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        二氧化碳驅(qū)過程中無機(jī)鹽沉淀對(duì)油藏采收率的影響
        ——以長(zhǎng)慶油田長(zhǎng)8區(qū)塊為例

        2021-06-07 06:05:24袁舟廖新維張快樂趙曉亮陳志明
        石油勘探與開發(fā) 2021年2期
        關(guān)鍵詞:實(shí)驗(yàn)

        袁舟,廖新維,張快樂,趙曉亮,陳志明

        (1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100020;2.中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院,北京 102249)

        0 引言

        CO2驅(qū)過程中的化學(xué)反應(yīng)會(huì)改變儲(chǔ)集層的物性,從而影響原油采收率[1-5]。大量研究結(jié)果表明CO2驅(qū)過程中注入地層的 CO2會(huì)溶于地層水,繼而產(chǎn)生碳酸鹽沉淀,導(dǎo)致巖石孔喉的堵塞,降低儲(chǔ)集層孔隙度和滲透率,從而降低原油采收率[6-9]。溫度、壓力、地層水中的成垢離子質(zhì)量濃度是影響 CO2與地層水相互作用產(chǎn)生無機(jī)鹽沉淀的重要因素。

        Ross等[10]通過對(duì)英國(guó)北海油田的鈣質(zhì)砂巖進(jìn)行CO2-地層水-巖石相互作用實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn),實(shí)驗(yàn)后巖心的滲透率明顯低于實(shí)驗(yàn)前;肖娜等[11]進(jìn)行了不同條件下的CO2-水-方解石的浸泡實(shí)驗(yàn),發(fā)現(xiàn)隨著實(shí)驗(yàn)壓力的升高,巖石的孔隙度呈先升高后降低的趨勢(shì);Zeidouni等[12]、Sbai等[13]對(duì)注入CO2過程中地層水中的鹽沉淀進(jìn)行數(shù)值模擬,發(fā)現(xiàn)由于鹽沉淀的生成,近井帶儲(chǔ)集層的孔隙度降低。

        長(zhǎng)慶油田長(zhǎng)8區(qū)塊儲(chǔ)集層為典型的致密油儲(chǔ)集層,且地層流體礦化度高、鈣離子濃度高,在 CO2驅(qū)開發(fā)過程中,由于 CO2-水-巖石相互作用造成儲(chǔ)集層的損害,嚴(yán)重制約油田的生產(chǎn)。因此需對(duì) CO2驅(qū)過程中無機(jī)鹽沉淀生成規(guī)律及其分布規(guī)律進(jìn)行研究。目前,大多數(shù)學(xué)者主要關(guān)注CO2-水-巖石相互作用的定性研究,并沒有量化不同條件下的沉淀量以及沉淀作用對(duì)儲(chǔ)集層物性的影響。針對(duì)前述問題,本文在前人研究成果基礎(chǔ)上,進(jìn)行了不同壓差、不同溫度、不同成垢離子質(zhì)量濃度條件下的CO2-地層水相互作用靜態(tài)浸泡實(shí)驗(yàn)與動(dòng)態(tài)驅(qū)替實(shí)驗(yàn),建立了二者相互作用下產(chǎn)生的沉淀物質(zhì)量的定量數(shù)學(xué)表征方程與沉淀作用對(duì)儲(chǔ)集層物性影響的數(shù)學(xué)表征方程。采用數(shù)學(xué)表征方程對(duì)Eclipse數(shù)值模擬軟件E300模塊的數(shù)值模擬模型進(jìn)行了修正,在此基礎(chǔ)上研究了長(zhǎng)慶油田長(zhǎng)8區(qū)塊CO2驅(qū)生產(chǎn)過程中生成的無機(jī)鹽沉淀的分布規(guī)律,預(yù)測(cè)了無機(jī)鹽沉淀對(duì)油田采收率的影響。

        1 沉淀量測(cè)定

        本實(shí)驗(yàn)以長(zhǎng)慶油田長(zhǎng)8區(qū)塊3口油井的地層水為介質(zhì),其中各水樣主要成垢離子質(zhì)量濃度見表1。水樣成垢離子主要為 Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+,其中 Ca2+含量占比高于95%,其次是Mg2+,Ba2+、Sr2+含量極低,為CaCl2水型。本區(qū)塊儲(chǔ)集層巖石以長(zhǎng)石類礦物和石英為主,長(zhǎng)石主要為鈉長(zhǎng)石及鉀長(zhǎng)石。實(shí)驗(yàn)所用巖心同樣取自長(zhǎng)慶油田長(zhǎng)8區(qū)塊,平均孔隙度10%,滲透率為 0.1×10?3~0.4×10?3μm2。

        表1 不同地層水樣主要成垢離子質(zhì)量濃度

        1.1 實(shí)驗(yàn)機(jī)理及方法

        1.1.1 沉淀產(chǎn)生機(jī)理

        氣態(tài) CO2溶于水中形成 H2CO3,并進(jìn)一步電離形成CO32?與HCO3?。在常溫條件下,酸性(pH<4.5)溶液中僅存在H2CO3;堿性(8.34

        CaCO3只有在過飽和狀態(tài)時(shí)才會(huì)析出并沉積,所以只有當(dāng)溶液中離子含量極高時(shí),CaCO3晶核才能生成并析出[7]。根據(jù)David-Stiff的飽和指數(shù)法,飽和指數(shù)Is可以用下式表示:

        當(dāng)Is≤0時(shí),水體系中的 CaCO3不析出;只有當(dāng)Is>0時(shí),CaCO3才能在水體系中過飽和并析出。

        1.1.2 實(shí)驗(yàn)方法

        1.1.2.1 CO2-地層水相互作用靜態(tài)實(shí)驗(yàn)

        研究不同溫度(20,30,50,80 ℃)與不同壓差(8,10,12,16 MPa)條件下 CO2-地層水相互作用生成沉淀物的規(guī)律。①將足量CO2注入盛有100 mL地層水的高溫高壓反應(yīng)釜中;②利用ISCO泵給反應(yīng)釜增壓,直到其穩(wěn)定在所需要的壓力值;③將高溫高壓反應(yīng)釜放入恒溫箱,穩(wěn)定于目標(biāo)溫度靜置6 d;④6 d后利用ISCO泵迅速降壓至大氣壓,靜置24 h;⑤打開高溫高壓反應(yīng)釜,將反應(yīng)釜內(nèi)溶液移至其他容器內(nèi)用光譜儀器測(cè)定離子濃度,通過掃描電鏡和能譜儀(EDS)分析沉淀物成分并測(cè)得沉淀量;⑥重復(fù)實(shí)驗(yàn)后得到不同溫度、壓差、成垢離子質(zhì)量濃度對(duì)沉淀的影響規(guī)律。實(shí)驗(yàn)裝置見圖1。

        圖1 實(shí)驗(yàn)裝置示意圖(a)及高溫高壓反應(yīng)釜示意圖(b)

        1.1.2.2 CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

        本實(shí)驗(yàn)分別進(jìn)行不同溫度(20,30,50,80 ℃)與不同驅(qū)替壓力(19,20,21,22 MPa)下的CO2-蒸餾水-巖石與 CO2-地層水-巖石相互作用的對(duì)比實(shí)驗(yàn),以研究沉淀物對(duì)巖心物性的影響。實(shí)驗(yàn)用原油為長(zhǎng)慶油田脫氣原油,具體步驟如下:①對(duì)巖心抽真空后,置于巖心夾持器進(jìn)行水驅(qū)以清洗巖心內(nèi)部孔喉,盡量排除巖心內(nèi)部雜質(zhì),再次抽真空并烘干;②針對(duì)低滲透儲(chǔ)集層巖心的特點(diǎn),將已抽真空的巖心放入高溫高壓反應(yīng)釜,注入地層水(蒸餾水實(shí)驗(yàn)組注入蒸餾水),加壓至地層壓力(21 MPa)放置12 h;再將巖心放入巖心夾持器中,飽和地層水(蒸餾水);③打開通原油的閥門,進(jìn)行油驅(qū)水,直至出口端再無水流出,以達(dá)到飽和原油、制造束縛水的目的,隨后老化巖心;④8~12 h后進(jìn)行CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn),將ISCO泵壓力調(diào)到實(shí)驗(yàn)驅(qū)替壓力,出口端壓力設(shè)置為16 MPa,進(jìn)行驅(qū)替直至出口端不產(chǎn)出原油為止。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后測(cè)試巖心滲透率與孔隙度。實(shí)驗(yàn)裝置見圖2。

        圖2 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置

        1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

        1.2.1 靜態(tài)實(shí)驗(yàn)

        將生成的沉淀過濾并干燥,然后通過EDS測(cè)試元素含量,測(cè)定結(jié)果如圖 3所示(圖 3a紅框代表圖 3b對(duì)應(yīng)的掃描位置)。根據(jù)CO2和地層水的反應(yīng)式可知產(chǎn)生的無機(jī)鹽沉淀物主要為 CaCO3,而實(shí)驗(yàn)中沉淀還包括CaCl2和MgCl2,三者質(zhì)量比為10.00∶0.25∶1.00。CaCl2和MgCl2為地層水本身含有的氯化物析出物,而非反應(yīng)生成的沉淀物。

        圖3 沉淀物掃描電鏡照片與EDS圖

        利用光譜分析儀,測(cè)定初始地層水和每次實(shí)驗(yàn)后從反應(yīng)釜內(nèi)取出液體的 Ca2+濃度,初始地層水的 Ca2+濃度減去每次實(shí)驗(yàn)后取出液體的 Ca2+濃度,得到不同溫度、壓差條件下地層水的 Ca2+濃度降低值,再根據(jù)CaCO3的相對(duì)分子質(zhì)量計(jì)算沉淀物的質(zhì)量(按照 1 L水樣換算,結(jié)果見表2)。

        表2 不同地層水樣在不同壓差、溫度條件下的反應(yīng)結(jié)果

        根據(jù)表1和表2數(shù)據(jù)繪制曲線圖(見圖4)可以看出,溫度、壓差、鈣離子(即成垢離子)質(zhì)量濃度對(duì)沉淀物的產(chǎn)生有很大影響,溫度與沉淀量呈反比,壓差和成垢離子質(zhì)量濃度與沉淀量之間呈正比。圖中相關(guān)系數(shù)值高,說明實(shí)驗(yàn)結(jié)果趨勢(shì)以指數(shù)形式表征是準(zhǔn)確的。

        圖4 溫度、壓差、鈣離子質(zhì)量濃度與沉淀量的關(guān)系曲線

        1.2.2 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

        分別進(jìn)行蒸餾水組和地層水組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)前后巖心孔隙度、滲透率測(cè)試數(shù)據(jù)如表 3所示。不同溫度(驅(qū)替壓差為 6 MPa)與不同壓差(溫度為20 ℃)條件下蒸餾水組與地層水組實(shí)驗(yàn)前后的巖心孔隙度變化率曲線如圖 5所示。從圖中可以看出,孔隙度變化率與壓差、溫度都呈正相關(guān)性。進(jìn)一步對(duì)比發(fā)現(xiàn),地層水組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)束后巖心的孔隙度增加幅度始終低于蒸餾水組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)巖心,這是由于蒸餾水對(duì)巖心僅有溶蝕作用,而地層水組受到了CO2-水相互作用產(chǎn)生CaCO3的影響,沉淀作用極大影響了CO2驅(qū)過程中的巖心物性。

        表3 實(shí)驗(yàn)前后巖心孔隙度和滲透率測(cè)試數(shù)據(jù)

        2 數(shù)學(xué)表征方法

        由圖 4可以看出無機(jī)鹽沉淀量與溫度、壓差、成垢離子質(zhì)量濃度均呈指數(shù)關(guān)系,圖 5中儲(chǔ)集層物性變化與溫度、壓差也呈指數(shù)關(guān)系。借助Excel的數(shù)據(jù)分析工具進(jìn)行數(shù)學(xué)回歸,首先建立指數(shù)公式:

        圖5 不同溫度、壓差條件下蒸餾水組與地層水組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)巖心孔隙度變化率

        將曲線進(jìn)行直線化處理,對(duì)方程兩端取對(duì)數(shù),則有:

        對(duì)lny與X進(jìn)行直線回歸分析,求得a、b值。設(shè)Y=lny,Y隨X的變化而變化,設(shè):

        展開(5)式并取X、Y、XY、X2、Y2的平均數(shù):

        Q分別對(duì)a和b求偏導(dǎo)數(shù),令偏導(dǎo)數(shù)為零,得出a和b的求解公式:

        2.1 沉淀量的數(shù)學(xué)表征方程

        對(duì)表 2的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)按照上述方法回歸,得到表征方程:

        成垢離子質(zhì)量濃度、溫度、壓差的均方根誤差分別為 9×10?5,3×10?2,5×10?2,說明參數(shù)精度較高,且其P值(假設(shè)機(jī)率)對(duì)應(yīng)值皆小于0.000 1,故可認(rèn)為模型的置信度達(dá)到99.99%。

        2.2 沉淀對(duì)儲(chǔ)集層物性影響程度的數(shù)學(xué)表征方程

        同理,對(duì)表 3中蒸餾水組實(shí)驗(yàn)巖心孔隙度變化率進(jìn)行回歸,得到孔隙度變化率的定量表征公式,即巖心在溶蝕作用下的孔隙度變化率:

        對(duì)表 3中地層水組實(shí)驗(yàn)巖心孔隙度變化率進(jìn)行回歸,得到孔隙度變化率的定量表征公式,即巖心在溶蝕、沉淀共同作用下的孔隙度變化率:

        則由沉淀作用引起的孔隙度變化率為:

        CO2驅(qū)替后巖心的孔隙度為:

        采用Kozeny-Carman方程描述孔隙度-滲透率的關(guān)系如下[16]:

        將本文實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)代入該公式得到N=1,將(12)式代入上式,則得到滲透率:

        3 沉淀對(duì)油田采收率的影響

        3.1 考慮無機(jī)鹽沉淀的油藏?cái)?shù)值模擬模型

        結(jié)合研究區(qū)塊油藏屬性建立油藏地質(zhì)模型;利用研究區(qū)塊流體性質(zhì),建立典型數(shù)值模型,采用回歸得到的(8)式擬合沉淀量;采用(12)、(14)式分別擬合孔隙度、滲透率,進(jìn)而修正并確定了反應(yīng)物H2O系數(shù)、化學(xué)反應(yīng)速度。

        研究區(qū)塊儲(chǔ)集層平均孔隙度為10.01%,常壓滲透率為0.3×10?3μm2,屬于致密油,瀝青質(zhì)含量極低,地層水中 Ca2+含量高,最高為 10 590 mg/L。油藏埋深2 700~2 900 m,地層溫度80 ℃,地層壓力21 MPa,采用直井菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)水驅(qū)開發(fā),目前水驅(qū)采收率為15%,綜合含水率53%。采用Eclipse數(shù)值模擬軟件E300模塊模擬CO2連續(xù)氣驅(qū)開采方式下CO2-地層水相互作用生成沉淀物對(duì)油田采收率的影響。

        Eclipse數(shù)值模擬軟件的E300模塊中,把固體組分通過化學(xué)反應(yīng)加入到流體組分,此時(shí)油、氣、水的飽和度發(fā)生了改變,則流體飽和度方程中包括固體飽和度:

        固相在流體中存在吸附沉淀和隨著流體由生產(chǎn)井采出兩種情況,其中吸附沉淀會(huì)降低儲(chǔ)集層滲透率,對(duì)儲(chǔ)集層物性產(chǎn)生不良影響。假定流體中的固相在產(chǎn)生后全部直接吸附在儲(chǔ)集層中,不隨流體采出,即可等效計(jì)算沉淀量。利用(8)式、(12)式、(14)式得到修正后的反應(yīng)速度系數(shù)與反應(yīng)物H2O系數(shù),然后結(jié)合(15)式輸出固體沉淀的飽和度,乘以孔隙體積得到沉淀量。模型部分參數(shù)如表4所示。

        表4 模型參數(shù)

        3.2 無機(jī)鹽沉淀對(duì)油田采收率影響分析

        圖6為CO2驅(qū)20年后儲(chǔ)集層中沉淀物分布,可見沉淀在整個(gè)區(qū)域內(nèi)相對(duì)均勻分布,在井底附近沉積了大量沉淀物,這是由于生產(chǎn)井附近壓差較大,產(chǎn)生大量無機(jī)鹽沉淀。圖 7為 CO2驅(qū) 20年后孔隙度保留率(孔隙度與原始孔隙度比值)分布與滲透率保留率(滲透率與原始滲透率比值)分布,可見CO2驅(qū)20年后,沉淀在整個(gè)井組分布,沉淀的沉積和運(yùn)移造成孔隙堵塞,降低了儲(chǔ)集層孔隙度與滲透率。

        圖6 CO2驅(qū)20年后無機(jī)鹽沉淀分布模擬結(jié)果

        圖7 CO2驅(qū)20年后滲透率保留率分布與孔隙度保留率分布

        圖 8為考慮與不考慮沉淀影響時(shí)模型預(yù)測(cè)油田CO2驅(qū)生產(chǎn)20年的采收率曲線,從圖中可看出油田開發(fā)至第 5年,沉淀開始對(duì)采收率產(chǎn)生影響;隨著開發(fā)的不斷進(jìn)行,產(chǎn)生的沉淀越來越多,堵塞孔喉,降低了采收率。生產(chǎn)20年,不考慮沉淀影響的最終采收率為37.64%,考慮沉淀影響的最終采收率為33.45%。

        圖8 油田CO2驅(qū)生產(chǎn)20年考慮與不考慮沉淀影響的采收率

        4 結(jié)論

        CO2-地層水反應(yīng)過程中生成的無機(jī)鹽沉淀主要是CaCO3,且壓差、成垢離子質(zhì)量濃度與沉淀量呈正比,溫度與沉淀量呈反比。CO2驅(qū)替前后巖心孔隙度變化率與溫度、驅(qū)替壓差呈正相關(guān)性,由于沉淀作用影響,地層水組巖心孔隙度增加幅度始終低于蒸餾水組巖心。

        隨著 CO2的不斷注入,最終在生產(chǎn)井附近產(chǎn)生的沉淀最多。CO2驅(qū)開發(fā)相比水驅(qū)開發(fā)效果提升明顯,CO2驅(qū)20年后采收率從15%提高至33.45%~37.64%。由于沉淀物在井組內(nèi)廣泛沉積,導(dǎo)致油田開發(fā)效果變差,考慮沉淀作用時(shí)區(qū)塊采收率為33.45%,不考慮沉淀作用時(shí)區(qū)塊采收率為37.64%。

        符號(hào)注釋:

        a,b——系數(shù);i——影響因素序號(hào);Is——飽和指數(shù);K——體系溫度和離子強(qiáng)度的函數(shù);K0——巖心初始滲透率,10-3μm2;Kt——CO2驅(qū)替后巖心滲透率,10?3μm2;M——成垢離子質(zhì)量濃度,mg/L;N——關(guān)系指數(shù);n——影響因素個(gè)數(shù);PAlk——總堿度濃度的負(fù)對(duì)數(shù);PCa——Ca2+濃度的負(fù)對(duì)數(shù);pH——水體系的pH值;pHs——飽和CaCO3時(shí)溶液的pH值;Q(a,b)——函數(shù);Sg——?dú)怏w飽和度,%;So——原油飽和度,%;Ss——固體飽和度,%;Sw——水飽和度,%;t——溫度,℃;X——影響因素;y——沉淀量,mg;?p——壓差,MPa;?0——巖心初始孔隙度,%;??1——溶蝕作用下巖心孔隙度變化率,%;??2——溶蝕和沉淀共同作用下巖心孔隙度變化率,%;??3——沉淀作用下巖心孔隙度變化率,%;?t——CO2驅(qū)替后巖心的孔隙度,%。

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