天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 5: 718 - 726

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.03.005

天然气开发

致密油气藏二氧化碳焖井置换效率实验

  • 赵祺楠 , 1, 2 ,
  • 江厚顺 , 1, 2 ,
  • 孟伟 3 ,
  • 汪杰 1, 2 ,
  • 王长权 1, 2 ,
  • 续化蕾 1, 2
展开
  • 1. 长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100
  • 2. 长江大学非常规油气省部共建协同创新中心，湖北 武汉 430100
  • 3. 中国石油长庆油田分公司勘探事业部，陕西 西安 710018
江厚顺（1969-），男，安徽怀宁人，教授，博士，博士生导师，主要从事油气田开发研究. E-mail：.

赵祺楠（1993-），男，湖北潜江人，硕士研究生，主要从事油气田开发研究. E-mail：.

收稿日期: 2020-12-03

  修回日期: 2021-03-04

  网络出版日期: 2021-04-27

收起

Experimental study on replacement efficiency of carbon dioxide in tight oil and gas reservoirs

  • Qi-nan ZHAO , 1, 2 ,
  • Hou-shun JIANG , 1, 2 ,
  • Wei MENG 3 ,
  • Jie WANG 1, 2 ,
  • Chang-quan WANG 1, 2 ,
  • Hua-lei XU 1, 2
Expand
  • 1. School of Petroleum Engineering，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 2. Unconventional Oil and Gas Co⁃construction Cooperative Innovation Center of Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 3. Exploration Division of Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an 710018，China

Received date: 2020-12-03

  Revised date: 2021-03-04

  Online published: 2021-04-27

Supported by

The China National Science and Technology Major Special Project(2011ZX05010-003)

Fold

本文亮点

CO2干法压裂后气体进入致密砂岩气藏，通过焖井方式与储层油气进行置换，既可以提高油气藏采收率，又可以解决CO2封存问题，减少其排放量，对环境保护和提高油田产量具有双重效益。油气藏中CO2焖井置换宏观效益显而易见，但焖井置换过程中CO2对储层微观孔喉侵蚀作用研究较少。基于长庆油田C7、C8油藏和H8、S2气藏在室内设计驱替置换实验，研究CO2焖井置换驱替油气效率，并结合XRD和SEM扫描结果研究CO2置换过程对储层矿物成分及微观孔喉结构的影响。结果表明：油藏中CO2置换驱油效率普遍较低，约为25.27%，且受岩心渗透率影响较大，而焖井时间对其置换效率影响相对较小；气藏中CO2置换甲烷气效率较高，约为76.50%，且受岩心渗透率影响较小，但焖井时间对其置换效率影响相对较大。XRD结果表明，CO2对储层黏土矿物产生微弱溶蚀作用并造成岩心中方解石含量降低；SEM结果表明，CO2侵蚀后岩心孔喉表面产生少量的蚀变产物附着于岩石颗粒表面，使得岩石矿物颗粒形态、边界及孔隙结构变得略微模糊，且焖井时间越长，固相表面侵蚀越严重。

本文引用格式

赵祺楠 , 江厚顺 , 孟伟 , 汪杰 , 王长权 , 续化蕾 . 致密油气藏二氧化碳焖井置换效率实验[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(5) : 718 -726 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.03.005

Highlights

After CO2 dry fracturing， the gas enters the tight sandstone gas reservoir and is replaced with reservoir oil and gas through the method of simmering wells， which can improve the oil and gas reservoir recovery rate and solve the problem of CO2 storage， reduce its emissions， and protect the environment. And increasing oilfield production has double benefits. The macro benefits of CO2 simmering well replacement in oil and gas reservoirs are obvious， but there are few studies on the micro-erosion effect of CO2 on reservoir pore throats during simmering well replacement. In this paper， based on the indoor design displacement experiments of C7 and C8 reservoirs and H8 and S2 gas reservoirs in PetroChina Changqing Oilfield Company， the efficiency of CO2 replacement and displacement of oil and gas in stewed wells is studied， and the effects of CO2 replacement process on the mineral composition of the reservoir are studied by combining XRD and SEM scanning results and the influence of microscopic pore throat structure. The results show that in oil reservoirs， CO2 displacement oil displacement efficiency is generally low （25.27%）， and it is greatly affected by core permeability， while the time of simmering well has relatively little influence on its displacement efficiency； in gas reservoirs， CO2 displacement methane gas displacement efficiency is higher（76.50%）， and the core permeability is less affected， but the simmering time has a relatively large impact on its replacement efficiency； XRD results show that CO2 has a weak dissolution effect on the clay minerals of the reservoir； SEM results show that after CO2 erosion， a small amount of alteration products on the surface of the core pore and throat are attached to the surface of the rock particles， making the shape， boundary and pore structure of the rock mineral particles slightly blurred， and simmering； the longer the well time， the more serious the solid surface erosion.

0 引言

21世纪以来，伴随着科技飞速发展，人类对油气需求量快速增加，同时全球CO2排放量不断增加，引发温室效应等一系列环境问题。有报道［1］称，到2025年前后，我国CO2排放总量将超越美国成为世界第一，如何合理有效地减排或开发利用CO2已成为中国乃至全球各界关注的问题［2］。CO2气体在油水中均具有较高的溶解度，溶解于原油中时CO2气体可使原油体积膨胀、黏度和油水界面张力降低，同时CO2气体易吸附于黏土矿物固相表面，达到高效置换气藏中甲烷气的效果。油气藏构造完整性证明了利用CO2提高油气采收率的同时也可以有效地进行CO2处置和埋存，达到驱油和减排共赢的目的［3］。CO2置换储层油气是指进行CO2干法压裂后裂缝中的CO2与储层流体之间的置换。CO2干法压裂后，裂缝中的CO2将在一定的焖井时间内与储层流体进行溶解、扩散，使原油降黏、膨胀，与CO2产生置换作用，而置换出来的油气及孔隙中的油气在降压返排时受膨胀作用影响返排出来［4-7］。前人［8-18］已针对油气藏中CO2焖井置换和油气驱替的宏观效果进行了大量研究，但针对焖井置换过程中CO2对储层孔喉微观侵蚀作用的研究较少。本文基于中国石油长庆油田分公司C7、C8油藏和H8、S2气藏在室内设计驱替置换实验，研究CO2焖井置换驱替油气效率，并结合XRD和SEM扫描结果研究CO2置换过程对储层矿物成分及微观孔喉结构的影响。

1 实验设计

1.1　实验材料与条件

本研究所用岩心分别取自C7、C8油藏和H8、S2气藏储层天然岩心，油藏岩心孔隙度介于4.4%~8.98%之间，平均气测渗透率小于0.1×10-3 μm2，气藏岩心孔隙度介于0.81%~1.67%之间，平均气测渗透率小于0.002×10-3 μm2，属于典型致密储层，具体参数见表1。实验流体包括纯度99.9%的甲烷气体，纯度99.999%的CO2气体，地层水样取自目标油藏现场采集水样，实验前用0.45 μm滤膜经砂心漏斗过滤，原油样品取自现场井口落地油样，实验室用高温高压配样器进行油水分离所得。C7、C8油藏实验温度和压力分别为60 ℃、70 ℃和15 MPa、17 MPa，H8、S2气藏实验温度和压力均为80 ℃、35 MPa。
表1 实验用岩心基本物性参数

Table 1 Basic physical parameters of cores used in the experiment

岩心编号 长度 /cm 直径 /cm 干重/g 渗透率 /(10-3 μm2) 孔隙度 /%
C7-2 5.199 2.419 56.89 0.057 7 7.75
C7-4 5.243 2.422 56.734 0.097 1 8.36
C7-6 5.086 2.419 56.34 0.048 1 7.19
C7-8 5.403 2.417 56.676 0.067 2 7.85
C7-10 4.952 2.421 55.029 0.080 3 8.12
C8-2 6.254 2.38 61.101 4.993 8.73
C8-4 5.293 2.4 58.976 0.022 4 4.44
C8-9 5.864 2.413 62.353 0.381 6.19
C8-10 5.57 2.416 58.877 0.257 7.87
C8-12 4.865 2.419 49.951 3.548 8.89
C8-13 4.589 2.422 49.661 1.052 8.35
S2-151 3.241 2.544 43.989 0.001 693 1.05
S2-175 3.186 2.477 40.937 0.000 037 1.18
S2-166 3.185 2.514 42.325 0.000 556 0.81
S2-168 3.236 2.514 40.321 0.000 624 0.92
H8-131 2.295 2.539 31.046 0.000 027 0.99
H8-133 3.069 2.544 41.378 0.000 022 1.67
H8-162 3.024 2.532 40.185 0.000 271 1.46
H8-173 3.058 2.367 35.75 0.000 692 1.52

1.2　实验设计

通过对目标油气藏取得的直径为25 mm的天然岩心进行线切割、洗油、烘干、称重和孔、渗物性参数测试后，进行岩心物性分析和筛选。实验研究包括CO2焖井置换实验，XRD矿物成分分析实验和SEM微观孔喉扫描实验。
CO2焖井置换实验中，为测试CO2与岩心孔隙流体的置换效率、CO2与岩心反应对置换效率及孔喉的影响，从储层岩心中选取不同渗透率级别的岩心人工造缝后进行CO2和孔隙内流体的置换规律实验和不同焖井时间反向驱替实验，并收集油气样品进行色谱组分分析，截取不同实验阶段岩心进行XRD和SEM测试，观察岩心中矿物成分和微观孔喉结构的变化。其中，相同渗透率级别岩心用于不同焖井时间的置换实验，焖井时间取6 h、12 h、24 h、48 h，明确焖井时间对置换效率的影响；取不同渗透率级别的岩心进行相同焖井时间置换实验，明确岩心渗透率对置换效率的影响。岩心驱替实验装置示意图如图1所示。
图1 CO2置换效率实验流程

1：ISCO泵；2：活塞式中间容器；3：高精度压力表；4：岩心夹持器；5：围压泵；6：回压阀

Fig.1 Flow chart of CO2 replacement efficiency experiment

CO2焖井置换主要实验步骤为：从岩心中挑选出具代表性岩心，对选取的岩心进行抽真空加压饱和地层水；饱和完毕在高温下进行气驱建立束缚水饱和度，通过称量前后质量计算束缚水饱和度；建立完毕后对岩心进行劈缝处理，然后装入岩心夹持器中进行饱和地层原油或甲烷气备用。以小流速进行CO2驱，驱出裂缝中的原油或甲烷气后关闭出口端，继续注入CO2，当入口压力达到地层压力后停止注入，关闭入口端阀门进行焖井。焖井完毕后开井，返排流体后反注CO2，收集并记录采出的油和气，计算置换效率，实验结束将岩心取出切一公分端面分别进行SEM和XRD实验。其中，CO2置换效率计算方法为置换油或气量与饱和油或气量比值。

2 油藏中CO2置换实验

2.1　CO2置换实验

2.1.1　注气量和渗透率对CO2置换效率的影响

表2、图2和图3为相同焖井时间（12 h）的CO2置换效率测试结果，实验选取C7油藏渗透率同一数量级岩心和C8不同渗透率级别岩心进行焖井置换实验。由表2和图2可知，渗透率级别相同的C7油藏岩心，注气量为700 mL、650 mL和615 mL时对应反驱气驱置换效率分别为17.80%、18.19%和15.38%。C7-2、C7-6和C7-8岩心渗透率较为接近，表明注气量降低，CO2置换原油效率呈下降趋势，C7-4、C7-10岩心渗透率虽然与C7-2、C7-6和C7-8岩心处于同一数量级，但仍大于约1.5~2.0倍，尽管注气量有所下降，但置换效率仍然高于C7-2岩心。相同渗透率级别岩心中，随着注入气量的增加，更多CO2气体溶解于原油中，原油黏度下降后更易从固相表面剥离，气驱含气原油指进程度降低；同时原油在多孔介质中渗流时，随着渗流压力的降低，气体从原油中溢出，产生膨胀能量进一步驱替原油，提高焖井置换反向气驱原油采收率。
表2 不同岩心相同焖井时间（12 h）后的CO2置换效率测试结果

Table 2 Test results of CO2 replacement efficiency of different cores after the same simmering time (12 h)

岩心编号 渗透率/(10-3 μm2) 降压返排 注气反驱油量/mL 置换效率/%
油量/mL 气量/mL
C7-2 0.057 7 0.138 700 0.068 17.80
C7-4 0.097 1 0.207 650 0.063 18.19
C7-6 0.048 1 0.122 615 0.045 15.38
C7-8 0.067 2 0.159 620 0.058 17.92
C7-10 0.080 3 0.192 655 0.062 18.01
C8-2 4.993 0.757 283 0.179 45.48
C8-4 0.022 4 0.117 98 0.036 15.52
C8-9 0.381 0.12 203 0.214 25.04
C8-10 0.257 0.338 193 0.071 17.54
C8-12 3.548 0.453 198 0.433 45.72
C8-13 1.052 0.247 156 0.312 41.32

注：实验结果对比中，编号为C7⁃2、C7⁃4、C7⁃6、C7⁃8和C7⁃10岩心的渗透率均处于10-2×10-3 μm2量级；编号为C8⁃2、C8⁃4、C8⁃9、C8⁃10、C8⁃12和C8⁃13岩心的渗透率分布于(10-2~10)×10-3 μm2之间

图2 C7储层相同渗透率级别岩心焖井时间12 h的CO2焖井置换效率

Fig.2 CO2 simmering efficiency of core simmering time of 12 h in C7 reservoir with the same permeability level

图3 C8储层不同渗透率级别岩心焖井时间12 h的CO2焖井置换效率

Fig.3 CO2 simmering efficiency of core simmering time of 12 h in C8 reservoir with different permeability levels

不同渗透率数量级C8油藏岩心中（表2，图2），在注气量相近时，置换效率存在较大差异，C8-12和C8-13岩心置换效率高于C8-9和C8-10岩心约20%，表明CO2置换原油效率受岩心渗透率影响较大。这主要是由于高渗透率岩心对应内部孔喉尺寸较大，原油在孔隙中渗流阻力变小，因此更有利于将原油从岩心中驱替出，对应的CO2焖井置换原油效率高。

2.1.2　焖井时间对CO2置换效率的影响

图4、图5和表3为C7、C8油藏岩心焖井时间6 h、12 h、24 h、48 h的置换效率测试结果。由实验结果可知，焖井时间越长，CO2置换原油效率越高，且岩心渗透率C8岩心置换效率高于C7岩心。相比于渗透率对置换效率的影响，焖井时间对置换效率的影响程度较小，说明影响CO2焖井置换原油效率主控因素为油藏渗透率，其次为焖井时间和注气量。
图4 C7储层相同渗透率级别岩心不同焖井时间的置换效率

Fig.4 Replacement efficiency of cores in C7 reservoir with the same permeability level and different simmer time

图5 C8储层相同渗透率级别岩心不同焖井时间的置换效率

Fig.5 Replacement efficiency of cores in C8 reservoir with the same permeability level and different simmer time

表3 C7、C8油藏岩心CO2置换效率与不同焖井时间实验结果

Table 3 CO2 replacement efficiency and different simmer time experimental results of cores in C7 and C8 reservoirs

焖井时间/h C7油藏 C8油藏
降压返排 注气反驱 油量/mL 置换效率/% 降压返排 注气反驱 油量/mL 置换效率/%
油量/mL 气量/mL 油量/mL 气量/mL
6 0.124 720 0.07 16.77 0.28 205 0.102 22.03
12 0.138 700 0.068 17.8 0.32 203 0.114 25.03
24 0.145 685 0.072 18.76 0.361 189 0.104 26.82
48 0.151 669 0.069 19.01 — — — —

2.2　XRD矿物成分分析

从实验岩心中截取不同实验阶段相同区域岩心进行XRD矿物成分分析，实验结果如表4所示。CO2置换前后，C7储层岩心中石英含量较高且含量基本不变，斜长石和钾长石含量出现一定程度波动，这主要与取样位置有关，而方解石含量整体呈现下降趋势，说明经CO2置换后，部分CO2溶解在地层水中形成碳酸水对方解石进行了少量的溶解导致；而在C8岩心成分中钾长石、斜长石、方解石含量均呈存在一定程度的波动，这主要与取样位置有关，但整体而言，24 h后3种物质含量均有所下降，表明CO2置换后C7、C8岩心中均产生一定溶蚀作用。
表4 油藏岩心中CO2置换前后沉积岩X-射线衍射分析结果

Table 4 X-ray diffraction analysis results of sedimentary rocks before and after CO2 replacement in the core of the reservoir

区块 石英/% 钾长石/% 斜长石/% 白云石/% 方解石/% 黄铁矿/% 黏土矿物/% 备注
C7 50.6 7.1 22.4 1.9 3.6 0.0 14.3 置换前
60.2 8.2 16.2 0.0 2.1 0.0 13.3 置换6 h
59.7 4.4 18.2 0.0 3.3 0.0 14.4 置换12 h
55.2 9.7 17.3 2.1 2.4 0.0 13.3 置换24 h
C8 29.4 14.9 36.0 0.0 5.0 0.0 14.7 置换前
25.2 19.5 41.9 0.0 1.0 0.0 12.4 置换6 h
25.1 16.2 37.1 0.0 4.5 0.0 17.1 置换12 h
40.2 11.6 30.1 0.0 1.6 0.0 16.5 置换24 h

2.3　SEM微观孔喉结构影响

对油藏岩心CO2置换前和置换6 h，12 h，24 h后岩心进行扫描电镜分析，得到实验结果如图6所示。从油藏岩心孔隙形貌的扫描电镜图中可以看出：CO2置换前岩石颗粒表面比较干净，颗粒轮廓清晰，孔隙清晰，孔隙内杂基含量少，且杂基不具有蚀变现象；CO2置换6 h后，岩石颗粒表面受CO2与地层水形成的碳酸水蚀变作用影响，产生的少量蚀变产物附着于岩石颗粒表面，使得岩石矿物颗粒形态、边界及孔隙结构变得略微模糊，孔隙内杂基含量少，从整体上看，经短期进行CO2的置换过程对岩心的孔隙形貌、孔隙结构影响较小。随CO2置换反应时间的增长，经过12 h CO2置换作用岩心颗粒表面受CO2侵蚀更加严重，孔隙轮廓变得更加模糊，孔隙上及孔隙中都存在很多的新生成矿物；经过24 h CO2置换作用，孔隙轮廓基本不存在，孔隙有变大现象。
图6 C7-2油层岩心CO2置换原油前后的孔隙形貌分析结果(100 μm)

(a)置换前;(b)置换6 h后;(c)置换24 h后;(d)置换48 h后

Fig.6 Pore morphology analysis results of C7-2 oil layer core before and after CO2 replacement of crude oil(100 μm)

3 气藏中CO2置换实验

3.1　CO2置换实验

采用同样的方法研究岩心渗透率和焖井时间对CO2置换气藏岩心中甲烷气的效率。结果如图7、图8和表5所示。由表5可知，气藏中CO2对甲烷气置换效率高达70%以上，且岩心渗透率越大，对应置换效率越高，说明高渗透率岩心更有利于CO2置换岩心中甲烷气体，这一结论与油藏中基本一致。图7和图8为不同焖井时间CO2置换效率，随着焖井时间的增加，CO2置换甲烷气效率逐渐增加，且置换效率变化幅度高于渗透率的影响，表明在超低渗气藏岩心中，焖井时间的延长可以有效增加CO2置换甲烷气效率，而渗透率对置换效率的影响效果低于焖井时间。
图7 S2气藏S2-168岩心不同焖井时间CO2置换效率

Fig.7 CO2 replacement efficiency at different simmering time of S2-168 cores in S2 gas reservoir

图8 H8气藏H8-162岩心不同焖井时间CO2置换效率

Fig.8 CO2 replacement efficiency at different simmering times of H8-162 cores in H8 gas reservoir

表5 不同数量级渗透率岩心相同焖井时间（12 h）后的CO2置换效率测试结果

Table 5 Test results of CO2 replacement efficiency of cores with different magnitudes of permeability after the same simmer time (12 h)

岩心编号 渗透率/(10-3 μm2) 饱和甲烷量/mL CO2注入量/mL 降压返排气量 /mL 置换效率/%
S2-151 0.001 693 1.105 0.21 302 79.28
S2-175 0.000 037 1.098 0.23 283 72.97
S2-166 0.000 556 1.078 0.18 275 76.23
H8-131 0.000 027 1.125 0.25 319 79.03
H8-133 0.000 022 1.07 0.21 287 77.2
H8-173 0.000 692 1.132 0.24 298 74.29

3.2　XRD矿物成分分析

表6为气藏岩心中CO2置换前后沉积岩X-射线衍射分析结果。气藏岩心中方解石含量很高，说明该岩石主要是碳酸盐类岩石。经CO2置换后，方解石含量略有变化，但变化幅度不大。推测认为CO2气藏驱替实验中，受取样位置的影响，同时岩心样品中主要以方解石为主的单一矿物成分。
表6 气藏岩心中CO2置换前后沉积岩X-射线衍射分析结果

Table 6 X-ray diffraction analysis results of sedimentary rocks before and after CO2 replacement in the cores of gas reservoirs

岩心编号 石英/% 钾长石/% 斜长石/% 白云石/% 方解石/% 黄铁矿/% 黏土矿物/% 备注
H8-162 0.4 0.0 0.0 1.4 98.1 0.1 0.0 置换前
0.3 0.0 0.0 1.3 98.4 0.0 0.0 置换12 h
S2-168 0.3 0.0 0.0 0.0 89.9 0.0 9.8 置换前
0.0 0.0 0.0 0.0 93.0 0.9 6.0 置换12 h
因此，前后测试黏土矿物组分变化不大，但是从微观孔喉结构来看，岩心内部发生了较为严重的溶蚀作用。

3.3　SEM微观孔喉结构影响

根据本文3.1节中结论可知，对于相同渗透率岩心，CO2置换效率随焖井时间的增加呈线性增大，且渗透率越大，置换效率越高。说明CO2置换天然气时焖井时间越长，CO2与基质中的天然气接触时间越长，两者混溶量越大，置换效率越大；对于不同渗透率岩心，相同焖井时间条件下CO2置换效率随渗透率的增加而逐渐增大。通过对气藏岩心CO2置换前和置换6 h、12 h、24 h后岩心的扫描电镜分析，其实验结果见图9所示。
图9 S2气层151号岩心CO2置换天然气前后的孔隙形貌分析结果

(a)置换前;(b)置换6 h后;(c)置换12 h后;(d)置换24 h后

Fig.9 Pore morphology analysis results before and after CO2 replacement of natural gas in No.151 core of S2 gas layer

从气藏岩心孔隙形貌图中可以看出，CO2置换前，岩石表面干净，岩石致密，几乎不存在颗粒状轮廓，少见颗粒状形貌；CO2置换6 h后，岩石表面受CO2与地层水形成的碳酸水蚀变作用影响，除少量水结晶外，产生的少量蚀变产物附着于岩石表面。从整体上看，经过6 h的CO2置换对岩心的孔隙形貌、孔隙结构影响较小；随着CO2置换反应时间增长到12 h后，岩心表面受CO2侵蚀更加严重，部分存在颗粒表面的成分变得模糊。经CO2置换后，CO2与水生成的碳酸水会对储层岩石有一定的溶蚀作用，并且随着时间的增长，它的溶蚀作用越强，对孔隙形貌造成一定的影响。

4 结论

基于中国石油长庆油田分公司C7、C8油藏和H8、S2气藏在室内设计驱替置换实验，研究CO2焖井置换驱替油气效率，并结合XRD和SEM扫描结果研究CO2置换过程对储层矿物成分及微观孔喉结构的影响，主要得到以下结论：
（1）低渗油藏中，CO2置换驱油效率普遍较低，平均置换效率约为25.27%，其置换效率主要影响因素为岩心渗透率，而注气量和焖井时间对置换效率的影响相对较小；超低渗气藏中，CO2置换甲烷气效率较高，平均置换效率约为76.50%，且受岩心渗透率影响较小，但焖井时间对其置换效率影响相对较大。
（2）XRD结果表明，CO2对油藏和气藏储层黏土矿物产生微弱溶蚀作用并造成岩心中方解石降低；SEM结果表明，CO2侵蚀后岩心孔喉表面产生少量的蚀变产物附着于岩石颗粒表面，使得岩石矿物颗粒形态、边界及孔隙结构变得略微模糊，且焖井时间越长，固相表面侵蚀越严重。
（3）油藏中改善储层物性可有效提高CO2置换效率，而气藏中提高CO2置换效率最为有效的方法是增加焖井时间。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
赵仁保，孙海涛，吴亚生，等.二氧化碳埋存对地层岩石影响的室内研究［J］.中国科学：技术科学，2010，40（4）：378-384.

ZHAO R B， SUN H T， WU Y S， et al. Influence of CO2 corrosion on rock structure and its mechanical characteristics［J］. Science China： Technological Sciences，2010，40（4）： 378-384.

2
郝永卯，韦馨林，董承顺.不同驱油方式CO2微观分布特征及埋存量研究［J］.天然气地球科学，2017，28（6）：846-851.

HAO Y M， WEI X L， DONG C S. Research on the microscopic distribution characteristics and storage capacity of CO2 with different displacement methods［J］. Natural Gas Geoscience， 2017，28（6）：846-851.

3
何胜林，张海荣，杨冬，等.南海西部盆地高温超压储层CO2气层测井评价技术［J］.天然气地球科学，2016，27（12）：2200-2206.

HE S L， ZHANG H R， YANG D， et al. Research on the CO2 gas logging evaluation technology of HTHP reservoir in western South China Sea Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2016，27（12）：2200-2206.

4
李仕伦，张正卿，冉新权，等.注气提高石油采收率技术［M］.成都：四川科学技术出版社， 2011.

LI S L， ZHANG Z Q， RAN X Q， et al. Technology of Enhancing Oil Recovery by Gas Injection［M］.Chengdu： Sichuan Science & Technology Press， 2011.

5
杜朝锋，武平仓，邵创国，等.长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价［J］.油气地质与采收率，2010，17（4）：63-64．

DU C F， WU P C， SHAO C G， et al. Laboratory study on EOR by CO2 in extra-low permeability reservoirs， Changqing Oilfield［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency， 2010，17（4）：63-64.

6
刘合，王峰，张劲，等.二氧化碳干法压裂技术——应用现状与发展趋势［J］.石油勘探与开发， 2014，41（4）：466-472.

LIU H， WANG F， ZHANG J， et al. Fracturing with carbon dioxide： Application status and development trend［J］. Petroleum Exploration and Development，2014，41（4）：466-472.

7
杨雪，张凡，杨欢.二氧化碳干法压裂增产技术及展望［J］.当代化工研究， 2016，11（6）：77-79.

YANG X， ZHANG F， YANG H. Production increase technology and outlook of CO2 dry fracturing［J］. Modern Chemical Research，2016，11（6）：77-79.

8
吕玉民，汤达祯，许浩，等.提高断气采收率的CO2埋存技术［J］.环境科学与技术，2011， 34（5）：95-99.

LV Y M， TANG D Z， XU H， et al. CO2 storage technology for enhancing gas cut-off recovery［J］. Environmental Science & Technology， 2011，34（5）：95-99.

9
沈平平，江怀友，陈永武，等.CO2注入技术提高采收率研究［J］.特种油气藏，2007，14（3）：1-4.

SHEN P P， JIANG H Y， CHEN Y W， et al. EOR study of CO2 injection［J］.Special Oil & Gas Reservoirs，2007，14（3）：1-4.

10
汤勇，杜志敏，孙雷，等.CO2在地层水中溶解对驱油过程的影响［J］.石油学报，2011， 32（2）：311-314.

TANG Y， DU Z M， SUN L， et al. Influence of CO2 dissolving in formation water on flooding process［J］. Acta Petrolei Sinica，2011，32（2）：311-314.

11
崔伟香，王春鹏，许建国.二氧化碳无水压裂技术研究与应用［C］.银川： 2016年全国天然气学术年会论文集，2016.

CUI W X， WANG C P， XU J G. Research and application of CO2 waterless fracturing technology［C］.Yinchuan： Proceedings of 2016 National Natural Gas Symposium， 2016.

12
REN S R， NIU B L， HOU S M， et al. Screening of gas injection techniques for IOR in a low permeability reservoir of Xinjiang Oilfield［J］.Journal of China University of Petroleum，2011，35（2）：107-116.

13
LI S， WANG Q， ZHANG K， et al. Monitoring of CO2 and CO2 oil-based foam flooding processes in fractured low-permeability cores using nuclear magnetic resonance （NMR）［J］. Fuel，2019，263（3）：116648.

14
常学伟，金学诗，尹金.纯液态CO2干法压裂技术综述［J］.江汉石油科技， 2018，11（4）：31-35.

CHANG X W， JIN X S， YIN J. Review of pure liquid CO2 dry fracturing technology［J］. Jianghan Petroleum Science and Technology，2018，11（4）：31-35.

15
ZHANG P F， DIAO Y Q， SHAN Y， et al. Experimental investigation of amine-surfactant CO2 foam for smart mobility control during CO2 flooding［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering，2019，184：106511.

16
聂法健，毛洪超，王庆，等.中原油田CO2驱提高采收率技术及现场实践［J］.油气地质与采收率，2020，27（1）：146-151.

NIE F J， MAO H C， WANG Q， et al. CO2 flooding for enhanced oil recovery technology and field practice in Zhongyuan Oilfield［J］. Petroleum Geology and Recovery Efficiency， 2020， 27（1）：146-151.

17
高冉，吕成远，伦增珉. CO2驱油—埋存一体化评价方法［J］.热力发电，2021，50（1）：115-122.

GAO R， LV C Y， LUN Z M. Integrated evaluation method of CO2 flooding and storage［J］. Thermal Power Generation，2021，50（1）：115-122.

18
周佩，周志平，李琼玮，等.长庆油田CO2驱储层溶蚀与地层水结垢规律［J］.油田化学，2020， 37（3）：443-448.

ZHOU P， ZHOU Z P， LI Q W， et al. Reservoir corrosion and formation water scaling of CO2 flooding in Changqing Oilfield［J］. Oilfield Chemistry， 2020，37（3）：443-448.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司