高温高压条件下油气扩散测量新技术在页岩油储层注气吞吐EOR项目中的应用
储层模拟和实验结果表明,扩散是致密油储层的主要传质机制.通过了解扩散速率,工程师可以优化现场参数,例如注入时间和生产时间,以提高采收率.在注气吞吐EOR中,油的膨胀、蒸发和凝结对采收率至关重要(Hoffman等,2019).在纳米多孔介质中,这些物理现象是气相和液相之间相互体积扩散的结果.本文提出了两种不同储层条件下的油气扩散测量新技术,即分别使用核磁共振(NMR)一维梯度和实时油膨胀测试来测量储层条件下的油气扩散.本文所有测量均针对Meramec油样品(42.7°API)和不同的甲烷-乙烷混合物注入液进行.在第一种方法中,我们使用由NMR透明材料ZrO2制成的Daedalus?单元(该单元可在高达10,000 psi的内部压力下运行).使用带有Green成像采集和处理软件的Oxford 2 MHz GeoSpecTM光谱仪连续采集NMR1-D梯度曲线.典型实验持续了8天,监测扩散过程中跨油气界面的氢指数(HI)曲线的动态变化.这可以通过直接计算液相中注入物的浓度来提取整体扩散参数.但是,由于在上述设置中温度限制为95°F,因此我们设计了另外一个实验,该实验可在10,000psi和350°F条件下进行.该设计包括一个带有透明窗口的可视单元,可以记录8天时间内的油的膨胀情况.用Fick第二定律拟合得到了速率受限边界条件下的扩散系数.在95°F和6,000 psi条件下,当注入速率范围在1-3.7×10-10m2/s时,上述两种方法计算出的油样和甲烷的扩散速率一致.当储层温度为175°F时,在2,500-7,000psi压力范围内,使用三种不同的气体混合物,包括C1、C1∶C2(95∶5摩尔％)和C1∶C2(72∶28摩尔％),测量的扩散系数在10-9-10-10m2/s之间变化.使用纯甲烷作为注入物,测量到的最小混相压力(MMP)为5,500psi,当压力从2,500psi增加到5,500psi时,扩散系数增加250％.在相同压力下,注入气体的富集会增加油气的扩散系数.页岩地层的扩散效率受高基质迂曲度的影响.使用文献中可用的迂曲度值和本研究中测量的油气系统的扩散系数,我们估计在注入的1-6个月中,注入气体只能从裂缝面移动0.2-0.7英尺.低迂曲度和高扩散系数可以提高经济采收率.
2021-07-21（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）
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