和恢复程度增加缓慢,泡沫油现象逐渐消失,和生产性能恶化。此外,快速增长的瞬时气油比,自由气相形成,和泡沫不断生成,它遵循的理论进步的成核(数字3(一个)和3 (b))。在这个阶段,测试1类似于测试2。然而,石油产量的减少程度,累积石油生产,在这个阶段和恢复程度低于在测试2,它仍然可以保持一定的石油生产能力。此外,测试1的瞬时气油比在短时间内迅速增加,然后迅速降低,在瞬时成核理论。上述差异的原因如下:(1)因为之间的输出和在测试1远远低于测试2,测试1中的剩余油饱和度较高。(2)在试验2中,仍有一个相对较大的位移的压力。

为测试2,寒冷的采收率为19.81%,累计石油产量为30.95 g,累计天然气产量是1498厘米³,最大的石油产量是0.34克/分钟,这是9.38%,15.29 g, 1168.31厘米³,0.10克/分钟高于测试1,分别。

4所示。结论

(1)浅奥里诺科河的重油油藏带呈现较弱的泡沫油行为相比,middepth重油,由于储层压力和温度等因素,解决气油比、沥青质含量(2)冷生产性能呈现明显的三阶段特性的作用下强烈的泡沫驱油机制middepth重油。相反,没有这样明显的生产特点浅重油(3)较强的泡沫油行为,更有利的寒冷的生产性能。在实验条件下,主要采收率middepth重油点高于9.38%的浅重油

数据可用性

所需的原始/处理数据复制这些发现也不能在这个时候作为数据共享一个正在进行的研究的一部分。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突有关的出版。

确认

这项研究是由中国国家重点项目(项目号:2016 zx05031)。