用驱油效率实验优选矿场应用的聚合物分子量及用量

用不同分子量、不同浓度的聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ）溶液在人造岩心上进行较系统的驱油实验，结果表明：（１）分子量越高，或浓度越大，溶液的增粘性就越强，驱油效率也越高；（２）当分子量和溶液粘度相同时，驱油效率随残余阻力系数的增加而提高；（３）当注入溶液的孔隙体积一样时，每吨聚合物的增油量随溶液浓度的增加而下降。以岩心做的驱油效率实验为基础，用简便方法优选出适合河南油田的聚合物分子量为１４３０万，用量为３２０ＰＶ·ｍｇ／Ｌ。在河南油田面积为３．０１ｋｍ２的聚合物驱矿场先导试验中，经三年零二个月的试验，全区增油４．８５×１０４ｔ，提高采收率９．１９％，每吨聚合物增油２１０ｔ，取得了很好的经济效益。     

不同剪切方式对聚合物溶液及凝胶性能的影响

摘要：考察了吴菌搅拌器、筛网（TGU转变压测定装置）、人造岩心及普通搅拌器等不同剪切方式下，4种驱油体系的动态性能。这4种体系是：抗盐聚合物（梳状聚合物）KYPAM溶液，疏水缔合聚合物AP—P4溶液，KYPAM／醋酸铬凝胶（有机铬凝胶）及KYPAM／间苯二酚／甲醛凝胶（酚醛凝胶），其黏度分别为139、170、143及260mPa·s（66℃，51／s）。在吴菌搅拌器的高速剪切下，有机铬凝胶和酚醛凝胶的网状结构完全被破坏，抗盐聚合物溶液黏度保留率最高，疏水缔合聚合物其次。聚合物溶液通过筛网后黏度损失很小，有机酚醛凝胶通过筛网时发生剪切变稀，有机铬凝胶堵塞筛网严重。与聚合物溶液及酚醛凝胶相比，有机铬凝胶注入岩心困难，不能在岩心中运移，酚醛凝胶虽能在岩心中运移但黏度损失严重，聚合物溶液从岩心流出后黏度保留率较高。在搅拌器搅拌条件下，有机铬和酚醛凝胶液的成胶受到影响，不能形成整体凝胶。图11表3参4。     

用驱油效率实验优选矿场应用的聚合物分子量及用量

用不同分子量，不同浓度的聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ）溶液在人造岩心上进行较系统的驱油实验。结果表明（１）分子量越高，或浓度越大，溶液的增粘性就越强，驱油效率也越高；（２）当分子量和溶液粘度相同时，驱油效率随残余阻力系数的增加而提高；（３）当注入溶液的孔隙体积一样时，每吨聚合物的增油量随溶液浓度的增加而下降，以岩心做的驱油效率实验为基础，用简便方法优选出适合河南油田的聚合物分子量为１４３０万，用量主３２０     

高分子量聚合物的分子量对岩心渗透率的适应性研究

本文通过不同分子量的高分子量聚合物（部分水解聚丙烯酰胺）在不同渗透率岩心中的流动实验，研究了高分子量聚合物的分子量与岩心渗透率之间的匹配关系，为大庆油田采用高分子量聚合物驱油提供决策依据。     

聚合物分子量与岩心渗透率变异系数匹配关系的实验研究

利用三种聚合物溶液在五种渗透率变异系数并联物理模型上进行了流动实验，研究了聚合物分子量与岩心渗透率变异系数间的匹配关系，这为聚合物分子量的优选提供了实验依据。     

大庆喇萨杏三类油层注聚可行性分析

采用多测点长岩心实验研究了大庆喇萨杏三类油层注聚的可行性。重点考察了分子量800万和1000万聚合物溶液在长岩心注入过程中注入能力和驱油性能的变化。研究了聚合物分子量、溶液浓度及端面堵塞程度对其注入能 力的影响,分析了注入过程中近井地带和油藏深部聚合物溶液流变性的变化,并给出了阻力系数和残余阻力系数的沿程分布。实验结果表明：近井堵塞和剪切吸附损失是影响低渗透油藏注聚可行性两个突出且相互矛盾的因素。与短岩心相比,长岩心能够反映出聚合物的运移过程及运移距离对注聚效果的影响。以注入性和驱油性能为依据优化聚合物分子量、浓度或处理注入井附近油层是改善低渗透油藏注聚效果的两种可行途径。     

聚合物驱注入压力探讨

该文以理论结合实践，探讨了聚合物驱注入压力的变化规律，分析了影响聚合物驱注入压力的五大因素，即聚合物水溶液本身、注采井距、注入强度、注入速度及油层条件对聚合物驱注入压力的影响。理论和实践都证明：聚合物分子量、注采井距、注入强度、注入浓度及注入速度等参数值越大，聚合物驱注入压力就越高；尤其注采井距对聚合物驱注入压力影响更明显，与注水相比，其压力升值正比于注采井距平方的数倍，而地层系数越大，则注入压力越低。文章还提出适于大庆油田聚合物驱的各参数初步推荐值：聚合物分子量不超过２０００万，注入速度不超过０．２ＰＶ／ａ，注入浓度不超过１５００ｍｇ／Ｌ和注采井距不超过４００ｍ（最好２５０ｍ）。这些认识对生产实践，特别是对大庆油田今后聚合物驱大规模工业化应用具有重要指导意义。     

大庆中低渗油层聚合物驱可行性室内实验研究

对可用于大庆油田中低渗油藏聚合物驱的聚合物HPAM的适宜分子量进行了研究。取聚合物溶液粘度为12mPa.s(45℃,7.34s-1),由粘浓曲线求得分子量为2.4×106、5.0××106、8.0×106及1.0×107的聚合物溶液浓度应分别为1000、800、6004、00mg/L。指出油藏孔隙半径中值大于聚合物分子线团回旋半径的5倍时,聚合物不会堵塞该油藏。在水相渗透率为9.87×10-3~22.0×10-3μm2的18支储层岩心上,用不同分子量、不同浓度的聚合物溶液测定阻力系数和残余阻力系数,根据注聚合物时和后续注水时注入压差的变化和残余阻力系数值,判断聚合物是否堵塞岩心,确定上述不同分子量聚合物分别适用于水相渗透率为0.01、0.03、0.10、0.20μm2的油藏。在渗透率为0.130~0.214μm2的岩心上,用粘度~12mPa.s的聚合物溶液驱油,注入量~1PV,分子量1.0×107的聚合物对岩心造成堵塞,其余分子量的聚合物提高采收率的幅度,由分子量2.4×106时的6.5%提高到分子量8.0×106时的7.6%。结合试验区先期注入井的结果,分子量8.0×106的聚合物可用于大庆油田大多数中低渗油藏,分子量超过8.0×106时有一部分油藏会发生堵塞。数值模拟表明,在分子量6.5×106、聚合物用量420(mg/L).PV、注入流量0.15PV/a条件下,聚合物溶液浓度由400mg/L增至1200mg/L时,采收率增值仅由6.75%增至7.25%。图1表4参3。     

驱油用聚合物的分子量优选

采用不同分子量的聚合物和不同孔隙大小的岩心进行室内驱油模拟实验,研究了聚合物分子量对聚合物溶液粘度、阻力系数和残余阻力系数、采收率以及机械降解的影响。研究了油层孔隙结构参数与分子量的相互关系对聚合物注入性能的影响。结果表明,聚合物分子量愈大,阻力系数、残余阻力系数、采收率和机械降解愈大;但在大庆油田的实际条件下,剩余粘度大。岩心孔隙半径中值与聚合物分子在水溶液中的均方回旋半径比大于5时不会发生油层堵塞。相近地质条件,不同分子量,相同操作条件下的矿场聚合物驱结果表明：高分子量的聚合物驱效果好于低分子量的聚合物驱效果,采油井产出的聚合物分子量大,保留粘度高。     

HPAM的分子量对岩心渗透率适应性研究

本文以不同分子量ＨＰＡＭ通过不同渗透率岩心后粘度、筛网系数及特性粘度的变化研究ＨＰＡＭ分子量与岩心渗透率的适应性，给出了不同渗透率地层所适应的分子量范围及降低降解程度的方法。     

岩心分析饱和度资料的一种校正方法

受自然环境和人为因素的影响,岩心分析饱和度资料往往失真。对岩心分析饱和度采用流体体积校正、油水的挥发损失校正和泥浆浸入校正等,可得到接近于油田实际的饱和度。本方法已在克拉玛依油田得到普遍应用,效果较好。     

冷冻工艺对岩心物性参数的影响及其校正

用岩心冷冻工艺处理水淹区、稠油区的易散岩心,可使岩心成形,防止岩心内流体挥发,以利于确定流体饱和度等项参数.但冷冻所引起的流体膨胀,会破坏岩心的孔隙结构,使冷冻前后岩石物性参数发生变化.本文通过对比分析,探讨了岩心冷冻前后孔隙度、渗透率、饱和度等项物性参数的变化规律,并给出了孔隙度的校正方程和渗透率的校正系数,提出了饱和度的分步校正方法,为油田正确使用冷冻岩心物性分析资料提供了便利条件.     

岩心刻度法在测井解释模型中的应用

在岩心分析的基础上，建立“岩心刻度”的测井定量解释模型以提高解释精度，对于储集层描述和油气层评价具有重要意义。作者提出了建立模型前对岩心分析数据进行深度归位、数据匹配处理和对相应的测井曲线进行编辑、校正及进行标准化处理的方法。在此基础上，建立起相应物性参数的测井解释模型，并从吐哈盆地丘陵油田的具体地质条件出发，根据密度、中子孔隙度、声波测井曲线和自然伽马、自然伽马能谱曲线分别建立了孔隙度和泥质含量、渗透率解释模型；应用阿尔奇公式建立了砂岩储集层的饱和度解释模型。应用上述模型对丘陵油田的一些代表井进行了解释并与试油资料对比，符合率达９１４％     

ZY—1型水基密闭液及其应用

文中介绍了ZY—1型水基密闭液的生产工艺及现场应用。实践表明,该密闭液密闭效果好,不影响取心收获率,配制简单、无毒无味,是一种可推广的产品。     

From molecular dynamics to lattice Boltzmann: a new approach for pore-scale modeling of multi-phase flow

Most current lattice Boltzmann（LBM） models suffer from the deficiency that their parameters have to be obtained by fitting experimental results.In this paper,we propose a new method that integrates the molecular dynamics（MD） simulation and LBM to avoid such defect.The basic idea is to first construct a molecular model based on the actual components of the rock-fluid system,then to compute the interaction force between the rock and the fluid of different densities through the MD simulation.This calculated rock-fluid interaction force,combined with the fluid-fluid force determined from the equation of state,is then used in LBM modeling.Without parameter fitting,this study presents a new systematic approach for pore-scale modeling of multi-phase flow.We have validated this approach by simulating a two-phase separation process and gas-liquid-solid three-phase contact angle.Based on an actual X-ray CT image of a reservoir core,we applied our workflow to calculate the absolute permeability of the core,vapor-liquid H₂O relative permeability,and capillary pressure curves.     

岩心中硫酸盐含量分析方法研究

本论述了碘量法测定岩心中硫酸盐含量的方法原理，通过大量的实验确定分析条件，对岩心样品平行测定的结果表明，具有较高的测定准确度和精密度。     

Vertical-horizontal permeability correlations using coring data

Most reservoirs have different degree of permeability anisotropy. Optimization of recovery is crucially dependent on the reservoir quality and ansitropy. The ratio of vertical and horizontal permeability is important when reservoir anisotropy (K_v/K_h) and heterogeneity cannot be neglected. Therefore, an accurate knowledge of vertical and lateral permeability distribution is essential for better reservoir characterization.This work uses routine core data for analysis to develop new correlations and characterization of a sandstone reservoir under development. The two main goals of this study are to use core data to (1) develop correlations capable to predict vertical permeability from horizontal permeability or mean hydraulic radius and (2) develop another correlation capable to predict the permeability anisotropy ratio (Kv/Kh) using porosity data.To accomplish the objectives of this project, various petrophysical properties were experimentally measured for 112 core samples extracted from an actual sandstone reservoir. The measurements included vertical permeability, horizontal permeability, effective porosity and saturations of oil and water.The data derived were used to develop new and improved correlations capable to predict vertical permeability from horizontal permeability for the zones that were analyzed. In addition, another correlation is developed to predict anisotropy ratio from effective porosity.Applications of the developed results of this study help enhancing the prediction of vertical permeability, improving reservoir characterization and providing better simulation studies.     

东濮凹陷杜桥白地区三孔隙度测井方法的对比

东濮凹陷杜桥白地区天然气储集层埋藏深、岩性复杂、断块多、地层水变化大。利用斯仑贝谢的声波、密度、中子孔隙度资料与岩心分析孔隙度进行分析,选定最合适的测井方法求孔隙度,及时有效地发现气层。     

完井液评价方法的探讨

根据三年的工作实践对完井液评价申几个问题进行了探讨,得出以下五个方面的看法:①选用的岩心尺寸以φ25mm,长20～30mm为宜;②根据岩心所应具有的水敏度适当调节膨润土量,使岩心渗透率损失控制在30％～70％;③无机防膨剂和有机防膨剂的效果试验可分别在带刻度的试管中和小烧杯申进行,方法简便,效果直观;④为选择合适的添加剂,除采用美国API标准测常温滤失量外,还需做高温滤失试验;⑤推荐了新的岩心流动试验方法,即真空中用煤油饱和30min→通煤油饱和→通盐水驱煤油→通煤油测K_1→通待测流体→反向通煤油测K_2。全部试验时间只需6～8h,其结果重复性很好。