稠油热水驱微观驱油效果影响因素分析

微观采收率是微观模型中稠油热水驱驱油效果的重要表征,其主要影响因素为微观波及系数和微观驱油效率。 为了考察二者对微观采收率的影响,创建了“解－合”法,并采用该方法分别对 ９０℃条件下水湿和油湿模型中稠油热水驱油效果进行定量评价。 结果表明,尽管水湿模型驱油效率较油湿模型高,但微观波及系数对微观采收率的影响更大,油湿模型比水湿模型的微观采收率高 ７.３ 个百分点。 稠油热水驱微观驱油效果深化了对微观驱油机理的认识,对稠油热采驱油体系的评价筛选具有指导意义。     

利用“解—合”法分析稠油热水驱微观驱替效果

为了定性和定量研究稠油热水驱微观驱替效果,创建了驱替效果分析的新方法——“解—合”法。在油湿性微观模型中,分别在75和90 ℃条件下进行稠油热水驱替实验,对比分析2种条件下驱替平衡时,微观波及系数、驱油效率和采收率的变化特征及机理。结果表明,油湿性微观模型稠油热水驱时,通过乳化捕集和乳化携带作用大幅提高了微观驱替效果;90 ℃时稠油热水驱的微观波及系数、驱油效率和采收率均高于75 ℃时的。油湿性微观模型稠油热水驱时,在残余的少量棕色油膜中包含有油包水乳状液。在75 ℃时热水波及区域内残余油的分布以网状和块状为主,且数量较多,90 ℃时热水波及区域内的残余油分布主要呈连续性较差的孤岛状,且数量较少。     

渤海稠油热水驱驱油效率规律研究

为对比不同条件下热水驱开发效果,本文通过驱油效率实验对比了不同注入温度和不同注入速度条件下热水驱开发效果。热水驱的适宜注水温度推荐150℃;注水速度推荐100～150m~3/d;热水驱的驱油效率可以达到50%左右。     

多孔介质的润湿性对聚驱稠油微宏观效率的影响

岩石表面的润湿性影响聚合物微观和宏观驱油效率。采用可视化微观模型和微观照相技术研究了强水湿和油湿多孔介质下聚合物微观驱油效率和驱替机理。分析了束缚水与稠油分别在两种润湿介质下的微观形态和分布对聚合物的吸附、滞留,连续性和非连续性流动,驱替前缘以及洗油效率的影响。微观模型实验结果表明,在水湿环境,地层水趋向分布于岩石骨架表面并在孔壁附近形成较厚的水膜,聚合物趋于附着在孔壁处,在这些区域聚合物的洗油效率较高;在油湿环境,束缚水主要以非连续相分布在孔隙介质中,聚合物溶液发生咬断效应,原油吸附在孔喉处,聚合物只能部分扫除原油,乳液的形成能辅助聚合物溶液驱替油相。聚合物在水湿介质的微观驱油效率明显高于油湿介质。岩心流动实验结果与微观模型分析一致,相同浓度的聚合物溶液在强水湿岩心前缘突破所需的时间长于油湿岩心,突破前缘更规整,水湿岩心和油湿岩心的水驱采出程度分别为21.5%OOIP和15%OOIP。聚合物在油湿岩心的"门槛"黏度较大。聚合物黏度为500mPa·s时,水驱后水湿岩心和油湿岩心的原油采收率增幅分别为23%OOIP和17%OOIP。     

南堡35-2油田化学辅助热水驱油的试验研究

通过岩心驱替试验对南堡35-2油田稠油热水驱和化学辅助热水驱进行了研究,考察了注入水温度及增效化学剂对驱油效率的影响。研究表明,提升注入水温度和添加化学剂,驱油效果明显改善。注入水温度升高20℃和40℃时,热水驱的驱油效率分别提高12.0%和18.2%,化学辅助热水驱的驱油效率分别提高21.0%和29.0%。化学辅助热水驱技术应用于海上普通稠油油田,将有助于进一步提高稠油采收率。     

超稠油油藏热化学驱油水渗流特征

针对超稠油油藏热化学驱开发过程中不同温度区域内的油水渗流特征不明的问题,利用微观可视化实验和一维物理模拟实验,定量研究了不同温度下热水和驱油剂对驱油效率的影响及相对渗透率的变化规律,分析了热水和驱油剂驱油的致效机理和交互作用。实验结果表明：温度为70℃时,高温驱油剂驱的油相相对渗透率增大,水相相对渗透率变化较小;温度为150℃时,热水和驱油剂的协同增效作用更显著,热水驱转高温驱油剂驱和直接高温驱油剂驱的油相、水相相对渗透率均明显增大;温度超过200℃后,驱油剂在高温限制下驱油作用减弱,热水对驱油效率的提升大幅增加。研究表明：不同温度下,热水驱和高温驱油剂驱均可提高驱油效率;随着温度升高,热水对提高驱油效率的作用不断增大,驱油剂对驱油效率的贡献先增大后减小;热化学驱通过热水、驱油剂在不同温度区域的接替驱油和协同作用,能够实现超稠油油藏效益开发。该研究可为热化学驱提高超稠油油藏采收率提供参考。     

驱油FPS-B剂的表界面化学性能和微观驱油机理

利用环境扫描电子显微镜观察了FPS-B剂胶束聚集体和乳状液的微观形态。采用静态实验和核磁共振法研究FPS-B剂的乳化增溶性和润湿性,并进行了模型驱油实验。结果表明,FPS-B剂具有较强的乳化增溶性,并且在不同含水率条件下形成不同类型的乳状液,不但可以保持岩石的水湿状态而且可以将亲油岩石不同程度地转变成亲水状态。在此基础上,从分子结构和性质方面分析了产生这种现象的原因及机理。微观驱油实验结果表明,在水湿和油湿岩心模型中FPS-B剂驱的采收率提高值接近三元复合驱提高值,高于二元驱提高值,扩大了洗油效率,提高了原油采收率。     

江桥杜66区块浅薄层稠油油藏热水驱注采参数优化

为提高浅薄层普通稠油油藏冷采后的开发效果,对影响热水驱开发效果的注采参数进行了研究。根据相似性原理模拟与储层特征和热采环境相似的岩心驱替试验,应用petrel软件建立区块地质模型,并采用CMG软件热采模块的数值模型,对比分析不同温度、不同注入方式和注采比下杜66区块的开发效果,确定了中含水期转注热水、冷热水交替注入的开发方式。研究表明,优化后的开发方式为综合含水60%时转注热水,采取冷热交替七段塞、注采比0.95的方式注入温度80 ℃热水,其驱油效率比冷水驱提高17.27%。研究结果表明,热水驱可以改善浅薄层普通稠油油藏的开发效果,为浅薄层稠油油藏经济有效开发提供了技术支持。      

齐40块稠油油藏聚合物驱可行性室内实验研究

分别用人造岩心和人造均质平面模型，在实际油层条件下研究了辽河油田齐４０稠油油藏实施水驱及聚合物驱的室内驱油效率及驱替特征。在驱油实验中用核磁共振成象技术研究了稠油油藏水驱和聚合物驱的驱油机理。结果表明，在一定条件下，稠油油藏在蒸汽吞吐后实施聚合物驱是可行的；聚合物驱主要通过扩大波及范围和增加坟差来提高驱油效率，聚合物驱后仍有大量的残余油滞留在孔隙介质中。     

乐安油田草4块稠油热水驱及热化学驱实验研究

利用化学驱物理模拟流程装置及填砂管模型研究了乐安油田草4块不同温度下稠油的热水驱与热化学驱的驱油效果及变化规律.结果表明,提高油藏注入水的温度,可以明显降低原油粘度,提高稠油的采收率.而对于油水界面张力达到超低(10<'-3>mN/m数量级)的热化学驱,虽然通过油水界面张力降低,提高了驱油效果,但由于驱替通道阻力减小,后期实际驱替液流动的波及体积减小,导致最终采收率与同温度下单纯水驱相比低3%-5%.因此,单纯的热化学驱不适合乐安油田草4块稠油开发.     

聚合物驱波及系数和驱油效率的计算方法研究

根据室内三维物理模拟聚合物驱油实验含油饱和度的测定结果,深入探讨了非均质砂岩油田聚合物驱油过程中,扩大波及系数和增加驱油效率对提高采出程度贡献率的定量计算方法,并给出了分析解释.结果表明,在3层非均质模型聚合物驱油过程中,聚合物驱提高采收率的贡献主要来源于提高波及系数的贡献,聚合物的黏弹性也具有提高驱油效率的作用.通过计算得出,在有隔层模型中增加驱油效率对提高聚合物驱采出程度的贡献占11.85%,扩大波及体积的贡献占88.15%;聚合物溶液在模型高渗透层内提高驱油效率作用的效果要好于中、低渗透层.     

二元复合驱提高波及效率的实验研究

二元复合驱提高采收率技术在稠油油藏中应用广泛,而波及效率是影响采收率的重要因素之一,但之前在研究提高采收率时能定量描述波及效率的却很少。文中基于普通稠油油藏,根据贝克莱￣列维尔特驱油理论(B￣L理论)以及含水率与含水饱和度关系,推导出一维条件下提高波及效率的理论公式,利用一维物理模拟实验,探究波及效率的3个影响因素,即流度比、非均质性、界面张力。结果表明:聚合物黏度越大,流度比越小,提高波及效率越好;非均质性显著影响二元复合驱波及效率;界面张力对二元复合驱的波及效率几乎无影响,但是由于界面张力对驱油效率影响很大,其数量级应在10-6N/m。在物模实验结果基础上,提出一种聚合物￣表面活性剂二元复合驱提高波及体积的数学模型。数值模拟验证结果表明,该模型拟合程度较高,与实际现场预测对比,该模型虽存在误差,但能起到一定的预测指导作用。     

稠油化学降粘复合驱提高采收率实验研究

受地层压力高、储层厚度薄、边底水活跃等油藏条件影响,部分稠油油藏热采时的热损失大、成本高、采收率低,难以得到有效开发。通过室内驱油实验,研究稠油降粘剂驱、聚合物驱以及化学降粘复合驱提高采收率机理,对比分析不同驱油体系对于稠油提高采收率效果的影响。实验结果表明:利用水溶性降粘剂和聚合物组成稠油化学降粘复合驱驱油体系,可以提高采收率16.04%,优于仅使用降粘剂或聚合物作为驱油剂。对于稠油化学降粘复合驱效果,从换油效率角度考虑,优化复合驱段塞中聚合物和水溶性降粘剂的质量分数分别为0.3%和1.0%;从提高采收率角度对比,优化采用前置聚合物段塞后置水溶性降粘剂段塞的注入方式,相比于前置水溶性降粘剂段塞后置聚合物段塞的注入方式,可提高采收率7.2%~10.7%;在此基础上,优化得到水溶性降粘剂与聚合物段塞的最佳体积比为3∶2。在非均质模型和微观可视化模型中,化学降粘复合驱不仅兼具聚合物和降粘剂的驱油机理,而且还产生了协同增效作用,对于稠油较单一化学剂驱可大幅度提高波及范围和洗油效率。     

稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效率影响因素——以孤岛油田中二北稠油油藏为例

为了研究稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效果及影响因素,分析蒸汽吞吐后转蒸汽驱提高稠油油藏采收率的潜力及有效开发方式,以胜利油区孤岛油田中二北稠油油藏蒸汽吞吐后密闭取心岩心为实验对象,开展了在原始油水饱和度状态下的驱替实验,对不同驱替介质、不同介质温度及不同驱替方式下的剩余油驱油效率进行了研究.结果表明:驱替介质类型、介质温度及驱替方式是影响转驱效果的主要因素,相同温度下蒸汽驱的驱油效率要好干热水驱,250℃蒸汽驱比同温度热水驱可提高采收率5%以上,驱替介质温度与采收率提高幅度之间存在良好的对数关系,研究区块蒸汽吞吐后直接转蒸汽驱可提高采收率30%左右.     

不同化学驱油体系微观驱油机理评价方法

为了分析胜利油田应用的3种化学驱油体系的微观驱油机理,并对其非均质油藏的适用性进行评价,利用微观刻蚀模型润湿性7级控制方法和波驱贡献比分析方法,结合现场情况,借助微观模拟驱油试验,开展了不同润湿性条件、非均质性条件和不同驱替阶段的化学驱油机理研究,建立了利用波驱贡献比评价化学驱油体系微观驱油机理的方法。试验表明:聚合物和二元复合体系在非均质级差1:9模型试验中水驱后采收率提高不足10%,平均波驱贡献比小于1.5,扩大波及的能力弱,主要驱油机理无法发挥;在各组非均质渗透率级差模型试验中,新型非均相复合体系的平均波驱贡献比大于3,说明其在非均质条件下扩大波及的能力强,主要是凝胶颗粒间歇式封堵和转向式扩大波及共同作用的结果。微观运移特征和驱替方式研究及现场试验表明,聚合物驱后的非均质油藏实施非均相复合驱,可以大幅度提高驱油效率和波及系数。      

泡沫驱微观驱油机理及驱油效果

泡沫作为驱油介质具有调剖和驱油的双重机理,分别采用渗透率级差为1∶3的非均质微观模型和并联填砂管模型,研究泡沫的微观驱油和液流转向机理,评价其对驱油效率的影响。非均质微观模型驱替实验结果表明,泡沫驱存在混气水驱油、表面活性剂驱油和泡沫驱油3个显著渗流区。混气水驱油渗流区的形成是由于泡沫的不稳定消泡,气体与泡沫液析出,气体窜进所致。泡沫破灭所析出的泡沫液渗流滞后于气体并乳化原油,形成了表面活性剂驱油渗流区。混气水驱油和表面活性剂驱油能够降低残余油饱和度,使得后续注入的泡沫保持稳定,从而起到调驱作用形成泡沫驱油渗透区。非均质微观模型的高渗透条带在水驱、泡沫驱和后续水驱过程中,波及系数由52.4%先升至100%后降至74.3%,后续水驱波及面积减小且突破高渗透条带后,低渗透条带不再见效,说明泡沫驱时的封堵作用在后续水驱时存在有效期,有效期后封堵作用失效。并联填砂管驱替实验结果表明,分流率及驱油效率随着水驱、泡沫驱和后续水驱的变化规律与微观驱替机理分析结果相吻合,进一步验证了非均质微观模型驱替实验的结论。     

化学蒸汽驱不同温度区域的驱油特征

针对胜利油区孤岛油田中二北Ng5稠油油藏蒸汽驱过程中驱油效率和波及效率低的问题,进行化学蒸汽驱不同温度区域室内驱替实验。依据不同的油藏温度,将注入井至生产井之间划分为蒸汽带、凝结热水带和油藏温度带,从驱油效率和注入压力2个方面研究3个不同温度区域化学蒸汽驱的驱油特征。结果表明:在蒸汽带和凝结热水带,起泡剂溶液产生的泡沫可以起到封堵多孔介质中大孔道的作用,防止蒸汽汽窜和过热水指进,最佳起泡剂溶液的质量分数为0.3%;蒸汽带泡沫封堵作用较强,提高注入压力4.0 MPa,凝结热水带泡沫封堵能力减弱,提高注入压力1.6 MPa;在油藏温度带,起泡剂溶液和驱油剂溶液仅表现为表面活性剂驱油作用,其中驱油剂溶液起主要驱油作用,而起泡剂溶液的驱油作用相对较小。     

耐温防乳驱油体系辅助稠油热采研究与应用

稠油热采过程中,蒸汽冷凝水易于稠油乳化而形成油包水乳状液,造成地层乳化堵塞、产出液处理困难等问题,使热采驱油效果变差。针对以上问题,对一种耐高温防乳驱油体系的静态性能(耐温性能,防乳、破乳性能,降黏效果和界面性能)和动态驱油效果进行了室内评价。实验结果表明:该体系280℃老化4 h后,地层温度下的防乳化率为83%,降黏率67%;溶液与稠油之间的界面张力为0.051 mN/m;润湿角为8°,可使岩石表面润湿性由油湿转变为水湿;破乳率为89%,有助于后续产出液的处理;体系可使稠油热采驱油效率提高11.6百分点;优化后的体系溶液最佳注入质量分数为0.5%。该体系在渤海某稠油油田热采过程中共实施3井次,取得了良好的应用效果。     

稠油驱油体系乳化能力和界面张力对驱油效果的影响

 提出了定量表示表面活性剂体系乳化稠油难易程度的参数"乳化最小转速"。在55℃下测定了7种不同驱油剂与桩106-15-X18普通稠油组成的体系的油-水动态界面张力和乳化最小转速,并对其中5种驱油剂-稠油体系进行了室内驱油实验。结果表明,驱油剂-稠油体系乳化最小转速与其油-水动态界面张力没有对应性,而且,驱油剂-稠油体系的油-水动态界面张力与其采收率也没有一定的规律性,但乳化最小转速与采收率有较好的对应关系,乳化最小转速的体系采收率高,即乳化能力高的体系驱油效果好,乳化能力低的体系驱油效果差。     

胜利油区水驱普通稠油油藏注蒸汽提高采收率研究与实践

胜利油区地层条件下原油黏度大于100mPa.s的普通稠油油藏水驱采收率一般低于18%,普通稠油油藏采收率低于25%的储量达到3.75亿t。稠油为非牛顿流体,渗流所需剪切应力大;压力梯度相同,油越稠渗流速度越低;常温驱油效率低,水驱波及系数小,且水驱后原油黏度增加。稠油加热后渗流速度大幅度增加,启动压力梯度减小,油水相对渗透率得到改善,驱油效率大幅增长。因此,注蒸汽热采可以改善稠油渗流特性,降低残余油饱和度,提高驱油效率、波及系数及采收率。为进一步提高水驱后普通稠油油藏的采收率,在优化注蒸汽开发技术政策的基础上,在孤岛油田开展了先导试验,明显提高了采收率。图10表3参23