CN106884634A - 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验方法 - Google Patents
一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106884634A CN106884634A CN201611251264.XA CN201611251264A CN106884634A CN 106884634 A CN106884634 A CN 106884634A CN 201611251264 A CN201611251264 A CN 201611251264A CN 106884634 A CN106884634 A CN 106884634A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- core
- rock
- rock core
- parts
- displacement
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011160 research Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 103
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 90
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 19
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 19
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 11
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 37
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 37
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 25
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 24
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 22
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 20
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 18
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 17
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 17
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 9
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 9
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 9
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003643 water by type Substances 0.000 claims description 6
- ODHCTXKNWHHXJC-VKHMYHEASA-N 5-oxo-L-proline Chemical compound OC(=O)[C@@H]1CCC(=O)N1 ODHCTXKNWHHXJC-VKHMYHEASA-N 0.000 claims description 5
- 229940079889 pyrrolidonecarboxylic acid Drugs 0.000 claims description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 5
- DXPPIEDUBFUSEZ-UHFFFAOYSA-N 6-methylheptyl prop-2-enoate Chemical group CC(C)CCCCCOC(=O)C=C DXPPIEDUBFUSEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 241000487918 Acacia argyrodendron Species 0.000 claims description 4
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000011222 chang cao shi Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 claims description 4
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- PKPOVTYZGGYDIJ-UHFFFAOYSA-N dioctyl carbonate Chemical compound CCCCCCCCOC(=O)OCCCCCCCC PKPOVTYZGGYDIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- CJWQYWQDLBZGPD-UHFFFAOYSA-N isoflavone Natural products C1=C(OC)C(OC)=CC(OC)=C1C1=COC2=C(C=CC(C)(C)O3)C3=C(OC)C=C2C1=O CJWQYWQDLBZGPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002515 isoflavone derivatives Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000008696 isoflavones Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 4
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 4
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N terephthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=C(C=O)C=C1 KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- NFMWFGXCDDYTEG-UHFFFAOYSA-N trimagnesium;diborate Chemical compound [Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] NFMWFGXCDDYTEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HIZCIEIDIFGZSS-UHFFFAOYSA-L trithiocarbonate Chemical compound [S-]C([S-])=S HIZCIEIDIFGZSS-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000012989 trithiocarbonate Substances 0.000 claims description 4
- 206010030113 Oedema Diseases 0.000 claims description 3
- FIBARIGPBPUBHC-UHFFFAOYSA-N octyl 8-(3-octyloxiran-2-yl)octanoate Chemical compound CCCCCCCCOC(=O)CCCCCCCC1OC1CCCCCCCC FIBARIGPBPUBHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 2
- 238000010422 painting Methods 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 10
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 49
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 18
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 8
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 4
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 238000010186 staining Methods 0.000 description 4
- -1 Radical siloxane Chemical class 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 3
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001422 barium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N cyclohexanone Chemical compound O=C1CCCCC1 JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 229910001427 strontium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- PWYYWQHXAPXYMF-UHFFFAOYSA-N strontium(2+) Chemical compound [Sr+2] PWYYWQHXAPXYMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 1
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 1
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 description 1
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 description 1
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 description 1
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000013475 authorization Methods 0.000 description 1
- AYJRCSIUFZENHW-DEQYMQKBSA-L barium(2+);oxomethanediolate Chemical compound [Ba+2].[O-][14C]([O-])=O AYJRCSIUFZENHW-DEQYMQKBSA-L 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000004087 circulation Effects 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 1
- 235000013870 dimethyl polysiloxane Nutrition 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-NJFSPNSNSA-N hydroxyformaldehyde Chemical compound O[14CH]=O BDAGIHXWWSANSR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- CXQXSVUQTKDNFP-UHFFFAOYSA-N octamethyltrisiloxane Chemical compound C[Si](C)(C)O[Si](C)(C)O[Si](C)(C)C CXQXSVUQTKDNFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IIGMITQLXAGZTL-UHFFFAOYSA-N octyl octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCCCCCCCC IIGMITQLXAGZTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 1
- 238000004987 plasma desorption mass spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 229920005573 silicon-containing polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910000018 strontium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
本发明提供一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，步骤如下：在岩心两端分别切岩心切片A、B，洗岩心，干燥称重，测岩心孔隙体积、气测渗透率，饱和岩心，测核磁共振，驱替，得岩心水测渗透率；驱替，保持温度、压力放置，进行CO2水气注入，洗岩心，干燥，测质量、孔隙体积、气测渗透率，抽真空，饱和岩心，驱替，测岩心水测渗透率，核磁共振；在岩心两端分别切岩心切片C、D，清洗，烘干，将岩心切片A、B、C、D进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析，更换岩心、压力、温度重复步骤1~3；收集数据。本发明可实现CO2‑水‑岩石相互作用、CO2‑地层水沉淀作用对储层物性及开发参数采集研究。
Description
技术领域
本发明属于岩心驱替技术领域，具体涉及一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法。
背景技术
随着油气田开发的不断发展，优质储层的原油储量越来越少，目前勘探的新增储量主要是低渗透油藏，并且其中绝大部分为超低渗透油藏和特低渗透油藏。针对超低渗透油藏和特定渗透油藏，常规的注水开发存着“注不进，采不出”的问题。二氧化碳（CO2）在地层中具有流动性好、能够使原油体积发生大幅度膨胀、大幅度降低原油粘度、降低油气界面张力、与原油发生混相作用等优点。因此，CO2驱开发能弥补注水开发的不足，注入地层中的CO2能够波及到水驱难以波及到的低渗透区域，并与地层原油充分接触，驱动地层剩余油，有效提高微观和宏观驱油效率，进而达到提高原油采收率的目的。CO2驱不仅可以提高石油采收率，而且还能够实现CO2的地下封存，从而减少大气中人为排放的CO2，达到节能减排的目的。
然而，CO2是一种特殊的气体，当其注入含水砂岩储层后，在储层温度、压力条件下，CO2会与地层水、储层岩石接触会发生复杂的物理化学反应，二氧化碳在注入地层驱油过程中，注入的二氧化碳在地层水中溶解后，与地层水反应会形成碳酸溶液，并解离出H+和HCO3-、CO3 2-。
一方面，CO2溶于地层水形成的酸性流体会溶蚀岩石中的胶结物，进而提高储层的渗透率，但同时由于地层水中成垢离子的不断增加，在储层压力、温度等条件发生变化时生成次生矿物，堵塞孔隙使储层渗透率降低。
另一方面，若地层水本身含有高浓度的钙离子、镁离子、钡离子、锶离子，随着CO2的注入，地层水中碳酸根和碳酸氢根离子浓度的增加，碳酸根和碳酸氢根离子与钙离子、镁离子、钡离子、锶离子反应生成碳酸钙、碳酸镁、碳酸钡、碳酸锶固相沉积，堵塞孔隙喉道从而降低储层渗透率，进而影响到二氧化碳的驱油效果。
现有技术如授权公告号102865899 B，中国发明授权专利文献 公开了一种在高温高压岩心驱替过程中可进行流体体积原位测量的方法，以及能使用该方法进行流体体积测量的装置。该方法分为三步，第一步为正式驱替前的准备工作，目的是使岩心内流体、导管中流体及容器中流体处在应高温高压环境下；第二步开始正式驱替，通过压力泵打入驱替液体，从岩心中驱替出的流体(尤其是气和油)汇集于一密闭透明容器中；第三步为计量各流体体积，待油气水充分分层后，由于三种流体的颜色不同，通过容器上的刻度即可读出三者的体积。所设计的流体体积测量装置结构简单，只需在常规高温高压岩心驱替实验装置的基础上增加四个阀门，两个导管，两个压力测量仪，一个收集容器，一个缓冲容器和一个半渗透隔板即可，但装置的耐腐蚀性和疏油性有所欠缺，该方法难以实现对CO2与地层水作用生成沉淀的定量化数据采集。
发明内容
本发明针对上述技术问题提供一种准确测量地层水对CO2驱替前后影响的实验方法。
本发明针对上述技术问题所采取的方案为：一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，步骤如下：
1）取岩心，在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片A、B，洗岩心，干燥称重，测岩心孔隙体积、气测渗透率，去离子水饱和岩心，测核磁共振，将岩心放入岩心夹持器内驱替，得岩心水测渗透率；
2）用原油驱替去离子水饱和原油，保持温度、压力放置，进行CO2水气注入，洗岩心，干燥，测质量、孔隙体积、气测渗透率，抽真空，去离子水饱和岩心，去离子水驱替，测岩心水测渗透率，测核磁共振；
3）在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片C、D，清洗，烘干，将岩心切片A、B、C、D进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析，更换岩心、压力、温度重复步骤1、2、3，收集数据；
4）将步骤1~3中的去离子水换成地层水，重复步骤1~3。
岩心切片A、B厚度为1~3mm，岩心切片C、D厚度为1~3mm，采用此厚度范围的岩心切片所获得的数据较准确，采用驱替过CO2的岩心切片和未驱替的岩心切片进行实验，将获得的数据进行比较。
步骤2中用原油驱替去离子水饱和原油，保持温度、压力放置20~26h，使水和原油充分自由分布，提升数据的准确性。
步骤2中进行CO2水气注入，先注入4~6PV的CO2再注入4~6PV去离子水，共进行2~4个循环周期注入，CO2本身存在流度低、易窜等特征，通过水气交替注入，采收率均高于直气驱注入。
步骤3中在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片C、D，用去离子水清洗2~4次，在60~90℃下烘干30~60min，通过清洗去除岩心切片表面附着的杂质，再通过烘干将水分去除利于进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析，使获得的数据准确性提高，保证研究CO2驱替对储层物性及开发参数的影响的准确性。
步骤2中通过气液分离装置、流量计和上位机测气测渗透率，气液分离装置内壁设有疏油涂层，疏油涂层由以下成分及重量份组成：树脂100~120份、抗污剂1~2份、消泡剂0.1~0.2份、乙醇0.11~0.3份、流平剂0.1~0.3份、SiO2纳米粒子3~5份、咯烷酮羧酸钠0.3~1份、黑炭3~5份、二甲苯溶剂20~30份、稀释剂1~10份。避免驱替得到的油性流体附着在气液分离装置内壁造成实验数据的准确性下降，还可避免油性流体对气液分离装置的腐蚀，延长气液分离装置的使用寿命，疏油涂层不易与驱替得到的气体发生反应，提高流量计的准确性。
步骤1中的岩心夹持器内设有铅套，铅套内壁设有耐腐蚀涂层，耐腐蚀涂层由以下成分及重量份组成：对苯二甲酯环氧树脂31~34份、丙烯酸异辛酯13~16份、氟硅酸钾7~12份、大豆异黄酮0.002~0.01份、碳酸二辛酯9~12份、三硫代碳酸酯4~7份、异VC钠0.5~0.8份、硼镁石粉13~14 份、环氧硬脂酸辛酯6~11 份。采用铅套替换常用的橡胶套，可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀，在铅套内壁涂覆耐腐蚀涂层，进一步提高铅套内壁的耐腐蚀性、密封性、耐老化性，还具有一定的抗氧化性。
与现有技术相比，本发明的优点在于：通过设计了两大组对比实验，在压力、温度变化相同的条件下，得到不考虑地层水沉淀情况下，CO2-水-岩石作用对储层物性及开发参数的影响，通过对比实验数据，排除CO2对岩石溶蚀的影响因素，得到CO2与地层水在储层环境中生成的沉淀对储层物性及开发参数的影响。本发明在岩心夹持器采用铅套替换常用的橡胶套，可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀，在铅套内壁涂覆耐腐蚀涂层，进一步提高铅套内壁的耐腐蚀性、密封性、耐老化性，还具有一定的抗氧化性。在气液分离装置内壁设有的疏油涂层可避免驱替得到的油性流体附着在气液分离装置内壁造成实验数据的准确性下降，还可避免油性流体对气液分离装置的腐蚀，延长气液分离装置的使用寿命，本发明实验步骤简单，检测得到的数据准确，可实现CO2-水-岩石相互作用、CO2-地层水沉淀作用对储层物性及开发参数采集研究。
附图说明
图1为CO2驱替前后水测渗透率随压力变化曲线；
图2为CO2驱替前后岩心孔隙度随压力变化曲线；
图3为CO2驱替前后岩心质量随压力变化曲线；
图4为CO2驱替前后水测渗透率随温度变化曲线；
图5为CO2驱替前后岩心孔隙度随温度变化曲线；
图6为CO2驱替前后岩心质量随温度变化曲线；
图7为CO2驱替前后水测渗透率随地层水矿化度变化曲线；
图8为CO2驱替前后岩心孔隙度随地层水矿化度变化曲线；
图9为CO2驱替前后岩心质量随地层水矿化度变化曲线。
附图标记说明：1地层水；2去离子水；3对比差值。
具体实施例
以下结合实施例和附图作进一步详细描述：
实施例1：
如图1~9所示，一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，步骤如下：
1）取岩心，在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片A、B，洗岩心，干燥称重，测岩心孔隙体积、气测渗透率，去离子水饱和岩心，测核磁共振，将岩心放入岩心夹持器内驱替，得岩心水测渗透率；
2）用原油驱替去离子水饱和原油，保持温度、压力放置，进行CO2水气注入，洗岩心，干燥，测质量、孔隙体积、气测渗透率，抽真空，去离子水饱和岩心，去离子水驱替，测岩心水测渗透率，测核磁共振；
3）在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片C、D，清洗，烘干，将岩心切片A、B、C、D进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析，更换岩心、压力、温度重复步骤1、2、3，收集数据；
4）将步骤1~3中的去离子水换成地层水，重复步骤1~3。
岩心切片A、B厚度为1~3mm，岩心切片C、D厚度为1~3mm，采用此厚度范围的岩心切片所获得的数据较准确，采用驱替过CO2的岩心切片和未驱替的岩心切片进行实验，将获得的数据进行比较。
步骤2中用原油驱替去离子水饱和原油，保持温度、压力放置20~26h，使水和原油充分自由分布，提升数据的准确性。
步骤2中进行CO2水气注入，先注入4~6PV的CO2再注入4~6PV去离子水，共进行2~4个循环周期注入，CO2本身存在流度低、易窜等特征，通过水气交替注入，采收率均高于直气驱注入。
步骤3中在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片C、D，用去离子水清洗2~4次，在60~90℃下烘干30~60min，通过清洗去除岩心切片表面附着的杂质，再通过烘干将水分去除利于进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析，使获得的数据准确性提高，保证研究CO2驱替对储层物性及开发参数的影响的准确性。
步骤2中通过气液分离装置、流量计和上位机测气测渗透率，气液分离装置内壁设有疏油涂层，疏油涂层由以下成分及重量份组成：树脂100~120份、抗污剂1~2份、消泡剂0.1~0.2份、乙醇0.11~0.3份、流平剂0.1~0.3份、SiO2纳米粒子3~5份、咯烷酮羧酸钠0.3~1份、黑炭3~5份、二甲苯20~30份、稀释剂1~10份。咯烷酮羧酸钠和乙醇在涂层中的应用，能避免驱替得到的油性流体附着在气液分离装置内壁造成实验数据的准确性下降，还可避免油性流体对气液分离装置的腐蚀，延长气液分离装置的使用寿命，疏油涂层不易与驱替得到的气体发生反应，提高流量计的准确性。
步骤1中的岩心夹持器内设有铅套，铅套内壁设有耐腐蚀涂层，耐腐蚀涂层由以下成分及重量份组成：对苯二甲酯环氧树脂31~34份、丙烯酸异辛酯13~16份、氟硅酸钾7~12份、大豆异黄酮0.002~0.01份、碳酸二辛酯9~12份、三硫代碳酸酯4~7份、异VC钠0.5~0.8份、硼镁石粉13~14 份、环氧硬脂酸辛酯6~11 份。采用铅套替换常用的橡胶套，可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀，在铅套内壁涂覆耐腐蚀涂层，进一步提高铅套内壁的耐腐蚀性、密封性、耐老化性，还具有一定的抗氧化性。
实施例2：
如图1~9所示，一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，步骤如下：
1）取岩心，在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片A、B，厚度优选为2mm，洗岩心，干燥称重，测岩心孔隙体积、气测渗透率，去离子水饱和岩心，测核磁共振，将岩心放入岩心夹持器内驱替，得岩心水测渗透率；
2）利用去沥青质原油驱替去离子水饱和原油，保持温度、优选压力放置24h，进行CO2水气注入，先注入5PV的CO2再注入5PV去离子水，共进行3个循环周期注入，洗岩心，干燥，测质量、孔隙体积、气测渗透率，抽真空，去离子水饱和岩心，去离子水驱替，测岩心水测渗透率，测核磁共振；
3）在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片C、D，厚度优选为2mm，用去离子水清洗2次，在65℃下烘干40min，将岩心切片A、B、C、D进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析，更换岩心、压力、温度重复步骤1、2、3，收集数据；
4）将步骤1~3中的去离子水换成地层水，重复步骤1~3。
步骤1~4中的常规技术为本领域技术人员所知晓的现有技术，在此不作详细叙述。
步骤2中通过气液分离装置、流量计和上位机测气测渗透率，气液分离装置内壁设有疏油涂层，疏油涂层由以下成分及优选的重量份组成：树脂100份、抗污剂1.5份、消泡剂0.18份、乙醇0.18份、流平剂0.2份、SiO2纳米粒子4份、咯烷酮羧酸钠0.8份、黑炭4份、二甲苯溶剂22份、稀释剂8份。避免驱替得到的油性流体附着在气液分离装置内壁造成实验数据的准确性下降，还可避免油性流体对气液分离装置的腐蚀，延长气液分离装置的使用寿命，疏油涂层不易与驱替得到的气体发生反应，提高流量计的准确性。
稀释剂为丙酮、甲乙酮、环己酮、苯、甲苯、二甲苯、正丁醇、苯乙烯中的一种以上，其质量比为1:10。树脂为氟改性有机硅树脂、氨基丙烯酸树脂。抗污剂由聚(十七氟癸基)甲基硅氧烷、聚(九氟己基)硅氧烷、聚甲基(三氟丙基)硅氧烷、PDMS、PTFE组成。消泡剂由乳化硅油。流平剂为聚二甲基硅氧烷、聚醚聚酯改性有机硅氧烷、烷基改性有机硅氧烷组成。
步骤1中的岩心夹持器内设有铅套，铅套内壁设有耐腐蚀涂层，耐腐蚀涂层由以下成分及优选重量份组成：对苯二甲酯环氧树脂33份、丙烯酸异辛酯15份、氟硅酸钾8份、大豆异黄酮0.004份、碳酸二辛酯10份、三硫代碳酸酯5份、异VC钠0.7份、硼镁石粉13.6 份、环氧硬脂酸辛酯7 份。采用铅套替换常用的橡胶套，可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀，在铅套内壁涂覆耐腐蚀涂层，提高铅套内壁的耐腐蚀性、密封性、耐老化性，还具有一定的抗氧化性。
实施例3：
如图1~9所示，一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法:
岩心处理：为观察CO2驱替前后岩石表面形貌、岩石矿物的变化情况，在目前现有的技术条件下，进行了特殊处理，反应前，在岩心的注入端和岩心的出口端分别切取厚度优选为2mm的岩心片A和B，作为的分析样品。CO2驱替后，再在岩心的注入端和岩心的出口端分别切取厚度优选为2mm的岩心片C和D，尽可能避免岩心的不均匀性。
为了分别研究CO2-水-岩石相互作用、CO2-地层水沉淀作用对储层物性及开发参数的影响，通过设计了两大组对比实验，如表1所示。在压力、温度变化相同的条件下，不考虑地层水沉淀情况下，CO2-水-岩石作用对储层物性及开发参数的影响。通过对比实验1与2，排除CO2对岩石溶蚀的影响因素，得到CO2与地层水在储层环境中生成的沉淀对储层物性及开发参数的影响，如表1所示，每组实验都进行了在不同温度、不同压力下不同矿化度的地层水、不同沥青质含量的原油饱和岩心的CO2驱替实验。
表1 CO2水气交替驱替方案
| 序号 | 实验组 | 饱和水 | 饱和油 |
| 1 | 去离子水 | 去沥青质原油 | |
| 2 | 地层水 | 去沥青质原油 |
通过对比CO2驱替前后岩心渗透率、孔隙度、孔隙结构、岩心矿物含量、岩石表面形貌、岩心质量以及采收率的变化，研究CO2驱替对储层物性及开发参数的影响。
CO2-水-岩石相互作用岩心驱替实验：首先在岩心的注入端和出口端各切下岩心切片A、B，然后用蒸馏法洗岩心，干燥，称重，测岩心孔隙体积、气测渗透率；利用去离子水饱和岩心，测核磁共振；打开去离子水活塞容器阀门，利用去离子水驱替，得到岩心的水测渗透率；利用去沥青质原油驱替去离子水饱和原油，使原油饱和度达到设定值，保持温度、压力放置24小时，使水和原油充分自由分布。通过调节CO2活塞阀门和去离子水活塞阀门在实验温度、压力下进行CO2水气交替注入；先注入5PV的CO2再注入5PV去离子水，共进行3个循环周期注入。清洗岩心，干燥岩心，测质量、孔隙体积、气测渗透率。抽真空，用去离子水饱和岩心，然后用去离子水驱替岩心，测反应后岩心的水测渗透率，然后测核磁共振测试；在岩心的注入端和出口端各切下一片岩心切片C、D，清洗，烘干，和实验前的岩心切片A、B一起进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析。更换岩心，在不同压力、温度条件下重复上面的实验过程。
CO2-地层水沉淀岩心驱替实验：实验过程和CO2-水-岩石相互作用岩心驱替实验相同，通过调节去离子水活塞阀门和地层水阀门，将去离子水驱替换成地层水驱替，并进行不同矿化度的地层水驱替实验。
实验方案：CO2-地层水沉淀CO2岩心驱替实验的反应温度(T)、CO2压力(p)、地层水矿化度及其他条件如表2所示。
表2 CO2-地层水沉淀岩心实验方案参数
以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何限制。凡是根据发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。
Claims (7)
1.一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，其特征在于以下步骤：
1）取岩心，在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片A、B，洗岩心，干燥称重，测岩心孔隙体积、气测渗透率，去离子水饱和岩心，测核磁共振，将岩心放入岩心夹持器内驱替，得岩心水测渗透率；
2）用原油驱替去离子水饱和原油，保持温度、压力放置，进行CO2水气注入，洗岩心，干燥，测质量、孔隙体积、气测渗透率，抽真空，去离子水饱和岩心，去离子水驱替，测岩心水测渗透率，测核磁共振；
3）在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片C、D，清洗，烘干，将岩心切片A、B、C、D进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析，更换岩心、压力、温度重复步骤1、2、3，收集数据；
4）将步骤1~3中的去离子水换成地层水，重复步骤1~3。
2.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，其特征在于：所述岩心切片A、B厚度为1~3mm，岩心切片C、D厚度为1~3mm。
3.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，其特征在于：所述步骤2中用原油驱替去离子水饱和原油，保持温度、压力放置20~26h。
4.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，其特征在于：所述步骤2中进行CO2水气注入，先注入4~6PV的CO2再注入4~6PV去离子水，共进行2~4个循环周期注入。
5.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，其特征在于：所述步骤3中在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片C、D，用去离子水清洗2~4次，在60~90℃下烘干30~60min。
6.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，其特征在于：所述步骤2中通过气液分离装置、流量计和上位机测气测渗透率，所述气液分离装置内壁设有疏油涂层，所述疏油涂层包括以下成分及重量份组成：树脂100~120份、乙醇0.11~0.3份、SiO2纳米粒子3~5份、咯烷酮羧酸钠0.3~1份、黑炭3~5份、二甲苯20~30份。
7. 根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法，其特征在于：所述步骤1中的岩心夹持器内设有铅套，所述铅套内壁设有耐腐蚀涂层，所述耐腐蚀涂层由以下成分及重量份组成：对苯二甲酯环氧树脂31~34份、丙烯酸异辛酯13~16份、氟硅酸钾7~12份、大豆异黄酮0.002~0.01份、碳酸二辛酯9~12份、三硫代碳酸酯4~7份、异VC钠0.5~0.8份、硼镁石粉13~14 份、环氧硬脂酸辛酯6~11 份。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201611251264.XA CN106884634B (zh) | 2016-12-30 | 2016-12-30 | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201611251264.XA CN106884634B (zh) | 2016-12-30 | 2016-12-30 | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106884634A true CN106884634A (zh) | 2017-06-23 |
| CN106884634B CN106884634B (zh) | 2019-09-17 |
Family
ID=59176433
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201611251264.XA Active CN106884634B (zh) | 2016-12-30 | 2016-12-30 | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106884634B (zh) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107402290A (zh) * | 2017-08-03 | 2017-11-28 | 浙江海洋大学 | 研究co2驱过程中原油中沥青质沉淀对储层物性及开发效果影响的实验方法 |
| CN110715888A (zh) * | 2019-05-30 | 2020-01-21 | 西南石油大学 | 一种高含硫气藏岩心硫沉积孔隙尺寸分布变化的测量方法 |
| CN111521535A (zh) * | 2020-04-16 | 2020-08-11 | 中国石油天然气集团有限公司 | 不同气水比条件下二氧化碳与岩石的反应规律测试方法 |
| CN112228019A (zh) * | 2020-10-15 | 2021-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价二氧化碳驱盐垢沉淀对采收率影响的方法 |
| CN114062093A (zh) * | 2021-11-23 | 2022-02-18 | 北京胜华泰石油检测服务有限责任公司 | 一种模拟真实岩心的微观驱油薄片制作方法 |
| CN114687714A (zh) * | 2022-04-12 | 2022-07-01 | 中国矿业大学 | 一种纳米颗粒复合低矿化度水提高co2注入能力的方法 |
| CN114776251A (zh) * | 2022-04-22 | 2022-07-22 | 重庆大学 | 枯竭页岩油气藏二氧化碳强化封存方法 |
| CN114858683A (zh) * | 2022-05-20 | 2022-08-05 | 西南石油大学 | 一种评价储气库岩心结盐后孔隙结构变化的方法 |
| CN113933333B (zh) * | 2021-09-09 | 2024-06-07 | 西安石油大学 | 致密储层co2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101458218A (zh) * | 2008-12-28 | 2009-06-17 | 大连理工大学 | 二氧化碳驱油核磁共振成像检测装置 |
| US20100126266A1 (en) * | 2007-04-26 | 2010-05-27 | Joseph Guillaume Christoffel Coenen | Formation core sample holder assembly and testing method |
| CN103674799A (zh) * | 2012-08-30 | 2014-03-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种测定气体在多孔隙介质中轴向扩散系数的装置及方法 |
| CN103926186A (zh) * | 2014-04-28 | 2014-07-16 | 西安石油大学 | 一种定量评价注水对孔喉分布影响的方法 |
| CN103926267A (zh) * | 2014-04-28 | 2014-07-16 | 西安石油大学 | 一种定量评价应力敏感过程中孔喉变化程度的方法 |
| CN103939065A (zh) * | 2014-04-28 | 2014-07-23 | 西安石油大学 | 一种提高中渗岩心驱油效果的方法 |
| CN104912525A (zh) * | 2015-05-11 | 2015-09-16 | 中国石油大学(北京) | 用于低渗透砂岩油藏的驱油实验装置及方法 |
-
2016
- 2016-12-30 CN CN201611251264.XA patent/CN106884634B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100126266A1 (en) * | 2007-04-26 | 2010-05-27 | Joseph Guillaume Christoffel Coenen | Formation core sample holder assembly and testing method |
| CN101458218A (zh) * | 2008-12-28 | 2009-06-17 | 大连理工大学 | 二氧化碳驱油核磁共振成像检测装置 |
| CN103674799A (zh) * | 2012-08-30 | 2014-03-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种测定气体在多孔隙介质中轴向扩散系数的装置及方法 |
| CN103926186A (zh) * | 2014-04-28 | 2014-07-16 | 西安石油大学 | 一种定量评价注水对孔喉分布影响的方法 |
| CN103926267A (zh) * | 2014-04-28 | 2014-07-16 | 西安石油大学 | 一种定量评价应力敏感过程中孔喉变化程度的方法 |
| CN103939065A (zh) * | 2014-04-28 | 2014-07-23 | 西安石油大学 | 一种提高中渗岩心驱油效果的方法 |
| CN104912525A (zh) * | 2015-05-11 | 2015-09-16 | 中国石油大学(北京) | 用于低渗透砂岩油藏的驱油实验装置及方法 |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107402290A (zh) * | 2017-08-03 | 2017-11-28 | 浙江海洋大学 | 研究co2驱过程中原油中沥青质沉淀对储层物性及开发效果影响的实验方法 |
| CN110715888A (zh) * | 2019-05-30 | 2020-01-21 | 西南石油大学 | 一种高含硫气藏岩心硫沉积孔隙尺寸分布变化的测量方法 |
| CN110715888B (zh) * | 2019-05-30 | 2022-04-22 | 西南石油大学 | 一种高含硫气藏岩心硫沉积孔隙尺寸分布变化的测量方法 |
| CN111521535A (zh) * | 2020-04-16 | 2020-08-11 | 中国石油天然气集团有限公司 | 不同气水比条件下二氧化碳与岩石的反应规律测试方法 |
| CN112228019A (zh) * | 2020-10-15 | 2021-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价二氧化碳驱盐垢沉淀对采收率影响的方法 |
| CN112228019B (zh) * | 2020-10-15 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价二氧化碳驱盐垢沉淀对采收率影响的方法 |
| CN113933333B (zh) * | 2021-09-09 | 2024-06-07 | 西安石油大学 | 致密储层co2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法 |
| CN114062093A (zh) * | 2021-11-23 | 2022-02-18 | 北京胜华泰石油检测服务有限责任公司 | 一种模拟真实岩心的微观驱油薄片制作方法 |
| CN114687714A (zh) * | 2022-04-12 | 2022-07-01 | 中国矿业大学 | 一种纳米颗粒复合低矿化度水提高co2注入能力的方法 |
| CN114776251A (zh) * | 2022-04-22 | 2022-07-22 | 重庆大学 | 枯竭页岩油气藏二氧化碳强化封存方法 |
| CN114776251B (zh) * | 2022-04-22 | 2023-11-03 | 重庆大学 | 枯竭页岩油气藏二氧化碳强化封存方法 |
| CN114858683A (zh) * | 2022-05-20 | 2022-08-05 | 西南石油大学 | 一种评价储气库岩心结盐后孔隙结构变化的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106884634B (zh) | 2019-09-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106884634A (zh) | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验方法 | |
| CN106908579A (zh) | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 | |
| CN106837269B (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱近混相压力区域确定方法 | |
| Bai et al. | Effect of fracture on production characteristics and oil distribution during CO2 huff-n-puff under tight and low-permeability conditions | |
| Song et al. | Conformance control for CO2-EOR in naturally fractured low permeability oil reservoirs | |
| CN106884635A (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 | |
| CN105628894A (zh) | 一种低盐度注水实验模拟、评价系统及方法 | |
| CN102645396A (zh) | 一种提高煤岩渗透率的试验方法及其装置 | |
| CN103674593B (zh) | 一种用于模拟低渗储层压裂直井水驱油实验的装置及方法 | |
| CN109267980B (zh) | 压力脉冲提高注入水渗吸驱油效率和确定脉冲次数的方法 | |
| CN111487172A (zh) | 一种致密储层岩心酸蚀裂缝导流能力评价装置及方法 | |
| CN110160933A (zh) | 定量评价致密砂岩油藏自发渗吸驱油速度的方法 | |
| CN109612897A (zh) | 污水回注对致密砂岩物性及孔喉分布影响的定量评价方法 | |
| CN104533362A (zh) | 用于非混相驱增加co2与原油体系液相体积膨胀的方法 | |
| CN106525685B (zh) | 一种评价岩心非均质程度的方法 | |
| CN109115822A (zh) | 评价矿化度对页岩气储层自吸前缘运移能力影响的方法 | |
| CN111060618A (zh) | 含水层硝酸盐反硝化速率原位测定方法和装置 | |
| CN110309611B (zh) | 基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统 | |
| Podoprigora et al. | Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content | |
| CN106501156B (zh) | 现场确定外管弱透水层水文地质参数的外管降深双管法 | |
| CN209086009U (zh) | 一种实用性强的河水取样装置 | |
| Gao et al. | Effect of pressure pulse stimulation on imbibition displacement within a tight sandstone reservoir with local variations in porosity | |
| CN103643920A (zh) | 非常规天然气开采可视化模拟装置及其模拟开采的方法 | |
| CN113312798B (zh) | 补充水驱油实验驱替倍数与驱油效率早期缺失数据的方法 | |
| CN106680177B (zh) | 现场确定内管弱透水层水文地质参数的内管降深双管法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |