CN111577225A - 致密油藏不同矿物组分岩心co2驱提高采收率评价方法 - Google Patents
致密油藏不同矿物组分岩心co2驱提高采收率评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111577225A CN111577225A CN202010456442.2A CN202010456442A CN111577225A CN 111577225 A CN111577225 A CN 111577225A CN 202010456442 A CN202010456442 A CN 202010456442A CN 111577225 A CN111577225 A CN 111577225A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- core
- oil
- rock core
- recovery
- rock
- 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.)
- Pending
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 56
- 239000011707 mineral Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 112
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 40
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 27
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 23
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims abstract description 18
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims abstract description 16
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 13
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 210000005239 tubule Anatomy 0.000 claims abstract description 8
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 16
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 12
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 6
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims description 3
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 51
- 239000009096 changqing Substances 0.000 description 7
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 7
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 7
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000001808 coupling effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000001089 mineralizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
本发明公开了一种致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，根据岩心中矿物含量筛选出伊利石、蒙脱石、石英含量最高的三块岩心；之后对岩心进行饱和模拟地层水；并向岩心中注入原油直至岩心不出水；然后，进行细管实验，确定CO2与原油的最小混相压力。然后，在不同的压力下，将CO2注入到岩心中，每一压力阶段都直到出口端不出油为止，并分别进行核磁共振T2谱采样；同时计算不同阶段采收率；最后根据不同阶段的采收率计算在给定CO2注入压力下岩心样品中大小孔隙的剩余油分布规律。采用本发明上述方法可以揭示CO2驱过程中所含典型矿物与剩余油分布之间的潜在关系。
Description
技术领域
本发明属于致密油藏技术领域，具体涉及一种致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法。
背景技术
CO2驱油作为油田中提高致密油采收率的有效方法已被使用，致密油藏具有一些独特的性质，例如极低的渗透率和复杂的孔隙结构等；致密油是非常规能源，这类油藏的开采是困难的，由于CO2的一些优越特性，CO2可作为提高致密油藏采收率的一种合适剂，在给定的注入压力下，CO2可与原油混溶，这个压力称为最小混相压力(MMP)，在MMP附近，油层接触相之间的界面张力显着降低，这有利于提高油采收率。
在CO2驱油期间，由于CO2、原油和岩石矿物之间可能的相互作用，孔隙结构可能发生改变。近年来，人们对CO2与原油的相互作用对沥青质沉淀的影响进行了广泛的研究，发现沥青质沉淀堵塞了孔喉，导致可渗透率大幅度降低。为了将沥青质沉淀和注入CO2联系起来，Behbahani等人(2012，2014)通过测量CO2注入压力下沥青质沉淀总量，提出了CO2注入压力与给定组分的原油之间的关系。此外，还发现在CO2驱油过程中，注入CO2压力与采收率有一定的相关性。Wang等人(2011)发现在不混溶CO2驱油过程中，增加注入CO2压力将导致原油采收率的提高。但由于沥青质沉淀量的增加，岩样渗透率降低。曹等人(2013)测量了CO2驱油过程中的油采收率，并观察到MMP附近的采收率显著提高。同样，他们还发现沥青质沉淀量随着CO2注入压力的增加而增加。尽管人们对CO2驱油引起的沥青质沉淀变化进行了广泛的研究，但是CO2与岩心矿物之间的相互作用对原油采收率的影响研究甚少。此外，CO2驱油对岩心物性的影响主要集中在宏观尺度上，而CO2如何从孔隙尺度上改变储层岩心的物性仍是一个悬而未决的问题。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供一种致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，通过对储层岩心矿物特征的研究，为进一步认识CO2驱提高致密油采收率的机理提供了基础。
本发明所采用的技术方案是：
一种致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，检测每个岩心中矿物含量的多少，筛选出伊利石、蒙脱石、石英含量分别最高的三块岩心；
S2，进行细管实验，确定最小混相压力；
S3，确定最小混相压力后，对三块岩心分别进行饱和模拟地层水；
S4，向进行饱和模拟地层水之后的岩心中注入脱水脱气原油直至岩心不出水；
S5，在不同的压力下，将CO2注入到岩心中，每一压力阶段都直到出口端不出油为止，并分别进行核磁共振T2谱采样；同时计算不同阶段采收率；
S6，根据所述S5中的不同阶段的采收率计算在给定CO2注入压力下岩心样品中的剩余油分布规律。
优选地，所述S1中检测每个岩心中矿物含量的多少，具体为：
对岩心进行洗油、烘干、切片，通过X射线衍射法测量每个岩心样品中的矿物含量。
优选地，在CO2驱油实验前，首先进行细管实验，确定CO2与原油的最小混相压力，具体为：
细管实验进行至少三次，并且两次连续测量的偏差小于5.36％。
优选地，所述S3中对三块岩心进行饱和模拟地层水，具体为：
在80℃的恒温箱中，对岩心进行清洗、烘干，之后将岩心放入夹持器中，加围压18MPa后对岩心抽真空12h，然后均以0.03ml/min的恒定速率将其饱和地层水，并对此状态下岩心进行核磁共振T2谱采样。
优选地，所述S4中向进行饱和模拟地层水之后的岩心中注入原油直至岩心不出水，具体为：
在80℃的恒温箱中，以0.02ml/min的恒定注入速率将原油注入到已经饱和好地层水的岩心样品中，直至岩心不出水为止，并进行核磁共振T2谱采样，以推断岩心中的初始含油分布。
优选地，所述S5中CO2的浓度为99.99mol％。
优选地，所述S3中的地层水中含有浓度为15000mg/L的Mn2+离子，以消除样品中地层水的氢信号。
优选地，所述S5中不同的压力至少包括以下四个压力点：4.25-4.35MPa、8.55-8.65MPa、11.25-11.40MPa和13.35-13.50MPa。
与现有技术相比，本发明首先通过检测每个岩心中矿物含量的多少，筛选出伊利石、蒙脱石、石英含量分别最高的三块岩心；对三块岩心进行细管实验，确定最小混相压力；确定最小混相压力后，对三块岩心进行饱和模拟地层水；之后向进行饱和模拟地层水之后的岩心中注入原油直至岩心不出水；然后在不同的压力下，将CO2注入到岩心中，每一压力阶段都直到不出油为止，并分别进行核磁共振T2谱采样；同时计算不同阶段采收率；最后根据不同阶段的采收率计算在给定CO2注入压力下岩心样品中的剩余油分布规律。
本发明采用上述方法通过对长庆油田18个致密岩心样品进行了矿物组成分析，在矿物特征的基础上，选取了3个典型岩心样品进行了CO2驱油，利用NMR技术揭示了CO2驱过程中所含典型矿物与剩余油分布之间的潜在关系。
附图说明
图1是本发明实施例提供致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法中#3岩心样品的T2光谱；
图2是本发明实施例提供致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法中#7岩心样品的T2光谱；
图3是本发明实施例提供致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法中#15岩心样品的T2光谱；
图4是本发明实施例提供致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法#3岩心样品的较小和较大孔隙中的油采收率；
图5是本发明实施例提供致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法#3岩心样品的较小和较大孔隙中的油采收率；
图6是本发明实施例提供致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法#3岩心样品的较小和较大孔隙中的油采收率；
图7是本发明实施例提供致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法的流程图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明实施例提供一种致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，如图7所示，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，检测每个岩心中矿物含量的多少，筛选出伊利石、蒙脱石、石英含量分别最高的三块岩心；
S2，进行细管实验，确定最小混相压力；
S3，确定最小混相压力后，对三块岩心分别进行饱和模拟地层水；
S4，向进行饱和模拟地层水之后的岩心中注入脱水脱气原油直至岩心不出水；
S5，在不同的压力下，将CO2注入到岩心中，每一压力阶段都直到出口端不出油为止，并分别进行核磁共振T2谱采样；同时计算不同阶段采收率；
S6，根据所述S5中的不同阶段的采收率计算在给定CO2注入压力下岩心样品中的剩余油分布规律。
所述S1中检测每个岩心中矿物含量的多少，具体为：
对岩心进行洗油、烘干、切片，通过X射线衍射法测量每个岩心样品中的矿物含量。
在CO2驱油实验前，首先进行细管实验，确定CO2与原油的最小混相压力，具体为：
细管实验进行至少三次，并且两次连续测量的偏差小于5.36％。
所述S3中对三块岩心进行饱和模拟地层水，具体为：
在80℃的恒温箱中，对岩心进行清洗、烘干，之后将岩心放入夹持器中，加围压18MPa后对岩心抽真空12h，然后均以0.03ml/min的恒定速率将其饱和地层水，并对此状态下岩心进行核磁共振T2谱采样。
所述S4中向进行饱和模拟地层水之后的岩心中注入原油直至岩心不出水，具体为：
在80℃的恒温箱中，以0.02ml/min的恒定注入速率将原油注入到已经饱和好地层水的岩心样品中，直至岩心不出水为止，并进行核磁共振T2谱采样，以推断岩心中的初始含油分布。
所述S5中CO2的浓度为99.99mol％。
S5中不同的压力至少包括以下四个压力点：4.25-4.35MPa、8.55-8.65MPa、11.25-11.40MPa和13.35-13.50MPa。
所述S3中的地层水中含有浓度为15000mg/L的Mn2+离子，以消除样品中地层水的氢信号。
具体地，用X射线技术测定了18个岩心样品的矿物含量。表1显示了18个岩心样品的测量矿物成分。值得注意的是，18个岩心样品具有相似的物理性质，即长度、直径和渗透率。这些岩心样品的实测液体渗透率在0.032-0.086mD范围内。我们观察到这些岩心样品的矿物组成复杂，包括粘土、石英等。
上述样品取自长庆油田，因此，长庆油田岩心样品一般以粘土矿物为主，如伊利石、蒙脱石等，平均含量为52.12％，范围从43.21％到63.42％。除粘土矿物外，石英也占有重要地位，平均含量为23.56％，范围从15.25％到65.32％。在矿物表征的基础上，选取了3个典型矿物组分的岩心样品，对岩心表面形貌进行表征，即#3，#7，和#15岩心样品。其中，#3样品伊利石含量最高为53.96(wt％)，#7样品蒙脱石含量最高为61.25(wt％)，#15样品石英含量最高为64.32(wt％)，
表1长庆油田18个岩心样品的矿物组分
图1～3显示了在不同压力条件下注入CO2后三个岩心样品的T2光谱。我们观察到注入CO2后，不同岩心样品的T2信号表现不同。值得注意的是，测得的T2信号代表了岩心样品中不同孔隙中的油分布。注入CO2后，CO2替代了原位原油，另外注入的CO2还可能与固体岩心矿物相互作用，从而改变岩心样品的孔径分布。不同的孔径分布也影响最终的采收率。也就是说，在CO2驱油过程中，岩心样品中的矿物含量影响原油的采收率。
如图1所示，随着注入压力的增加，饱和油岩心样品#3的T2信号减小，这表明在高压条件下用CO2驱替原油更容易。这些岩心样品中的孔隙分为两类，即较小的孔隙(0.1～30ms)和较大的孔隙(30～2000ms)。当压力低于8.65MPa时，CO2主要从大孔隙中提高采收率；而小孔隙中的油则很难采收。当注入压力高于MMP(即10.30MPa)时，储存在较小孔隙中的油开始被采收。值得注意的是，#3岩心以伊利石矿物为主，含量高达53.96％。在CO2驱油过程中，注入的CO2将与岩心中的矿物相互作用。岩心矿物与注入CO2之间的相互作用可能影响CO2驱提高采收率的效果。如图1所示，对于以伊利石为主的岩心，较小孔隙的采油受CO2注入压力的控制，特别是当注入压力低于MMP时，CO2不能从较小孔隙中驱油，当注入压力高于MMP时，较小和较大孔隙中的原油可以被大量地采收。
如图2所示，随着注入压力的增加，#7饱和油岩心样品的较小和较大孔隙中T2信号通常都会减小。这表明，随着注入压力的增加，注入CO2可以逐渐驱替出小孔隙和大孔隙中的原油。有趣的是，我们观察到中间尺度(即10～100ms)的T2谱随注入压力的增加先增大后减小。这表明，当CO2注入到饱和油岩心样品中时，居于中间尺度(10～100ms)孔隙中的原油量增加，而随着注入压力的进一步增大，原油量减小。
注意到，#7岩心样品中蒙脱石含量高达61.25％。在#7饱和油岩心样品中注入CO2后，CO2通过改变孔隙结构与蒙脱石矿物发生相互作用。特别是在CO2驱油初期，中间尺度孔隙的总孔隙体积增大，导致中间孔隙中T2信号有增大的趋势。一方面，这可能是扩散耦合效应的结果。另一方面，CO2与蒙脱石之间的相互作用也可能导致这种增加，即注入的CO2可能与固体岩心矿物相互作用，从而改变了岩心样品的孔径分布。这被认为是注入CO2提高中间孔隙含油饱和度的主要原因。此外，我们还观察到，当注入压力高于MMP时，大孔隙中的T2谱显著降低，表明大孔隙中的油在与原油达到混相后可以得到显著的采收。对于以蒙脱石为主的岩心，CO2在小孔隙和大孔隙中均能驱替饱和油，与注入压力关系不大。然而，当注入压力高于MMP时，大孔隙的原油采收率更高。
图3显示了在CO2驱油过程中测得的#15饱和油岩心样品的T2光谱。结果表明，随着注入压力的增加，小孔隙和大孔隙的T2谱均显著降低，且与MMP无关。也就是说，随着注入压力的增加，注入的CO2会逐渐驱替位于较小和较大孔隙中的原油。与#3和#7岩心样品相比，在相同的注入压力下，#15岩心样品的T2信号降低更显著。换言之，原油可以更容易地从#15岩心样品中被采收，这意味着以石英为主的岩心样品更有利于使用CO2驱替法提高采收率。对比其他两种岩心，CO2能够更有效地驱替以石英为主的岩心的小孔隙和大孔隙中的饱和原油。
为了研究CO2对特定孔隙剩余油分布的影响，分别计算了不同CO2驱油方案下，三种典型岩心样品的较小和较大孔隙中油的采收率。图4～6给出了不同CO2驱油方案下计算的较小和较大孔隙中的油采收率。在图4中，对于以伊利石为主的岩心样品，随着CO2注入压力的增加，较小和较大孔隙的油采收率均增加；此外，较大孔隙的油采收率始终高于较小孔隙。当压力低于MMP时，我们观察到CO2不能有效地从较小的孔隙中驱替原油，导致只有微小的油采收率(见图4)。然而，当注入压力高于MMP时，由于CO2与原油的混相性，采收率明显提高。
在图5中，在低压下，以蒙脱石为主的岩心样品的较小和较大孔隙中的油采收率均为负值。当注入压力增大时，采收率略有提高，然后趋于正值。此外，我们还观察到，大孔隙中油的采收率总是高于小孔隙。在图6中，随着注入压力的增加，以石英为主的岩心样品的两种孔隙的油采收率几乎呈线性增加。结果表明，较大和较小孔隙中的油采收率相近，表明以石英为主的岩心中的油采收率与孔径无关。与以伊利石和蒙脱石为主的岩心样品相比发现以石英为主的岩心样品CO2驱油效率更高，推测岩心样品中的矿物对提高CO2驱油效率具有重要作用。研究发现，以石英为主的岩心样品有利于CO2驱油，而以蒙脱石为主的岩心样品CO2驱油效率最低。
在该实施例中，CO2的纯度为99.99mol％，因此可以忽略由CO2不纯引起的不确定性。从长庆油田提取了18个岩心样品。应注意的是，储层压力约为15MPa，储层温度约为80摄氏度。将这些样品密封在自封袋中，以避免空气中的水分和CO2接触。原油取自长庆油田，该致密油不含沥青质，以消除沥青质沉淀对采收率的影响。
本文对长庆油田18个致密岩心样品进行了矿物组成分析，在矿物特征的基础上，选取了3个典型岩心样品进行了CO2驱油。这项工作的创新之处在于，利用NMR技术揭示了CO2驱过程中所含典型矿物与剩余油分布之间的潜在关系。具体结论如下：
根据表征结果，岩心中粘土矿物，即，伊利石、蒙脱石占总矿物含量的一半，其中蒙脱石是粘土矿物中最常见的矿物组成。除粘土矿物外，石英等其它矿物也起重要作用；
对于以伊利石为主的岩心，当注入压力低于MMP时，CO2不能有效地从较小孔隙中驱替油，而当注入压力高于MMP时，原油可以同时从较小和较大孔隙中被采收；对于以蒙脱石为主的岩心，由于CO2与蒙脱石之间可能的相互作用，中间孔隙中的含油饱和度增加；对于以石英为主的岩心，CO2可以显著地驱替较小和较大孔隙中的饱和油，而CO2与石英之间的相互作用对采收率的影响较小；
与以伊利石和蒙脱石为主的岩心样品相比，CO2驱提高以石英为主岩心的采收率更为有效，推测岩心矿物在影响CO2驱提高采收率方面起着重要作用。以石英为主的岩心有利于CO2驱油，而蒙脱石为主的岩心CO2驱油效率最低。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
Claims (8)
1.致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，其特征在于，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，检测每个岩心中矿物含量的多少，筛选出伊利石、蒙脱石、石英含量分别最高的三块岩心；
S2，进行细管实验，确定最小混相压力；
S3，确定最小混相压力后，对三块岩心分别进行饱和模拟地层水；
S4，向进行饱和模拟地层水之后的岩心中注入脱水脱气原油直至岩心不出水；
S5，在不同的压力下，将CO2注入到岩心中，每一压力阶段都直到出口端不出油为止，并分别进行核磁共振T2谱采样；同时计算不同阶段采收率；
S6，根据所述S5中的不同阶段的采收率计算在给定CO2注入压力下岩心样品中的剩余油分布规律。
2.根据权利要求1所述的致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，其特征在于，所述S1中检测每个岩心中矿物含量的多少，具体为：
对岩心进行洗油、烘干、切片，通过X射线衍射法测量每个岩心样品中的矿物含量。
3.根据权利要求2所述的致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，其特征在于，在CO2驱油实验前，首先进行细管实验，确定CO2与原油的最小混相压力，具体为：
细管实验进行至少三次，并且两次连续测量的偏差小于5.36％。
4.根据权利要求3所述的致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，其特征在于，所述S3中对三块岩心进行饱和模拟地层水，具体为：
在80℃的恒温箱中，对岩心进行清洗、烘干，之后将岩心放入夹持器中，加围压18MPa后对岩心抽真空12h，然后均以0.03ml/min的恒定速率将其饱和地层水，并对此状态下岩心进行核磁共振T2谱采样。
5.根据权利要求4所述的致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，其特征在于，所述S4中向进行饱和模拟地层水之后的岩心中注入原油直至岩心不出水，具体为：
在80℃的恒温箱中，以0.02ml/min的恒定注入速率将原油注入到已经饱和好地层水的岩心样品中，直至岩心不出水为止，并进行核磁共振T2谱采样，以推断岩心中的初始含油分布。
6.根据权利要求1-5任一项所述的致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，其特征在于，所述S5中CO2的浓度为99.99mol％。
7.根据权利要求6所述的致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，其特征在于，所述S3中的地层水中含有浓度为15000mg/L的Mn2+离子，以消除样品中地层水的氢信号。
8.根据权利要求1所述的致密油藏不同矿物组分岩心CO2驱提高采收率评价方法，其特征在于，所述S5中不同的压力至少包括以下四个压力点：4.25-4.35MPa、8.55-8.65MPa、11.25-11.40MPa和13.35-13.50MPa。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010456442.2A CN111577225A (zh) | 2020-05-26 | 2020-05-26 | 致密油藏不同矿物组分岩心co2驱提高采收率评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010456442.2A CN111577225A (zh) | 2020-05-26 | 2020-05-26 | 致密油藏不同矿物组分岩心co2驱提高采收率评价方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111577225A true CN111577225A (zh) | 2020-08-25 |
Family
ID=72116398
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010456442.2A Pending CN111577225A (zh) | 2020-05-26 | 2020-05-26 | 致密油藏不同矿物组分岩心co2驱提高采收率评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111577225A (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113933333A (zh) * | 2021-09-09 | 2022-01-14 | 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 |
| CN114417593A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-04-29 | 东北石油大学 | 一种评价孔隙连通性对页岩采收率影响的实验方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107941838A (zh) * | 2017-11-14 | 2018-04-20 | 西安石油大学 | 一种二氧化碳驱油过程中沥青质沉淀对孔喉分布影响的定量评价方法 |
| CN109612896A (zh) * | 2018-09-25 | 2019-04-12 | 西安石油大学 | 含裂缝的真实砂岩岩心物理模拟及驱油效果评价方法 |
| WO2020072514A1 (en) * | 2018-10-02 | 2020-04-09 | University Of Houston System | Optimization technique for co2-eor miscibility management in an oil reservoir |
-
2020
- 2020-05-26 CN CN202010456442.2A patent/CN111577225A/zh active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107941838A (zh) * | 2017-11-14 | 2018-04-20 | 西安石油大学 | 一种二氧化碳驱油过程中沥青质沉淀对孔喉分布影响的定量评价方法 |
| CN109612896A (zh) * | 2018-09-25 | 2019-04-12 | 西安石油大学 | 含裂缝的真实砂岩岩心物理模拟及驱油效果评价方法 |
| WO2020072514A1 (en) * | 2018-10-02 | 2020-04-09 | University Of Houston System | Optimization technique for co2-eor miscibility management in an oil reservoir |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| XING HUANG 等: "Influence of Typical Core Minerals on Tight Oil Recovery during CO2 Flooding Using the Nuclear Magnetic Resonance Technique", 《ENERGY & FUELS》 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113933333A (zh) * | 2021-09-09 | 2022-01-14 | 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 |
| 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 |
| CN114417593A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-04-29 | 东北石油大学 | 一种评价孔隙连通性对页岩采收率影响的实验方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Xiangzeng et al. | Method of moderate water injection and its application in ultra-low permeability oil reservoirs of Yanchang Oilfield, NW China | |
| Shojaei et al. | Relative permeability and capillary pressure curves for low salinity water flooding in sandstone rocks | |
| Kozaki | Efficiency of low salinity polymer flooding in sandstone cores | |
| Wan et al. | Is polymer retention different under anaerobic vs. aerobic conditions? | |
| CN111577225A (zh) | 致密油藏不同矿物组分岩心co2驱提高采收率评价方法 | |
| Cao et al. | The pore-scale mechanisms of surfactant-assisted spontaneous and forced imbibition in water-wet tight oil reservoirs | |
| Idahosa et al. | Rate-dependent polymer adsorption in porous media | |
| Le Van et al. | Effects of salinity and slug size in miscible CO2 water-alternating-gas core flooding experiments | |
| Xu et al. | Quantitatively study on imbibition of fracturing fluid in tight sandstone reservoir under high temperature and high pressure based on NMR technology | |
| Liwei et al. | Experimental study on gelling property and plugging effect of inorganic gel system (OMGL) | |
| Shabib-Asl et al. | A new hybrid technique using low salinity water injection and foam flooding for enhanced oil recovery in sandstone rock | |
| Meng et al. | A novel method for monitoring the imbibition behavior of clay-rich shale | |
| CN110879196B (zh) | 富含油凝析气藏油水相渗测试方法 | |
| Karimaie et al. | Effect of injection rate, initial water saturation and gravity on water injection in slightly water-wet fractured porous media | |
| Nurmi et al. | Improving Alkali Polymer Flooding Economics by Capitalizing on Polymer Solution Property Evolution at High pH | |
| Xu et al. | Experimental study on unstable imbibition characteristics of fracturing fluids at high pressures and temperatures in the tight continental reservoir | |
| Ferreira et al. | Rheology-based method for calculating polymer inaccessible pore volume in core flooding experiments | |
| Zargar et al. | Evaluation of a new agent for wettability alteration during enhanced oil recovery | |
| Liu et al. | Investigating the Impact of Aqueous Phase on CO2 Huff ‘n’Puff in Tight Oil Reservoirs Using Nuclear Magnetic Resonance Technology: Stimulation Measures and Mechanisms | |
| Bai et al. | Adsorption of a foam agent on porous sandstone and its effect on foam stability | |
| Fjelde et al. | Improvement of Spontaneous Imbibition in Carbonate Rocks by CO²-saturated Brine | |
| Fleury et al. | Intermediate wettability by chemical treatment | |
| Unsal et al. | In situ Viscosity Measurements of Microemulsions in Cores with Different Permeabilities | |
| Tao et al. | Experimental study on expansion law of micro-fractures induced by shale hydration | |
| El-hoshoudy et al. | APPLICATION OF ACRYLAMIDE POLYMER GRAFTED WITH SiO 2 NANOPARTICLES IN ENHANCED OIL RECOVERY-DESIGN PROJECT. |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20200825 |