Experimental study on the mobility of Junggar Basin's Jimsar shale oil by CO2 huff and puff under different temperatures and pressures
-
摘要: 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油储集层主要发育微纳尺度孔喉裂隙系统，同时油质黏稠，动用难度大，注CO2吞吐是提高采收率的重要技术。为了认清吉木萨尔页岩油储层注CO2吞吐下的可动性规律，对该区芦草沟组45块岩心进行了研究。储层岩性为云屑砂岩、砂屑云岩和岩屑砂岩；储层覆压孔隙度介于2.0%~22.7%之间，平均为11%，覆压渗透率平均为0.01×10-3 μm2，小于0.1×10-3 μm2的样品占比达90%以上。根据岩心物性分类，选取20块岩样开展核磁实验，对页岩油低场核磁共振实验测量的6个关建参数进行了优化；通过将页岩油压汞实验数据和低场核磁共振实验数据对比，在对数坐标下建立了页岩岩心的T2值与孔隙半径之间的线性关系，通过T2谱定量获得了页岩的孔隙半径分布。在此基础上，在不同温压条件下开展9种CO2吞吐实验，结合采收率、动用程度等指标分析得知，半径小于300 nm的小孔隙中页岩油难以动用，300~1 000 nm的中孔隙和大于1 000 nm的大孔隙中页岩油动用程度相对较高，且随着温度和压力的提高而增大。Abstract: Micro- and nano-scale pore-throat fissure systems were mainly developed in the Jimsar shale oil reservoir of the Junggar Basin with the oil of viscous and difficult to be produced.CO2 huff-and-puff is an important technology to enhance the oil recovery. To understand the mobility law of Jimsar shale oil reservoir under CO2 huff and puff, 45 cores of the Lucaogou Formation in this area were studied in this study.The cores was classified into dolomitic sandstone, doloarenite and lithic sandstone. The overburden porosity of the reservoir is 2.0%-22.7%, and the average value is only 11.0%. The average overburden permeability is 0.01×10-3 μm2, and more than 90% of the samples have permeability lower than 0.1×10-3 μm2. According to physical property classification, 20 rock samples were further selected and 6 key parameters for low-field NMR measurement were optimized. By comparing the experimental data of shale oil mercury injection with those of low-field NMR, the linear relationship between T2 value and pore radius of shale core was established in logarithmic coordinates.The pore radius distribution of shale was obtained quantitatively according to the T2 spectrum. 9 kinds of CO2 huff and puff experiments were carried out under different temperatures and pressures. The analyses of recovery rate, utilization degree and other indicators show that shale oil in small pores(r < 300 nm) is difficult to produce, and the utilization degree of shale oil in medium pores (300 nm < r < 1 000 nm) and large pores(r>1 000 nm) is relatively higher, and increases with the increase of temperature and pressure.
-
Key words:
- low-field NMR /
- CO2 huff and puff /
- mobility /
- shale oil /
- Jimsar Sag /
- Junggar Basin
-
随着水平井分段压裂技术的提高，全球页岩油产量快速增加，已成为世界油气勘探开发的焦点[1-3]。页岩油藏经过水平井分段压裂后初始采油速度较高，但产量递减快，一次采收率低，只有5%~10%[4-6]，仍有大量的原油滞留于页岩油储层孔隙中，为此，亟需开展页岩油可动性研究，进而提高页岩油采收率。大量文献显示，超临界CO2具有类似气体的扩散性及液体的溶解能力，其在页岩油储层中具有良好的注入能力，且CO2在原油中具有较好的萃取能力，通过与原油接触，发生扩散、溶解、抽提和混相作用，可以降低原油黏度和界面张力[7-10]，因此，CO2吞吐可以有效动用页岩油。HAWTHORNE等[11]实验表明，注CO2可以有效动用岩心中的原油，原油膨胀和浓度扩散是主要机理。SONG和YANG[12]对巴肯致密岩心开展了不同压力CO2吞吐实验，非混相、近混相和混相采收率分别为42.8%，63%，61%。JIN等[13-15]在巴肯油藏条件下采用保存好的天然岩心开展超临界CO2萃取实验，在24 h内巴肯岩心采收率最高可达99%，巴肯和上巴肯样品采收率可以达到60%，分子扩散在原油动用过程中起到重要作用。LI等[16]研究了注入压力对CO2吞吐效果影响，表明页岩油藏开展CO2吞吐可以取得较高采收率，注入压力应该高于最小混相压力。由于页岩油低孔低渗高黏的特性，页岩油CO2吞吐实验具有周期长、易失败等缺点，很少有对同一页岩油储层开展综合性CO2吞吐实验研究。
吉木萨尔页岩油藏是我国国家级陆相页岩油示范区。该油藏不同于普通油藏，具有岩性复杂、纵向变化快、孔隙度低、渗透率低、油质黏稠、富含干酪根等特点。本文选取准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组45块岩心样品，在统计分析页岩油基本物性和确定T2谱与孔隙半径之间对应关系的基础上，借助低场核磁共振技术，研究岩性、温度和压力对CO2吞吐下不同孔隙中页岩油动用程度的影响。
1. 岩心物性分析
吉木萨尔凹陷芦草沟组沉积于咸化湖泊中，受到机械沉积、化学沉积及生物沉积作用，主要发育由陆源碎屑、火山碎屑和碳酸盐矿物构成的陆相混积岩。纵向上，芦草沟组自下而上分为芦一段(P2l1)和芦二段(P2l2)，段内各分成2个砂层组(P2l12，P2l11，P2l22，P2l21)，根据物性和含油性分布特征，芦二段二砂组(P2l22)中上部发育“上甜点”，尖灭在凹陷内部，呈东西带状分布；芦一段二砂组(P2l12)中上部发育“下甜点”，在凹陷内均有分布。从上、下甜点选取45块岩心，进行物性统计分析，岩心物性统计见表 1。
表 1 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心物性统计分析Table 1. Physical property of Jimsar shale oil cores in Junggar Basin序号 岩性 孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 序号 岩性 孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 1 砂屑云岩 9.7 0.011 24 云屑砂岩 20.8 0.486 2 砂屑云岩 7.9 0.016 25 云屑砂岩 22.7 0.594 3 砂屑云岩 14.0 0.282 26 云屑砂岩 10.2 0.007 4 砂屑云岩 9.0 0.014 27 云屑砂岩 11.0 0.045 5 砂屑云岩 17.3 0.712 28 云屑砂岩 7.5 0.947 6 砂屑云岩 9.7 0.016 29 云屑砂岩 2.0 0.012 7 砂屑云岩 11.8 0.093 30 云屑砂岩 14.3 0.023 8 砂屑云岩 11.7 0.045 31 云屑砂岩 9.9 0.016 9 砂屑云岩 15.4 0.041 32 云屑砂岩 9.1 0.020 10 砂屑云岩 7.2 0.028 33 云屑砂岩 7.1 0.028 11 砂屑云岩 2.5 0.154 34 云屑砂岩 7.0 0.015 12 砂屑云岩 9.2 0.020 35 砂屑云岩 10.8 0.402 13 砂屑云岩 10.2 0.056 36 云屑砂岩 9.3 0.017 14 砂屑云岩 4.7 0.031 37 岩屑砂岩 12.9 0.149 15 砂屑云岩 7.7 0.016 38 岩屑砂岩 14.5 0.250 16 砂屑云岩 8.0 0.013 39 岩屑砂岩 15.0 0.234 17 砂屑云岩 4.9 0.015 40 岩屑砂岩 11.8 0.057 18 砂屑云岩 4.9 0.014 41 岩屑砂岩 15.2 0.298 19 砂屑云岩 6.8 0.018 42 岩屑砂岩 16.1 0.298 20 砂屑云岩 13.0 0.018 43 岩屑砂岩 16.0 0.565 21 云屑砂岩 13.9 0.023 44 岩屑砂岩 17.1 0.157 22 砂屑云岩 16.0 0.065 45 岩屑砂岩 16.0 0.991 23 砂屑云岩 16.5 0.089 芦草沟组岩石成分成熟度低，多为过渡性岩类，储层岩石矿物成分多样，岩性复杂，“上甜点”优势岩性为纹层状砂屑云岩、纹层状岩屑长石粉细砂岩、纹层状云屑砂岩；“下甜点”优势岩性为纹层状云质粉砂岩。为了便于后续开展实验，根据表 1岩心物性统计分析，将岩心岩性分为云屑砂岩、砂屑云岩、岩屑砂岩3大类。上、下甜点体储层覆压下孔隙度介于2.0%~22.7%之间，平均孔隙度仅为11%；覆压渗透率平均为0.01×10-3 μm2，小于0.1×10-3 μm2的样品占比达到90%以上。
2. 页岩油低场核磁共振实验
2.1 页岩核磁共振实验测量参数优化
页岩油储层岩石核磁共振实验采用LMR-1600型低场核磁共振分析仪，仪器中心频率为7 MHz±0.1 MHz，样品腔直径为30 mm，样品测量高度为30 mm(图 1)。
根据前人理论分析和相关实验得知，核磁共振检测实验中参数的设置对测量结果有较大影响。由于页岩岩心孔隙度低、渗透率低，导致所含氢核量少，信号强度偏低，对检测结果产生的影响会更大。选取20块典型页岩岩心开展核磁测量，最终确定了页岩核磁共振实验的相关参数，参数的优化原则和最终数值见表 2。
表 2 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心核磁共振实验测量参数优化Table 2. Parameter optimization of NMR experiment for Jimsar shale oil cores in Junggar Basin参数 数值 优化原则 Tau值 70 μs 为了防止机器过热，扫描次数大于2 000时，适当增加Tau值，一般大于70 μs 回波数目 1 500 回波数目×2Tau≈3T1 扫描次数 3 500 保证信噪比>100 等待时间 200 ms 3T1~5T1 相位循环 8 保证信噪比>100 回波点数 1 增加回波点数可观察弛豫信号细节，一般为1 2.2 页岩核磁共振T2谱和孔隙半径对应关系
根据核磁共振原理，饱和单相流体岩石核磁共振横向弛豫时间(T2)与孔径(r)理论上呈线性正比关系。针对新鲜岩样，岩心内同时含有油相和水相，油相又可分为多种组分，线性正比关系已难以准确表征吉木萨尔凹陷芦草沟组新鲜岩样的T2与r之间的关系。为此，选取20块页岩新鲜岩样，通过对比统计分析其压汞曲线和T2谱的累积孔隙体积分布曲线(CPVD)，进一步采用插值方法确定相同累积频率下与孔径对应的T2值，发现lgr与lgT2存在线性关系：
lgr=algT2+b (1) 式中：a和b为2个与岩性相关的拟合系数，具体大小可通过岩样T2谱分布曲线与高压压汞毛管半径分布曲线对比确定(图 2)。根据上述岩心物性分析，岩性分为云屑砂岩、砂屑云岩、岩屑砂岩3大类，3种岩性岩心lgr与lgT2的线性关系如图 3所示。弛豫时间T2通过核磁共振仪测得，将测得的T2值代入公式(1)可得到孔隙半径，为后续CO2吞吐实验数据分析做准备。
图 2 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心样品压汞毛管半径分布与核磁共振T2谱分布Figure 2. Capillary radius distribution of mercury injection and distribution of T2 spectrum of Jimsar shale oil cores in Junggar Basin
图 3 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油三种岩性岩心lgr与lgT2的线性关系a.不同岩性累积孔隙体积分布曲线；b.不同岩性横向弛豫时间与毛管半径拟合曲线；c.不同岩性T2谱与压汞测孔隙体积占比曲线Figure 3. Linear relationship between lgr and lgT2 of three lithologic cores of Jimsar shale oil in Junggar Basin3. CO2吞吐实验
3.1 实验设备及方案
超临界CO2在页岩油储层中具有良好的注入能力和萃取能力，通过与原油接触，发生降黏、扩散、溶解、抽提和混相等作用，因此高温高压CO2吞吐可以有效动用页岩油。选取3类岩性岩心(云屑砂岩、砂屑云岩、岩屑砂岩)，在不同温度(30, 50, 70, 90 ℃)和压力(5, 10, 15, 20 MPa)条件下开展CO2吞吐实验，其中通过恒温箱加热得到设定温度，通过加压泵得到设定压力。实验方案见表 3，实验原理如图 4所示，实验装置如图 5所示，具体实验步骤如下：
表 3 不同温压条件下准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验方案Table 3. Experimental scheme of CO2 huff-and-puff in Jimsar shale oil cores of Junggar Basin under different temperatures and pressures实验类别 岩心物性及实验条件 孔隙度/% 渗透率/10-3μm2 小圆柱尺寸(D×L)/mm 岩性 温度/℃ 压力/MPa 同岩性同温不同压 7.92 0.028 25.30×68.76 云屑砂岩 50 5 9.03 0.020 25.46×49.02 云屑砂岩 50 10 7.16 0.023 25.70×61.58 云屑砂岩 50 15 5.67 0.018 25.46×46.12 云屑砂岩 50 20 同岩性同压不同温 7.67 0.030 25.70×41.20 云屑砂岩 30 10 5.94 0.031 25.56×52.14 云屑砂岩 70 10 7.50 0.023 25.02×70.10 云屑砂岩 90 10 同温同压不同岩性 14.50 0.250 25.14×60.30 砂屑云岩 50 10 11.40 0.038 25.18×67.00 岩屑砂岩 50 10 
图 4 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验原理Figure 4. Experimental principle of CO2 huff-and-puff in Jimsar shale oil cores of Junggar Basin
图 5 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验装置Figure 5. Experimental device of CO2 huff-and-puff in Jimsar shale oil cores of Junggar Basin(1) 岩心基本物性参数测量。岩心几何参数测量：利用游标卡尺测量岩心的长度和直径；岩心质量测量：利用电子天平测量岩心的质量。
(2) 吞吐前测量岩心核磁T2谱。利用LARMOR低场核磁共振仪测量吞吐前岩心的核磁T2谱分布。
(3) 为了降低二氧化碳为胶套的腐蚀老化作用，胶套内壁首先敷一层保鲜膜，然后装入岩心，再放入岩心夹持器。
(4) 岩心夹持器加环压。
(5) 中间容器注入高压二氧化碳，此时二氧化碳的压力略低于吞吐所需压力。
(6) 设定恒温箱温度为实验所需温度，并启动加温。
(7) 恒温箱室内温度升高到设定温度并平衡后，通过手动泵从中间容器底部入口注入蒸馏水进行加压到吞吐所需压力。
(8) 吞吐后，利用棉球擦拭岩心表面的页岩油，然后测量岩心质量。
(9) 吞吐后测量岩心核磁T2谱。
(10) 将蘸有页岩油的棉球放入乙醚内浸泡，乙醚挥发后收集吞吐出来的页岩油。
3.2 实验结果与分析
3.2.1 温度因素分析
通过图 6a分析可知，页岩油采收率随吞吐温度的升高而略有增加。这是由于当吞吐温度逐渐上升时，页岩油的黏度逐渐降低，同时吸附态的页岩油向游离态转变，CO2的分子扩散作用变得更为强烈。不同温度下页岩油采收率与时间的关系曲线如图 6b所示，温度越高，最终采收率越大，且同期相比采收率变化率越大, 但温度达50 ℃后，采收率变化随着温度的增加不明显；随着吞吐时间增加，采收率逐渐变缓，然后趋于平衡，不再出油。
图 6 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油同类岩性CO2吞吐下温度对页岩油可动性的影响Figure 6. Effect of temperature on shale oil mobility under CO2 huff and puff in Jimsar shale oil with the same lithology, Junggar Basin对比不同吞吐温度下不同大小孔隙中原油的动用程度(图 6c)，随着吞吐温度的升高，中等孔隙和大孔隙中的原油动用程度增大，而微小孔隙中页岩油采收率增加幅度很小。半径小于30 nm的孔隙中页岩油的动用程度随温度升高基本不变，说明当吞吐压力恒定时，无法通过升高温度来动用半径小于30 nm孔隙中的页岩油，但可通过升高温度有效减低中等、大孔隙内的剩余油饱和度，因此中、大孔隙仍然是未来挖潜的主力孔隙。
3.2.2 压力因素分析
同类岩性的原油采收率随吞吐压力的升高而增加(图 7a)，CO2吞吐时，吉木萨尔页岩油最小混相驱压力约为18 MPa。当吞吐压力升高至15 MPa时，由非混相向混相过渡，原油与CO2之间的界面张力消失，且CO2分子的动能增大，油的流动性增强。此压力下CO2的密度增大，更多的CO2溶解于原油，原油黏度降低，能抽提出更多的轻质油，同时提高了原油的采收率，由23.75%大幅增至42.63%(图 7b)。
图 7 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油同类岩性CO2吞吐下压力对页岩油可动性的影响Figure 7. Effect of pressure on shale oil mobility under CO2 huff and puff in Jimsar shale oil with the same lithology, Junggar Basin由图 7c可知，压力为5，10，15 MPa时，半径小于20 nm的微小孔隙中页岩油几乎不可动用，半径50~100 nm的中等孔隙中页岩油动用程度可达30%左右，半径大于300 nm的大孔隙中超过50%的页岩油被动用，随着注入压力的不断升高，微小孔隙中页岩油的动用程度变化不大，而中等孔隙和大孔隙中页岩油的动用程度上升明显，这是由于CO2优先进入阻力较小的大孔隙，并与其中的原油接触、反应。随着吞吐压力的不断升高，动用孔隙下限不断降低，20 MPa下最小动用孔隙半径为1 nm，这是由于随着注入压力的不断升高，CO2抽提能力不断增强，从而能够进入阻力更大的微小孔隙。
3.2.3 岩性因素分析
由图 8可知，CO2对不同半径孔隙中页岩油的动用程度不同，CO2易进入大孔隙，因此大孔隙中的页岩油动用程度最大，孔隙越小，其动用程度越差。对比不同岩性，岩屑砂岩大孔隙较多，其可动性最好，采收率达到38%；云屑砂岩次之，采收率为32%；由于砂屑云岩50 nm以下孔隙较多，CO2难以进入50 nm以下的孔隙，因此砂屑云岩的驱油效果较差，砂屑云岩采收率最低，仅为17%，且随吞吐周期产量衰减最快(图 8b)。对于三种岩性，100 nm以下的孔隙动用程度均较低(图 8d)，对CO2吞吐采油，提高100 nm以下孔隙的动用程度是提高油藏采收率的关键。
图 8 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油CO2吞吐下不同岩性对页岩油可动性的影响Figure 8. Effect of different lithology on shale oil mobility under CO2 huff-and-puff in Jimsar shale oil, Junggar Basin4. 结论
(1) 吉木萨尔凹陷芦草沟组岩性可分为云屑砂岩、砂屑云岩、岩屑砂岩3大类，上、下甜点体储层覆压下孔隙度介于2.0%~22.7%之间，平均孔隙度仅为11%；覆压渗透率平均为0.01×10-3 μm2，小于0.1×10-3 μm2的样品占比达到90%以上。
(2) 通过对45块页岩油岩心样品的压汞曲线和T2谱进行对比统计分析，拟合出lgr与lgT2存在线性关系。
(3) 随着吞吐温度的升高，CO2的降黏、抽提和扩散能力不断增强，原油最终采收率不断增大。
(4) 随着吞吐压力的升高，油气间界面张力消失，CO2能够进入阻力更大的微小孔隙，CO2的抽提和萃取原油能力不断增强，原油最终采收率不断增大。
(5) CO2易于动用大孔隙中的页岩油，岩屑砂岩大孔隙较多，采收率达到38%；云屑砂岩次之，采收率为32%；砂屑云岩50 nm以下孔隙较多，采收率仅为17%。
-
图 2 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心样品压汞毛管半径分布与核磁共振T2谱分布
Figure 2. Capillary radius distribution of mercury injection and distribution of T2 spectrum of Jimsar shale oil cores in Junggar Basin
图 3 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油三种岩性岩心lgr与lgT2的线性关系
a.不同岩性累积孔隙体积分布曲线；b.不同岩性横向弛豫时间与毛管半径拟合曲线；c.不同岩性T2谱与压汞测孔隙体积占比曲线
Figure 3. Linear relationship between lgr and lgT2 of three lithologic cores of Jimsar shale oil in Junggar Basin
图 4 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验原理
Figure 4. Experimental principle of CO2 huff-and-puff in Jimsar shale oil cores of Junggar Basin
图 5 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验装置
Figure 5. Experimental device of CO2 huff-and-puff in Jimsar shale oil cores of Junggar Basin
图 6 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油同类岩性CO2吞吐下温度对页岩油可动性的影响
Figure 6. Effect of temperature on shale oil mobility under CO2 huff and puff in Jimsar shale oil with the same lithology, Junggar Basin
图 7 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油同类岩性CO2吞吐下压力对页岩油可动性的影响
Figure 7. Effect of pressure on shale oil mobility under CO2 huff and puff in Jimsar shale oil with the same lithology, Junggar Basin
图 8 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油CO2吞吐下不同岩性对页岩油可动性的影响
Figure 8. Effect of different lithology on shale oil mobility under CO2 huff-and-puff in Jimsar shale oil, Junggar Basin
表 1 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心物性统计分析
Table 1. Physical property of Jimsar shale oil cores in Junggar Basin
序号 岩性 孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 序号 岩性 孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 1 砂屑云岩 9.7 0.011 24 云屑砂岩 20.8 0.486 2 砂屑云岩 7.9 0.016 25 云屑砂岩 22.7 0.594 3 砂屑云岩 14.0 0.282 26 云屑砂岩 10.2 0.007 4 砂屑云岩 9.0 0.014 27 云屑砂岩 11.0 0.045 5 砂屑云岩 17.3 0.712 28 云屑砂岩 7.5 0.947 6 砂屑云岩 9.7 0.016 29 云屑砂岩 2.0 0.012 7 砂屑云岩 11.8 0.093 30 云屑砂岩 14.3 0.023 8 砂屑云岩 11.7 0.045 31 云屑砂岩 9.9 0.016 9 砂屑云岩 15.4 0.041 32 云屑砂岩 9.1 0.020 10 砂屑云岩 7.2 0.028 33 云屑砂岩 7.1 0.028 11 砂屑云岩 2.5 0.154 34 云屑砂岩 7.0 0.015 12 砂屑云岩 9.2 0.020 35 砂屑云岩 10.8 0.402 13 砂屑云岩 10.2 0.056 36 云屑砂岩 9.3 0.017 14 砂屑云岩 4.7 0.031 37 岩屑砂岩 12.9 0.149 15 砂屑云岩 7.7 0.016 38 岩屑砂岩 14.5 0.250 16 砂屑云岩 8.0 0.013 39 岩屑砂岩 15.0 0.234 17 砂屑云岩 4.9 0.015 40 岩屑砂岩 11.8 0.057 18 砂屑云岩 4.9 0.014 41 岩屑砂岩 15.2 0.298 19 砂屑云岩 6.8 0.018 42 岩屑砂岩 16.1 0.298 20 砂屑云岩 13.0 0.018 43 岩屑砂岩 16.0 0.565 21 云屑砂岩 13.9 0.023 44 岩屑砂岩 17.1 0.157 22 砂屑云岩 16.0 0.065 45 岩屑砂岩 16.0 0.991 23 砂屑云岩 16.5 0.089 
下载: 导出CSV
表 2 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心核磁共振实验测量参数优化
Table 2. Parameter optimization of NMR experiment for Jimsar shale oil cores in Junggar Basin
参数 数值 优化原则 Tau值 70 μs 为了防止机器过热，扫描次数大于2 000时，适当增加Tau值，一般大于70 μs 回波数目 1 500 回波数目×2Tau≈3T1 扫描次数 3 500 保证信噪比>100 等待时间 200 ms 3T1~5T1 相位循环 8 保证信噪比>100 回波点数 1 增加回波点数可观察弛豫信号细节，一般为1
下载: 导出CSV
表 3 不同温压条件下准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验方案
Table 3. Experimental scheme of CO2 huff-and-puff in Jimsar shale oil cores of Junggar Basin under different temperatures and pressures
实验类别 岩心物性及实验条件 孔隙度/% 渗透率/10-3μm2 小圆柱尺寸(D×L)/mm 岩性 温度/℃ 压力/MPa 同岩性同温不同压 7.92 0.028 25.30×68.76 云屑砂岩 50 5 9.03 0.020 25.46×49.02 云屑砂岩 50 10 7.16 0.023 25.70×61.58 云屑砂岩 50 15 5.67 0.018 25.46×46.12 云屑砂岩 50 20 同岩性同压不同温 7.67 0.030 25.70×41.20 云屑砂岩 30 10 5.94 0.031 25.56×52.14 云屑砂岩 70 10 7.50 0.023 25.02×70.10 云屑砂岩 90 10 同温同压不同岩性 14.50 0.250 25.14×60.30 砂屑云岩 50 10 11.40 0.038 25.18×67.00 岩屑砂岩 50 10
下载: 导出CSV
-
[1] 张林晔, 李钜源, 李政, 等. 北美页岩油气研究进展及对中国陆相页岩油气勘探的思考[J]. 地球科学进展, 2014, 29(6): 700-711. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-DXJZ201406008.htmZHANG Linye, LI Juyuan, LI Zheng, et al. Advances in shale oil/gas research in North America and considerations on exploration for continental shale oil/gas in China[J]. Advances in Earth Science, 2014, 29(6): 700-711. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-DXJZ201406008.htm [2] 武晓玲, 高波, 叶欣, 等. 中国东部断陷盆地页岩油成藏条件与勘探潜力[J]. 石油与天然气地质, 2013, 34(4): 455-462. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYYT201304007.htmWU Xiaoling, GAO Bo, YE Xin, et al. Shale oil accumulation conditions and exploration potential of faulted basins in the east of China[J]. Oil & Gas Geology, 2013, 34(4): 455-462. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYYT201304007.htm [3] MǍNESCU C B, NUÑO G. Quantitative effects of the shale oil revolution[J]. Energy Policy, 2015, 86: 855-866. doi: 10.1016/j.enpol.2015.05.015 [4] HOFFMAN B T. Comparison of various gases for enhanced recovery from shale oil reservoirs[C]//Proceedings of the SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, Oklahoma, USA: SPE, 2012. [5] GAMADI T D, SHENG J J, SOLIMAN M Y, et al. An experimental study of cyclic CO2 injection to improve shale oil recovery[C]// Proceedings of the SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, Oklahoma, USA: SPE, 2014. [6] GAMADI T D, SHENG J J, SOLIMAN M Y. An experimental study of cyclic gas injection to improve shale oil recovery[C]//Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans, Louisiana, USA: SPE, 2013. [7] 祝春生, 程林松. 低渗透油藏CO2驱提高原油采收率评价研究[J]. 钻采工艺, 2007, 30(6): 55-57. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-ZCGY200706022.htmZHU Chunsheng, CHENG Linsong. Research on CO2 flooding in low permeability reservoir[J]. Drilling & Production Technology, 2007, 30(6): 55-57. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-ZCGY200706022.htm [8] 刘淑霞. 特低渗透油藏CO2驱室内实验研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2011, 33(2): 133-136. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-XNSY201102022.htmLIU Shuxia. Research on laboratory experiments of CO2 drive in ultra-low permeability reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2011, 33(2): 133-136. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-XNSY201102022.htm [9] 赵明国, 李金珠, 王忠滨. 特低渗透油藏CO2非混相驱油机理研究[J]. 科学技术与工程, 2011, 11(7): 1438-1440. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-KXJS201107006.htmZHAO Mingguo, LI Jinzhu, WANG Zhongbin. The study on CO2 immiscible mechanism in low permeability reservoir[J]. Science Technology and Engineering, 2011, 11(7): 1438-1440. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-KXJS201107006.htm [10] HOLM L W, JOSENDAL V A. Mechanisms of oil displacement by carbon dioxide[J]. Journal of Petroleum Technology, 1974, 26(12): 1427-1438. [11] HAWTHORNE S B, GORECKI C D, SORENSEN J A, et al. Hydrocarbon mobilization mechanisms from upper, middle, and lower Bakken reservoir rocks exposed to CO2[C]// Proceedings of the SPE Unconventional Resources Conference Canada. Calgary, Alberta, Canada: SPE, 2013. [12] SONG Chengyao, YANG Daoyong. Experimental and numerical evaluation of CO2 huff-n-puff processes in Bakken formation[J]. Fuel, 2017, 190: 145-162. [13] JIN Lu, HAWTHORNE S, SORENSEN J, et al. Advancing CO2 enhanced oil recovery and storage in unconventional oil play: experimental studies on Bakken shales[J]. Applied Energy, 2017, 208: 171-183. [14] JIN Lu, HAWTHORNE S, SORENSEN J, et al. Extraction of oil from the Bakken shales with supercritical CO2[C]// Proceedings of the SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. Austin, Texas, USA: URTEC, 2017. [15] JIN Lu, SORENSEN J A, HAWTHORNE S B. Improving oil transportability using CO2 in the Bakken system: a laboratory investigation[C]//Proceedings of the SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. Lafayette, Louisiana, USA: SPE, 2016. [16] LI Lei, ZHANG Yao, SHENG J J. Effect of the injection pressure on enhancing oil recovery in shale cores during the CO2 Huff-n-Puff process when it is above and below the minimum miscibility pressure[J]. Energy & Fuels, 2017, 31(4): 3856-3867. 期刊类型引用(19)
1. 李二党，高艳茹，强微，牛海洋，刘波. 二氧化碳高效开发页岩油气现状及发展方向. 化学工程师. 2025(01): 75-79 . 
百度学术2. 张瑜. 碳中和目标下二氧化碳能源开发现状及展望. 化学工程师. 2025(02): 69-72+52 . 百度学术3. 吴海荣，王立坤，杨钰龙，宋平，张记刚，谭龙，侯吉瑞. 致密砾岩油藏CO_2吞吐降混剂优选实验研究. 油气地质与采收率. 2025(01): 138-146 . 百度学术4. 李斌会，邓森，张江，曹胜，郭天娇，徐全，霍迎冬. 古龙页岩油高温高压注CO_2驱动用效果. 大庆石油地质与开发. 2024(01): 42-51 . 百度学术5. 张志超，柏明星，杜思宇. 页岩油藏注CO_2驱孔隙动用特征研究. 油气藏评价与开发. 2024(01): 42-47 . 百度学术6. 姚红生，高玉巧，郑永旺，邱伟生，龚月，钱洋慧. CO_2快速吞吐提高页岩油采收率现场试验. 天然气工业. 2024(03): 10-19 . 百度学术7. 谭新，罗大清，宋欣和. 考虑驱油与碳减排双重效益的CCUS-EOR经济性及发展模式分析与探讨. 油气地质与采收率. 2024(02): 70-78 . 百度学术8. 左名圣，陈浩，赵杰文，刘希良，孟展，柏明星，杨江，武艺，刘海鹏，齐新雨，程威铭. 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏注CO_2吞吐提高采收率机理. 天然气工业. 2024(04): 126-134 . 百度学术9. 宋平，崔晨光，张记刚，刘凯，邓振龙，谭龙，禹希科. 玛湖凹陷上乌尔禾组强敏感油藏CO_2同步吞吐试验. 新疆石油地质. 2024(03): 355-361 . 百度学术10. 田刚，祝健，蒲平凡，夏安，董卓，吴嘉仪，王飞. 吉木萨尔凹陷芦草沟组层理页岩渗吸置换规律. 新疆石油地质. 2024(03): 346-354 . 百度学术11. 刘佳，孟凡坤，徐云峰，温成粤，李玉佳. 高含水油藏CO_2驱油与封存联合优化研究. 油气地质与采收率. 2024(03): 186-194 . 百度学术12. 苏金长，刘斌，李儒广. CCUS-EOR过程中油气体系相间传质特征. 新疆石油地质. 2024(05): 590-594 . 百度学术13. 魏鸿坤，王健，王丹翎，路宇豪，周娅芹，赵鹏. 高盐低渗透油藏CO_2泡沫微观尺度耐盐性及调驱效果. 新疆石油地质. 2024(06): 703-710 . 百度学术14. 张传宝，李宗阳，张东，王传飞，郭祥，韩文成. CO_2驱油藏工程研究进展及展望. 油气地质与采收率. 2024(05): 142-152 . 百度学术15. 宋宪坤，刘月田，杨潇文，樊平天，刘新菊. 孔隙尺度下CO_2混相驱替数值模拟研究. 油气地质与采收率. 2024(06): 140-152 . 百度学术16. 宋显民，耿海涛，肖国华，何歆如，殷彩霞，郑智峰. 二氧化碳多轮次吞吐温压效应及反复应力损伤理论指导减少套管损伤数量. 石油钻采工艺. 2024(04): 429-442 . 百度学术17. 陈欢庆. CO_2驱油与埋存技术新进展. 油气地质与采收率. 2023(02): 18-26 . 百度学术18. 宋振响 ，周卓明 ，江兴歌 ，陈拥锋 ，马中良 ，罗昕 ，李振明 . 常规-非常规油气资源一体化评价方法——基于全油气系统理论和TSM盆地模拟技术. 石油学报. 2023(09): 1487-1499 . 百度学术19. 师调调，杜燕，党海龙，朱童童，刘双双，石立华，张佳琪. 志丹油区长7页岩油储层CO_2吞吐室内实验. 特种油气藏. 2023(06): 128-134 . 百度学术其他类型引用(1)
-
下载:
百度学术
计量
- 文章访问数: 492
- HTML全文浏览量: 275
- PDF下载量: 57
- 被引次数: 20
苏公网安备32021102000780号