油气储运中油气回收技术的具体运用探析(2)
另一方面,较高的注入速度也意味着更多的资本投入,特别是当注入速度增加一到两个数量级时,注入到储层中的二氧化碳将大大增加。从盈利角度来看,注入大量二氧化碳是不合理的,应进行经济评价以优化注入速率。初始注气时间和注气持续时间也是注气过程中的两个关键参数,将注气初始时间从1000天推迟到2000天,可提高回收率2.47%。采用30天、200天、400天、500天和1000天的注气初始时间,考察了初始注气时间,可以看出延迟注气(从30天到400天)可以提高回收率;但是,当稍后开始注气(400至1000天)时,油气回收率并没有得到有效提高。与周期数和注气速度相似,较长的注气时间有利于提高回收率,因为注气量越大,可保持较高的储层压力。
然而,从现金流的角度来看,注气时间应得到优化。均热时间作为吞吐过程中的另一个重要操作参数,通常与循环次数一起进行检验。长浸泡时间使注入气体能够通过溶解与油气更好地混合,从而提高每摩尔二氧化碳的有效回收率。但是,长时间的关井会缩短生产时间。最佳均热时间可通过计算总气体利用率,以及将循环次数和压力分布联系起来确定。一些实验和模拟结果表明,在混相CO2注入条件下,较长的均热时间允许气体进一步扩散到基质中,从而获得更高的累积回收率。
在固定的时间内,缩短浸泡时间并允许更多的循环次数比使用较少的周期长时间浸泡更有效,二氧化碳吞吐注入一段时间后的累积回收率低于一次衰竭时的累积回收率。注入和浸泡周期导致生产时间缩短,并造成无补偿的生产损失。注气吞吐最终回收率较低的原因是注入压力低4000psi,该压力应高于初始储层压力6840psi。因此,要提升油气储运环节中的回收率,就要合理的控制注气时间和注气量。
浸泡时间对回收率无影响,在本次敏感性分析中,一次注气1000天后只进行了一次注气循环,而总生产时间为5000天,回收率变化不大。储层非均质性对吞吐或循环天然气注入效率的影响也会产生很大的影响,对于低渗透非均质储层,其回收率优于均质储层,CO2会迁移到更深的地层中,而不会起到增加储层压力和将油运回井内的作用。储层非均质性可以有效阻止注入气向深层运移,有助于保持较高的近井储层压力,提升油气回收率。
3.4 完善油气流动动态评价,提升油气回收率
页岩气藏气驱的实验和模拟研究与huff-n-puff相比受到了限制,这可能是由于致密页岩的低吸水性造成的。本次研究采用页岩岩芯塞(渗透率为85~400nd)对氮气驱和氮气吞吐进行了实验对比,氮气突破后产量下降。
由于各周期的压力梯度持续良好,吞吐采油方案保持了相对较长的有效回收率。在140°F的储层温度下,对致密地层岩心(渗透率为250~440μd)中的CO2水交替气体注入进行了实验研究,结果表明,较短的水段塞尺寸或较长的CO2段塞尺寸有利于提高流体的注入能力,但由于早期天然气杂质比较多,导致回收率下降。在注水期间,循环时间的增加会导致流体的注入能力降低。
然而,当注入能力降低到一个阈值后,它对CO2段塞尺寸变得敏感。为了更好的提升油气储运中的回收率,对水力压裂页岩油藏(渗透率为0.1μd)的天然气注入和注水方法进行了评估和比较,采用一个小模型对水平井两个横向水力裂缝间的气驱进行了数值模拟,气驱方法比循环注气法的油气回收率略高;由于页岩储层注水能力低,注水效果不如注气。
在油田页岩油气藏的混相和非混相条件下进行了数值模拟模型研究中,结果表明在混相和非混相条件下,无论注入气类型如何,都能获得显著的回收率。在混相条件下,作为替代注入气体的烃类气体以及CO2注入。在非混相条件下,注烃也能获得较好的回收率。
3.5 改善气体注入机制,提升油气回收率
对于页岩油气藏的吞吐气注入,再增压是提高回收率的最重要机制之一,可通过使用高注入压力,通过增加注入速度,通过延长注入持续时间和增加循环次数来实现。另一个重要的机理是注入的溶剂(CO2、CH4、C2H6或采出气)可以通过多接触混相过程从油气中提取轻组分。同时,这些溶剂溶解在油中,导致粘度和界面张力降低,膨胀的稀释油更容易回收。
上述机理可能在致密储层(如Bakken组中部)或常规储层中发挥重要作用,在这些储层中,气体相对更容易扩散到基质中并与油气接触。使用CT图像可视化了超致密页岩塞中的气体扫描体积表明气体可以与被困在纳米级孔隙中的油气接触。此外,纳米限制效应可能会影响MMP的估算,并改变流体性质,因此,包括管道压力效应和临界性质的变化可以更准确地预测回收率。分子扩散对回收性能的影响与扩散系数和浸泡时间密切相关。
文章来源:《油气储运》 网址: http://www.yqcyzz.cn/qikandaodu/2021/0205/340.html
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