KHLEBNIKOV V N, MISHIN A S, ANTONOV S V, KHAMIDULLINA I V,梁 萌, SVAROVSLAUA N A

(俄羅斯國立古勃金石油天然氣大學,莫斯科119991,俄羅斯)

?

一常見氣體及CO2在巖心模型和細長管模型上的驅(qū)油對比

KHLEBNIKOV V N, MISHIN A S, ANTONOV S V, KHAMIDULLINA I V,梁 萌, SVAROVSLAUA N A

(俄羅斯國立古勃金石油天然氣大學,莫斯科119991,俄羅斯)

對地層驅(qū)油過程進行物理模擬,分別借助常規(guī)低滲碳酸鹽巖心模型和細長管模型對比常見氣體(氮氣、甲烷、石油伴生氣)及液態(tài)CO2的驅(qū)油效果。結(jié)果表明:兩種模型對氮氣驅(qū)油能力的評估結(jié)果幾乎一致(分別為21%和19.1%);隨著流體與原油混溶性的增加,兩種模型評估結(jié)果的差異變大,對可與原油混溶的液態(tài)CO2的評估結(jié)果分別為52%和94.8%;僅基于巖心模型的常規(guī)驅(qū)替實驗并不能完全評估氣體/溶劑的驅(qū)油能力,尤其對混相驅(qū)油劑的評價結(jié)果是不可靠的。

細長管; 巖心模型; 驅(qū)替實驗; 提高采收率; 氣驅(qū)

1 概 述

在進行室內(nèi)原油驅(qū)替模擬時會用到各種各樣的地層滲流模型,如填砂管(填充有碎巖心或其他顆粒物)、油層的天然巖心、模型砂巖(如貝雷砂巖)、細長管(slim-tube)等,其中普遍采用的是填砂管和人造巖心[1-6]。膠結(jié)巖心被廣泛用于地層驅(qū)油模擬、二次采油工藝的優(yōu)化以及提高采收率等領域[2-4,7-9]。在研究氣驅(qū)和溶劑驅(qū)油過程時經(jīng)常用到細長管[1,10-18]。平板模型常用于驅(qū)油的孔道內(nèi)可視化研究[2,5,19]。在俄羅斯主要是基于巖心模型開展室內(nèi)地層驅(qū)油研究(見標準OCT 39-195-86[7])。

每類地層模型都具備其獨特的優(yōu)勢:巖心模型很好地保留了產(chǎn)油層的孔喉結(jié)構(gòu)和巖石的礦物特征;填砂管模型、貝雷砂巖模型和人造巖心能夠在模擬近似條件下進行不同方法與組成的對比研究;細長管可以很好地模擬原油與混相劑間的傳質(zhì)過程。由于單一模型不能充分描述與展現(xiàn)地層過程,因此在研究時常會用到幾種不同的模型[2,5,16-19]。

在開展室內(nèi)研究時,必須弄清的一個問題是:實驗所得到的數(shù)據(jù)和規(guī)律多大程度地反映了所研究的對象?進行油氣地層物理模擬時,最難再現(xiàn)的就是比例因子L/k1/2,其中,L為多孔介質(zhì)的長度;k為滲透率,這是由于地層和物理模型尺寸上存在不可比較性。

文獻[20]～[24]給出了答案,即便是一維水驅(qū)油過程,對其進行完全準確的物理模擬也是不可能的。因為滿足模型和真實地層的L/k1/2準則一致是一項不可能完成的任務[22,25]。實驗室內(nèi)用到的多孔介質(zhì)模型,不管是巖心還是填砂管,長度一般為20～100 cm。如果選擇研究的油層的尺寸為100 m,滲透率為 0.1 μm2,那么實驗室內(nèi)長度1 m的模型所對應的滲透率就應該為0.1×10-4μm2,也就是為原始值的1/10 000。那么即便建立了具有該滲透率的地層模型,并且基于該模型開展了驅(qū)替實驗,但當流體流經(jīng)具有該滲透率的多孔介質(zhì)時,展現(xiàn)出來的完全是一些和驅(qū)油幾乎沒有任何關系的其他物理過程。原因在于多孔介質(zhì)滲透率的降低不可避免地造成毛細管力作用的改變,而毛細管作用決定了整個驅(qū)油過程的機制。

為了解決該問題必須弄清楚物理過程的相似條件,也就是尋找可以將室內(nèi)實驗結(jié)果推廣到真實研究對象的相似準則[22,25-26]，即確定表征驅(qū)油過程的參數(shù)(如水或聚合物溶液的驅(qū)油效率)與某些無量綱準則之間的關系。如果表征驅(qū)油過程的參數(shù)不論在實驗室還是真實地層層面都不隨著所選擇的準則變化,那么就可以將實驗規(guī)律推廣到真實地層,該方法稱為趨近模擬。針對一維水驅(qū)油過程,在文獻[22]～[25]中可以找到該類條件,以滿足實驗室條件下水驅(qū)油過程的模擬和研究。為了確保滲透率的相似性需要滿足以下條件(P1準則):

準則P1和P2只是在一維水驅(qū)油的情況下保證了相似性條件。研究條件的改變(如選用其他驅(qū)油物質(zhì))就必須尋找新的無量綱相似標準,文獻[26]中基于維度分析,提出新的無量綱準則(達到吸附平衡的時間),并找到了相對于該參數(shù)的驅(qū)替過程的相似性條件。

在關于表面活性劑驅(qū)、堿驅(qū)、氣驅(qū)、溶劑驅(qū)、熱載體驅(qū)等研究中幾乎很少涉及或者考慮相似性條件。這有可能是因為上述驅(qū)油方式在相關研究中普及度較窄,或者是由于在地層過程模擬時較難尋找相似性條件。

為了開發(fā)低滲油藏和頁巖油通常采用氣驅(qū)、混相驅(qū)等工藝。在向地層注氣時,存在以下幾種驅(qū)油方式:非混相、部分混相和混相[27-28]。原油和氣體間的傳質(zhì)深度決定了它們之間的混溶度。如果傳質(zhì)對于流體性質(zhì)影響很小,那么驅(qū)油模式為非混相,該模式常見于低溫低壓條件下惰性氣體(氮氣、甲烷、煙道氣)驅(qū)替黏稠油過程?；煜囹?qū)分為初次接觸混溶和多次接觸混溶,如果溶劑(液態(tài)二氧化碳、液化石油氣)和原油屬于彼此混溶,那么混相驅(qū)為初次接觸混溶;如果在注氣過程中通過多次質(zhì)量傳遞達到混相,那么稱其為多次接觸混溶。在多次接觸混溶中,接觸相組成和性質(zhì)的變化過程需要較長的時間和路徑,而過渡區(qū)定義為地層中通過多次接觸達到混相的那部分(接觸相組成改變區(qū))。

過渡區(qū)的距離有可能很長(如對于氮氣-原油體系在壓力為34.5～27.5 MPa時,過渡區(qū)的長度為14～25 m[10]),其長度取決于多孔介質(zhì)類型、原油和氣體的組成及壓力,在研究多次接觸混相過程時必須使用較長的地層模型。因為如果使用短模型用于氣驅(qū)或水氣混和驅(qū)研究(嚴格來講模型長度小于或略等于過渡區(qū)的長度),將會導致得出的結(jié)論與實際地層條件不符。

細長管(slim tube)于20世紀50年代開始用作地層(多孔介質(zhì))模型(長度至40 m,直徑4～10 mm),其中填充物一般為砂或者其他類似材料,該長度使穩(wěn)定過渡區(qū)對驅(qū)油指數(shù)的影響降到最低。使用具備該類構(gòu)造的多孔介質(zhì),驅(qū)油過程最大程度上接近一維線性驅(qū)替(管流),并消除了黏度不穩(wěn)定性與注水舌進的形成。細長管常被用作研究原油和氣體/溶劑混溶程度的標準方法[11-13]。

細長管實驗重現(xiàn)了地層的溫壓條件,通常選用地層原油或者合成油。多孔介質(zhì)的材料常用砂、玻璃珠或者粉狀巖心,然而這并不能充分還原地層條件,所以細長管方法模擬的只是原油和氣體間的質(zhì)量傳遞過程。本文中的出發(fā)點是對比巖心模型驅(qū)替結(jié)果,通過利用兩類不同的地層模型來評價物理模擬過程的可靠性。研究的目的在于對比混相驅(qū)油劑在巖心模型和細長管上的驅(qū)油數(shù)據(jù)。研究幾種常見氣體(氮氣、甲烷和石油伴生氣)及溶劑(液態(tài)二氧化碳)在近某油田條件下的非混相、部分混相和混相驅(qū)。類似的研究在文獻中鮮有報道,一般只借助巖心/填砂管和細長管對比一種物質(zhì)(二氧化碳)的驅(qū)油效果[1,14-17]。

實驗對象為東西伯利亞某油田,其特點是低滲碳酸鹽巖層、低原油黏度、低地層溫度、高地層水礦化度,適于氣驅(qū)開發(fā)。

2 實驗裝置與方法

2.1 裝置與原料

選用巖心驅(qū)替裝置(型號УИК-5)完成所有流動實驗,壓力為19.2 MPa;溫度為19.2 ℃。此外,細長管實驗在改裝后的巖心驅(qū)替裝置[12]上進行。

實驗用模型油的配制方法:將主要的石油氣成分(甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷和異丁烷,含量≥1%)溶于脫氣脫水原油得到含氣模型油。模型油黏度為3.44～3.45 mPa·s(在地層條件下用高壓毛細管黏度計測得)。石油伴生氣(associated petroleum gas,APG)模型由上述5種氣體按一定比例混合而成,其平均相對分子質(zhì)量與實際伴生氣保持一致,組成及性質(zhì)見表1和表2。

表1 石油伴生氣模型組成

Table 1 Composition of the APG model

組分體積分數(shù)/%甲烷78.080乙烷12.525丙烷6.740異丁烷0.882正丁烷1.773

所用氣體(氮氣、甲烷、CO2、乙烷、丙烷、正丁烷和異丁烷)的純度均不小于99.9%。此外實驗中還用到了丙烷-丁烷餾分(PBF),為莫斯科煉廠提供的液化石油氣。

表2 伴生氣性質(zhì)

2.2 細長管實驗方法

細長管驅(qū)替實驗在УИГ-5裝置上進行[12]。細長管模型為長度990 cm、內(nèi)徑0.8 cm的不銹鋼管,其中填充有石英砂(0.315～1.0 mm),為便于實驗操作將細長管繞成直徑35 cm的環(huán)。實驗前,先用醇-苯溶液驅(qū)洗細長管,其次在60～70 ℃下用空氣將其吹干,然后用煤油飽和,最后用模型油將煤油置換出來。準備完成后,開始注氣/溶劑驅(qū)油實驗,考慮到驅(qū)替實驗裝置本身的參數(shù)要求以及實驗可行性與可操作性,在所有實驗中驅(qū)油劑的注入速度均保持在12 mL/h。關于注入速率對實驗結(jié)果的影響,研究發(fā)現(xiàn)[29-30],隨著模型長度增長,注入速率對實驗結(jié)果的影響逐漸減弱,尤其對于細長管模型,注入速率對實驗結(jié)果的影響不明顯。

為了評價原油與氣體的混溶程度,選用試劑注入1.2VP(VP為孔隙體積)時的采收率作為衡量標準[12]。當采收率(R)≥90%時為混相驅(qū);當采收率介于60%～90%時為部分混相驅(qū);當采收率≤60%時為非混相驅(qū)。

驅(qū)替過程中用超聲波兩相分離-測量計測定從地層模型中流出的油氣體積。該裝置與地層模型末端相連,其中維持了同樣的地層壓力。系統(tǒng)地層壓力的維持是通過在地層模型末端安裝液壓阻尼器實現(xiàn)的,通過該裝置可將地層模型末端流體的壓力從地層壓力降到大氣壓。脫氣原油的體積用超聲波分離-測量計測定,氣體的體積用氣體流量計測量。

2.3 巖心模型實驗方法

巖心模型的制備:實驗中用到的線性低滲地層模型由5塊巖心按順序排列組成,巖心采用通用的方法制備,模型中巖心的擺放方式保持統(tǒng)一的巖性類型并保持滲透率/孔隙度的關系一致。由于地層巖石含有巖鹽,因此用氯仿對巖心進行了萃取。巖心中的束縛水用毛細管計創(chuàng)建。地層水和注入水的密度分別為1 255 、1 010 kg/m3,組成列于表3。

地層巖心模型的制備工作在古勃金國立石油天然氣大學巖性研究室完成。表4中列出了地層模型的各項參數(shù)。

表3 模型水組成

表4 地層模型參數(shù)

3 結(jié)果分析

3.1 細長管氣體/溶劑驅(qū)替實驗

典型的細長管氣體驅(qū)替實驗曲線如圖1所示(甲烷)。由圖可見,在初始階段氣體驅(qū)油模式為活塞驅(qū),氣竄之后產(chǎn)油速率下降,壓降趨于穩(wěn)定,最后氣體在較小的壓差下滲流通過細長管。

圖1 細長管模型甲烷驅(qū)替曲線

圖2為液態(tài)CO2驅(qū)替結(jié)果,表5為細長管驅(qū)替實驗結(jié)果。由圖2和表5看出,注液態(tài)CO2時發(fā)生氣竄的時刻遠比注氮氣、甲烷和石油伴生氣

晚。圖2中發(fā)生氣竄的判據(jù)是氣油比的迅速增加。當注入液態(tài)CO2的量到1.2VP時,采收率達到94.8%,由此可見,該種情況下驅(qū)油模式為混相驅(qū)。

在本文特定油田條件下所選的幾種流體具備不同的驅(qū)油性能,對于該地層氮氣和甲烷的驅(qū)油效果不好,而石油伴生氣和液態(tài)CO2是較理想的驅(qū)油劑。

圖2 細長管模型液態(tài)二氧化碳驅(qū)替曲線

表5 細長管驅(qū)替實驗結(jié)果

注:長度L=9.9 m,直徑d=0.8 cm,平均氣相滲透率kg=31 μm2,平均煤油相滲透率kk=17.4 μm2,平均油相滲透率ko=16.5 μm2。

3.2 巖心模型驅(qū)替實驗

在巖心模型上首先考察氣體烴類和氮氣的驅(qū)替過程,實驗結(jié)果見表6,典型的巖心模型驅(qū)替曲線見圖3。所有實驗均在零壓差下開始,起初在向飽含油的地層模型注惰性氣體時,觀察到壓降的急劇增加,這與原油經(jīng)過低滲巖心開始滲流有關(通常當注入量達到系統(tǒng)的機械無效體積時,壓降達到最大值,圖3中并無標出)。然后壓降快速減小,并隨之發(fā)生氣竄。氣竄之前驅(qū)油模式為活塞驅(qū),氣竄后驅(qū)油量急劇減少,當再無原油被驅(qū)出且壓降達到穩(wěn)定時停止氣體的注入。

表6 巖心模型驅(qū)替實驗結(jié)果

注:*表示驅(qū)替終止,**表示注入模型水,***表示實驗裝置壓差的限值。

圖3 巖心模型M4伴生氣驅(qū)替曲線

表6說明,在使用巖心地層模型時氮氣和甲烷表現(xiàn)出的驅(qū)油效率幾乎是一樣的,而石油伴生氣要顯著優(yōu)于上述二者。通過對巖心模型和細長管的惰性氣體驅(qū)替實驗結(jié)果(表7)進行對比發(fā)現(xiàn),對于甲烷和石油伴生氣,借助巖心地層模型獲得的驅(qū)替效果要遠低于長細管;氮氣在兩種模型上表現(xiàn)出的驅(qū)油性能非常接近;在使用兩類地層模型時,氣竄實際上都在同一時刻發(fā)生,該結(jié)論對任何氣體都適用(氮氣、甲烷及伴生氣),也就是說氣竄時間不因模型類型的不同而發(fā)生改變。

表7 細長管實驗和巖心模型驅(qū)替實驗的比較

在進行液態(tài)CO2驅(qū)油研究時遇到了技術瓶頸,由于低滲巖心模型注入速率太低,地層模型末端(與CO2細長管實驗相似)的阻尼閥無法使用;此外,因為CO2與原油發(fā)生混溶,無法直接利用超聲波分離-測量儀測定產(chǎn)出油的體積。為了解決上述問題,采用利用堿液對隨油產(chǎn)出的CO2進行中和的辦法。實驗前先在兩相超聲波分離-測量儀中加入150 mL 20%的氫氧化鈉溶液,這些量對于固定產(chǎn)出的CO2并測定產(chǎn)出油的體積是合適的。

由表6和表7的數(shù)據(jù)可以看出,CO2比其他惰性氣體具備更優(yōu)良的原油驅(qū)替性能,但巖心模型上CO2的驅(qū)油效率遠遠低于細長管上的情況(分別為52.0%和94.8%～95.8%)。

圖4 巖心模型M3液態(tài)二氧化碳驅(qū)替曲線

圖4為巖心模型M3液態(tài)二氧化碳驅(qū)替結(jié)果?？梢钥闯?壓差與注入體積間的關系非常復雜,起初階段CO2注入剛開始就觀察到了壓降的上升(與此同時原油被驅(qū)出),隨后壓降上升到最大值(0.904 MPa),之后迅速減小,不久產(chǎn)油停止,也就說明了氣竄的發(fā)生。在實驗最終階段,隨著CO2的注入壓降單調(diào)遞增,注入到1.35VP～1.4VP的CO2后,壓降上升急劇加速,直到驅(qū)替實驗終止。驅(qū)替曲線的外觀說明,驅(qū)替的終止不是因為原油的驅(qū)出,也不是因為CO2作用下原油中膠質(zhì)瀝青的析出,最可能的原因是CO2導致的高礦化度殘余水中鹽的析出。

3.3 其他驅(qū)替實驗

鑒于CO2對地層滲透率的不良影響,必須尋找其他的替代驅(qū)油劑。在巖心模型M5上開展了水驅(qū)油實驗,其中注入水的礦化度低于地層水(表6,圖5)。結(jié)果發(fā)現(xiàn),注水時的壓降非常高(壓降設定上限近2 MPa,但由于滲流速度較低,其沒有得到很好的控制)。通常水驅(qū)油過程中隨著原油的驅(qū)出,水相滲透率隨著增加,而本研究中結(jié)果相反,油的驅(qū)出導致了地層水相滲透率的極大減小(圖5)。實驗結(jié)束時巖心的水相滲透率接近5×10-7μm2,該值相對于油相及煤油的滲透率(在剩余水飽和度條件下)要得多。所有這些均證明,對于低滲疏水地層,水并不是合適的原油驅(qū)替劑。

圖5 巖心模型M5水驅(qū)油曲線

地層中阻礙原油被驅(qū)出的主要作用力為黏滯力和毛細管力。地層滲透率越低,毛細管力在其中的貢獻越大(對于原油黏度不變的情況)。因此要想將油從低滲地層中驅(qū)替出來,必須降低毛細管力,通常表現(xiàn)在降低界面張力上。隨著氣體與原油混溶程度的增加,油/氣界面張力減小,最后直到零張力(完全混相驅(qū))。類似氮氣、甲烷和伴生氣等惰性氣體不能與原油很好地混溶,也就不能顯著地減弱油/氣界面張力,因此對毛細管力的影響甚微。但是,惰性氣體使用方便、原料易得且成本低廉,為了實現(xiàn)較好的驅(qū)油效果有必要提高其與原油的混溶度。

通常的做法是向該類氣體中添加丙烷、丁烷或者CO2[31-32]成為富氣,或者在注惰性氣之前先注入一段輕烴段塞[33]。本文中研究了輕烴(丙烷-丁烷餾分(PBF))段塞對甲烷驅(qū)油性能的影響(表5)。驅(qū)替實驗在細長管模型上進行,結(jié)果發(fā)現(xiàn),通過連續(xù)注入0.2VP的PBF和1.0VP的甲烷最終可以獲得96.7%的采收率,這要高于注純液態(tài)CO2的效果。原因在于前置的PBF段塞弱化了阻礙低滲多孔介質(zhì)中原油滲流的毛細管力。此外由于該餾分黏度遠低于原油,它還可降低黏滯力(流動摩擦中的能量損失)。

3.4 常規(guī)巖心模型和細長管模型驅(qū)替實驗結(jié)果

常規(guī)的巖心模型并不能充分評估氣體/溶劑的驅(qū)油性能。氣體與原油的混溶程度越高,細長管和常規(guī)巖心驅(qū)替實驗的結(jié)果差別越大(表7)，從而直接證明了線性的常規(guī)巖心模型并不能保證足夠的滲流路徑以使氣體與原油達到混溶,該類模型只有在非混相的情況才可以提供較為可信的結(jié)果。如氮氣驅(qū)油的過程為簡單的非混相驅(qū),其質(zhì)量傳遞并不對驅(qū)替本身產(chǎn)生影響(與水驅(qū)類似),因此氮氣在常規(guī)巖心模型和細長管模型上表現(xiàn)出相近的驅(qū)油效率(分別為21%和19.1%)。

利用常規(guī)巖心模型對氣體/溶劑進行驅(qū)油能力的測試并不能得到可信的結(jié)果。氮氣和甲烷在巖心模型上的驅(qū)油效率幾乎一樣,但按照細長管實驗的數(shù)據(jù)兩者相差達兩倍多(表7)。所以在借助巖心模型考察不同氣體/溶劑驅(qū)油性能、研究流體組成對驅(qū)油效率的影響時,對獲得的實驗結(jié)果必須謹慎對待。

驅(qū)替過程中原油與驅(qū)替劑的相互作用固然重要,但并不是“驅(qū)替劑-原油-水-巖石”體系中存在的唯一作用。就像巖心模型M3的實驗結(jié)果,CO2與地層水(或者巖心)的作用直接導致了驅(qū)替實驗的終止。所以,對于難開采地層和復雜油藏,必須利用油層的真實巖心進行地層模擬實驗,以及時發(fā)現(xiàn)所選的驅(qū)替劑在應用時潛在的不適性。

4 結(jié) 論

(1) 同等實驗條件下,液態(tài)CO2在細長管上的驅(qū)油率為94.8%,達到混相驅(qū),但在巖心模型上的驅(qū)替效率只有52%,說明采用線性巖心地層模型進行驅(qū)替實驗并不能充分評估混相驅(qū)油劑(氣體/溶劑)的驅(qū)替性能,這是因為過短的滲流路徑無法形成多次接觸混相。氮氣在兩類模型上的驅(qū)油率非常接近(21%和19.1%),說明巖心模型可以很好地模擬非混相過程(水驅(qū)和非混相氣驅(qū))。

(2) 氮氣和甲烷的驅(qū)油性能幾乎一樣(21%和21.5%),而細長管模型得出的結(jié)果是甲烷要遠優(yōu)于氮氣(38.3%和19.1%),說明僅借助巖心模型對比驅(qū)油劑的驅(qū)替性能并不能得到可信的結(jié)果。

(3) 在選定的油層條件下CO2驅(qū)油性能最好,但其會導致地層水鹽分的析出,堵塞巖心孔道,導致驅(qū)替過程的終止,因而CO2并不是理想的驅(qū)替劑。對于復雜油田條件必須選擇有代表性的巖心作為地層模型來進行活性流體(指能夠改變地層油/水/巖石等性質(zhì)的流體)的驅(qū)替實驗,借助該研究能夠預防在實際使用時流體潛在的不適性。

致謝：感謝波斯特尼科娃教授的指導和幫助！

[1] 任韶然,楊昌華,侯勝明,等. 注氣體積和輕質(zhì)油藏空氣驅(qū)機制的關系探討[J]. 中國石油大學學報(自然科學版), 2012, 36(3):121-125. REN Shaoran, YANG Changhua, HOU Shengming, et al. Relationship between air volume and oil-recovery mechanism for light oil air injection process[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2012,36(3):121-125.

[2] 隋軍,石梅,孫鳳榮,等. 以石油烴類為唯一碳源提高采收率菌種的研究[J]. 石油學報, 2001, 22(5):53-57. SUI Jun, SHI Mei, SUN Fengrong, et al. Microbial EOR studies on the microorganisms using petroleum hydrocarbons as sole carbon source[J]. Acta Petrolei Sinica, 2001, 22(5):53-57.

[3] 吳文祥,史雪冬,盧澍韜,等. 高溫油藏用新型聚合物耐溫性能研究[J]. 石油化工高等學校學報, 2014,27(6):67-71. WU Wenxiang, SHI Xuedong, LU Shutao, et al. Study on heat resistant of new polymer in high temperature reservoir[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2014, 27(6):67-71.

[4] 楊菲,郭擁軍,張新民,等. 聚驅(qū)后締合聚合物三元復合驅(qū)提高采收率技術[J]. 石油學報, 2014, 35(5):908-913. YANG Fei, GUO Yongjun, ZHANG Xinmin, et al. Enhanced oil recovery technology of alkaline/surfactant/hydrophobically associating polyacrylamide flooding after polymer flooding[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(5):908-913.

[5] 鹿騰,李兆敏,李松巖,等. 稠油溶解氣驅(qū)滲流特征物理模擬和數(shù)值模擬[J]. 石油學報, 2014,35(2):332-339. LU Teng, LI Zhaomin, LI Songyan, et al. Physical and numerical simulations of flow characteristics in solution gas drive for heavy oils[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(2):332-339.

[6] 李宏嶺,侯吉瑞,岳湘安,等. 地下成膠的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝膠調(diào)堵劑性能研究[J]. 油田化學, 2005, 22(4):358-361. LI Hongling, HOU Jirui, YUE Xiangan, et al. Performance properties of starch-acrylamide in-situ gelling fluid as profiling/water plugging agent[J]. Oilfield Chemistry, 2005, 22(4):358-361.

[7] ОСТ 39-195-86. Нефть, метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях[S]. Москва：Министерство Нефтяной Промышленности，1986.

[8] 閆文華,付強,楊兆明,等. 不同尺寸段塞組合等流度二元驅(qū)驅(qū)油效果評價[J]. 石油化工高等學校學報, 2014,27(5):80-84. YAN Wenhua, FU Qiang, YANG Zhaoming, et al. Evaluation of SP flooding effect of different size slug combination with equi-mobility[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2014,27(5):80-84.

[9] 楊大慶,尚慶華,江紹靜,等. 滲透率對低滲油藏CO2驅(qū)氣竄的影響規(guī)律研究[J]. 西南石油大學學報(自然科學版), 2014,36(4):137-141. YANG Daqing, SHANG Qinghua, JIANG Shaojing, et al. A study about influence law of permeability on gas channeling of CO2flooding under low permeability reservoirs[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2014,36(4):137-141.

[10] AHMED T, MENZIE D, CRICHLOW H. Preliminary experimental results of high-pressure nitrogen injection for EOR systems[J]. SPE Journal, 1983,23(2):339-348.

[11] ПОЛИЩУК А М, ХЛЕБНИКОВ В Н, ГУБАНОВ В Б. Использование слим-моделей пласта (slim tubе) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Часть 1. Методология эксперимента[J]. Нефтепромысловое Дело, 2014(5):19-24.

[12] ХЛЕБНИКОВ В Н, ГУБАНОВ В Б, ПОЛИЩУК А М. Использование слим-моделей пласта (slim tubе) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Часть(2): оценка возможности применения стандартного фильтрационного оборудования для осуществления слим-методики[J]. Нефтепромысловое Дело, 2014(6):32-38.

[13] ХЛЕБНИКОВ В Н, ГУБАНОВ В Б, и ПОЛИЩУК А М. Использование слим-моделей пласта для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами Часть(3): особенности массопереноса при вытеснении нефти двуокисью углерода[J]. Нефтепромысловое Дело, 2014(9):43-47.

[14] OMOLE O, OSOBA J S. Effect of column length on CO2-crude oil miscibility pressure[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology, 1989,28(4):97-102.

[15] DU Baojian, CHENG Linsong. Experimental study of enhanced oil recovery with CO2slug+N2flood in low permeability reservoir[J]. Geosystem Engineering, 2014,17(5):279-286.

[16] 王生奎,魏旭光,張鳳麗. 阿爾及利亞某油田富氣混相驅(qū)試驗研究[J]. 西南石油大學學報(自然科學版), 2011,33(1):115-119. WANG Shengkui, WEI Xuguang, ZHANG Fengli. The pilot test of enriched-gas miscible flooding in certain oil field of Algeria[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2011,33(1):115-119.

[17] 劉曉軍,潘凌,孫雷,等. 低滲油藏注CO2/N2組合段塞改善驅(qū)油效率實驗[J]. 西南石油大學學報(自然科學版), 2009, 31(4):73-78. LIU Xiaojun, PAN Ling, SUN Lei, et al. Enhancing oil-displacement efficiency experimental research of combination CO2/N2slug injection in low permeability oil reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2009,31(4):73-78.

[18] 劉淑霞. 特低滲透油藏CO2驅(qū)室內(nèi)實驗研究[J]. 西南石油大學學報(自然科學版), 2011, 33(2): 133-136. LIU Shuxia. Research on laboratory experiments of CO2drive in ultra-low permeability reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2011,33(2):133-136.

[19] 李克華,趙福麟,焦翠,等. 調(diào)剖時機的試驗研究[J]. 西安石油學院學報(自然科學版), 2002,17(2):30-32. LI Kehua, ZHAO Fulin, JIAO Cui, et al. Experimental study on opportune time of profile control[J]. Journal of Xian Petroleum Institute (Natural Science Edition), 2002,17(2):30-32.

[20] БРИДЖМЭН П В. Анализ размерностей[M]. Ленинг- рад-Москва: ОНТИ - ГТТИ, 1934.

[21] ТРЕБИН Ф А, и ЭФРОС Д А. Использование данных моделирования для некоторых случаев расчета дебитов скважин[J]. Нефтяное Хозяйство, 1955(7):36-42.

[22] ЭФРОС Д А. Исследования фильтрации неоднород- ных систем[M]. Ленинград: Гостоптехиздат, 1963.

[23] СЕДОВ Л И. Методы подобия и размерности в механ- ике[M]. Москва: Наука, 1977.

[24] БАРЕНБЛАТТ Г И. Подобие, автомодельность, про- межуточная асимптотика: tеория и приложения к геофизической гидродинамике[M]. Ленинград: Гидрометеоиздат, 1982.

[25] ЭФРОС Д А, ОНОПРИЕНКО В П. Моделирование линейного вытеснения нефти водой[J]. Труды ВНИИВопросы Подземной Гидродинамики и Разработки Нефтяных Месторождений, 1958(12):331-360.

[26] ПОЛИЩУК А М. О моделировании одномерного вытеснения нефти из линейных пористых сред полимерными растворами[J]. Труды ВНИИИсследование Новых Методов Повышения Нефтеотдачи Пластов, 1982(80):40-48.

[27] LAKE L W. Enhanced oil recovery[M]. Englewood Cliffs, New Jersey: Prentice Hall, 1989.

[28] STALKUP Fred I. Miscible displacement[M]. New York: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers of AIME, 1983.

[29] FLOCK D L, NOUAR Akli. Parametric analysis on the determination of the minimum miscibility pressure in slim tube displacements[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology, 1984,23(5):80-88.

[30] RANDALL T E, BENNION D B. Recent developments in slim tube testing for hydrocarbon-miscible flood (Hcmf) solvent design[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology, 1988,27(6):33-44.

[31] LEE Shengtai, MOULDS T P, NARAYANAN R, et al. Optimizing miscible injectant (MI) composition for gas injection projects [R]. SPE 71606, 2001.

[32] MOULDS T P, MCGUIRE P L, JERAULD G R, et al. Pt. McIntyre: a case study of gas enrichment above MME [R]. SPE 84185, 2003.

[33] ИСХАКОВ И А, ГАБИТОВ Г Х, ГАЙНУЛЛИН К Х, и др. Перспективы добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на истощенных рифовых месторождениях предуральского прогиба Башкортостана[J]. Нефтяное Хозяйство, 2003(4):49-54.

(編輯 劉為清)

Comparison of oil displacement by gases and CO2using core model and slim-tube

KHLEBNIKOV V N, MISHIN A S, ANTONOV S V, KHAMIDULLINA I V,LIANG Meng, SVAROVSLAUA N A

(GubkinRussianStateUniversityofOilandGas,Moscow119991,Russia)

The physical modeling of reservoir processes was conducted. A comparative study of oil displacement efficiency was investigated using gas agents (nitrogen, methane, associated petroleum gas) and liquid CO2with the core models of low-permeability carbonate reservoir and slim-tube. It is shown that the two models have the similar oil displacement coefficient for nitrogen (21% and 19.1%). With the increasing miscibility of fluids in crude oil, the difference between the results of the two models becomes larger. For liquid carbon dioxide, which is miscible with oil, evaluation results of the two models are 52% and 94.8%, respectively. Therefore, it is concluded that the normal displacement experiment using core models cannot evaluate the oil displacement efficiency of gas agents and solvents. Especially the evaluation results for the mixed oil displacement agents are unreliable.

slim tube; core model; displacement experiment; EOR; gas injection

2016-02-10

俄羅斯教育與科學部基金項目(13.1926.2014/K)

KHLEBNIKOV V N(1957-),男,教授,博士,研究方向為提高原油采收率技術。E-mail: khlebnikov_2011@mail.ru。

1673-5005(2016)05-0151-08

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.05.019

TE 357

:A

KHLEBNIKOV V N, MISHIN A S, ANTONOV S V,等.常見氣體及CO2在巖心模型和細長管模型上的驅(qū)油對比[J]. 中國石油大學學報(自然科學版), 2016,40(5):151-158.

KHLEBNIKOV V N, MISHIN A S, ANTONOV S V, et al. Comparison of oil displacement by gases and CO2using core model and slim-tube[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2016,40(5):151-158.