页岩油注CO_(2)-水基流体协同增能提高采收率参数优化研究OA

CO_(2)前置压裂技术在页岩油开发领域应用前景广阔,当前研究多聚焦CO_(2)单介质注入优化分析,未考虑实际生产过程中CO_(2)与水基流体的协同增能提高采收率作用。为此,以松辽盆地青山口组一段页岩岩心为研究对象,基于高温高压采油模拟装置与二维核磁共振联测技术,开展页岩油注CO_(2)-水基流体协同增能提高采收率评价实验,系统揭示注入介质、注入顺序、注入比例、注入量以及焖井时间对页岩油采收率的影响规律,并从微观角度定量分析不同微纳米孔隙的贡献程度。实验结果表明:不同介质对不同尺度孔隙的动用效果差异显著,水基流体对黏土层间孔油(孔径为3~111 nm)的动用效果好于CO_(2),而CO_(2)对中大孔油(孔径>201 nm)的动用效果更优,CO_(2)+滑溜水破胶液协同提高采收率效果最佳,黏土层间孔油动用效果大幅提高(8.2%);相较于先注入水基流体,CO_(2)前置的顺序可以使采收率平均提高3.2%;提高CO_(2)在协同注入中的比例有助于提升采收率,优选注入比例为1∶1;采收率随增能注入量增加而升高,但增幅递减,最佳值为提高地层压力系数至1.7左右;采收率随焖井时间延长而增加,小于20 d时增幅尤为明显,建议焖井时间为10~20 d。将上述优化结果应用于页岩油试验井,日产油量较同层位常规压裂井提高了18%,提高采收率效果显著。