酸岩反应非均匀刻蚀程度的精细定量表征 及其敏感性因素分析

酸压是碳酸盐岩油气藏常用的增产措施之一,裂缝壁面的非均匀刻蚀程度对酸压后导流能力以及最终增产效果有着至关重要的影响,为实现酸蚀裂缝壁面刻蚀形态精细定量描述,引入非均匀刻蚀系数来表征非均匀刻蚀程度。首先采用三维激光扫描仪获取酸岩反应前后岩心切片的点云数据,利用软件Geomgaic和Matlab处理点云数据并计算表面形貌特性参数(在水平方向上选取扩展界面系数,垂直方向上选取酸蚀高度标准差系数),取权重相加求得非均匀刻蚀系数。非均匀刻蚀程度越高,非均匀刻蚀系数越大。综合考虑不同因素对非均匀刻蚀系数的影响,利用参数敏感性分析对影响因素进行重要程度排序,得出主次影响因素的关系:酸液浓度(59.94%)白云质含量(19.78%)转速(14.08%)温度(6.19%)。非均匀刻蚀系数的提出为精细定量表征酸蚀裂缝非均匀刻蚀程度提供了可能,也为酸压设计指明了优化方向。图29参16     

高黏土疏松低渗透砂岩储层注水过程中梯度 防堵体系的防堵降压效果

针对高黏土疏松低渗透砂岩油藏注水过程中微粒运移堵塞储层孔喉导致注水压力高的难题,通过室内实验优选出一种中性梯度防堵体系.低速梯度防堵体系由0.5％KCl黏土稳定剂组成,高速梯度防堵体系由0.2％KCl和0.3％有机阳离子黏土稳定剂(YN)组成.考察了梯度防堵体系的防膨性能、驱替过程中岩心压力和渗透率的变化.结果表明,该...     

筛选驱油用表面活性剂方法初探

为解决原油在表面活性剂溶液中乳化快慢程度难以表征的问题,自制乳化测定仪器,并提出了乳化速度的概念,对其测定条件及影响因素进行了考察,通过最终的驱油实验将乳化速度与最终采收率进行了关联.实验结果表明:单纯表面活性剂体系乳化速度都较低,适量加入碱剂可以大幅度提高表面活性剂的乳化速度;在模拟地层温度(40-60℃)条件下,温度越高,乳化速度越大,乳化效果越好;最大乳化速度分别对应着适当的表面活性剂质量分数和碱质量分数.室内驱油实验发现:对于高乳化速度体系(1.8 mL/min),驱替达到含水率为98%时对应的注入孔隙体积倍数为4.5;而对于低乳化速度体系(0.2 mL/min),驱替达到同样条件,注入孔隙体积倍数仅为3.5,高乳化速度体系能多提高最终采收率超过10%.     

基于ＧＭＳ的水力控制措施下污染物迁移预测分析

为解决某项目在具有局部水力控制措施复杂条件下污染迁移特征分析,采用ＧＭＳ数值模拟预测分析持续渗漏污染情景对浅层第四系孔隙水的地下水环境影响特征。结果表明:在有局部人工水力控制措施的情况下,污染晕沿主流场方向扩展最快,迁移范围最大,验证了污染迁移受水力控制为主,受局部导排地下水的措施影响较明显,而向上游及侧向扩展相较于主轴方向并不显著;污染物在渗透性相对较差、孔隙度相对较低的隔水层发生较明显的阻隔作用,即浅层含水层中污染物垂向浓度梯度大,随着深度增加而浓度梯度显著降低;由于第一承压含水层渗透性明显高于潜水含水层,污染晕虽然时间上滞后进入,但是进入后的扩展速度相对较快,对流作用对污染晕的分布起主导作用,导致了该层“超标污染区域”范围小,而“影响区域”范围大的现象。     

涠洲WZ11—1N油田乳化原油的形成机理及破乳剂评价

取涠洲11—1N油田A2井原油,根据油田实际生产情况评价各因素对乳化原油稳定性的影响。由硫酸钡配置的稳定乳化原油,在添加各浓度破乳剂搅拌后均立即出现了油水分层,且随着静置的时间增加,实现了大于90%的脱水率。根据破乳剂性能评价与优选结果,推荐采用浓度为1.5%的SA—5对A2井乳化原油进行破乳处理。由于A2井原油中天然乳化剂含量较低,温度、含水率的变化都不易导致A2井原油形成稳定乳化原油;碱性条件会显著增加A2井乳化原油稳定性。油井在进行碱性条件的井下作业时,必须考虑乳化原油防破乳问题。高岭石、硫酸钡结垢等固相微粒的存在会明显增加A2井乳化原油稳定性。     

海上低渗储层自降解暂堵液研究与应用

针对南海西部涠洲RRX油田低渗储层修井漏失造成水敏、水锁伤害的问题,通过单因素实验分析及药剂协同复配,研发了一套自降解暂堵液体系。室内实验结果表明,该体系流变性能优异,滤失量低,无需替入破胶液,6 d自降解率超过50%;气-液表面张力低于20 mN/m,防膨率超过95%,岩心模拟实验渗透率平均恢复值为90%。在现场应用过程中,零漏失,零污染,可解决低渗储层修井过程中的储层保护难题。      

变频调速实现螺杆泵井高效平稳工作

地面驱动螺杆泵因其占地面积小，一次性投资少，对高粘、高含砂、高含气流体适应性强，节能效果显著而倍受各大油田青睐。随着一些油田都已进入了开发的中后期，产出液含水高，耗能大，开发成本日益增高。为了节能降耗，一些油田相继开展了日产液250ｍ3d以上的地面驱动大排量螺杆泵采油工艺技术的研究及矿场试验。     

微水试验方法在天津地区求取渗透系数应用对比分析

为解决天津地区微水试验求参方法应用过程中计算参数可靠性分析问题,通过开展现场微水试验－抽水试验,以及参考室内土工试验结果,对其进行分析,研究结果表明:微水试验方法采用Ｈｖｏｒｓｌｅｖ模型、Ｂｏｕｗｅｒ＆Ｒｉｃｅ模型计算渗透系数,对天津地区含水层特性及现有成井工艺适用性相对较好,具有推广应用的可行性;采用Ｂｏｕｗｅｒ＆Ｒｉｃｅ模型计算的渗透系数略低于抽水试验裘布依公式计算结果,采用Ｈｖｏｒｓｌｅｖ模型计算的渗透系数略高于抽水试验裘布依公式计算结果,但抽水试验与微水试验两种方法获得的渗透系数相对偏差小于１０％,可见天津地区微水试验在一定条件下可替代抽水试验快速求取渗透系数,具有一定可靠性。     

涠洲油田群注入水伤害研究

通过对涠洲油田群黏土矿物、敏感性、注入水质以及注入水自身结垢、注入水与地层水混合结垢等伤害因素的系统分析、评价,查找出注入水悬浮物含量及其粒径是目前涠洲油田注入水伤害的主要因素,其次为注入水自身结垢和注入水与地层水混合结垢伤害。提出了控制水质和改善防垢效果的建议,对更好地解决涠洲油田注水伤害问题具有一定的指导意义。     

适合东方1-1气田强水敏储层的修井液研究及性能评价

东方1-1气田待修井储层具有非均质性强、强水敏等特点,在修井过程中不仅要注重低渗防水锁损害、高渗防漏失损害,而且要防止水敏损害.针对以上储层保护要求,推荐以防水锁性好（表面张力20.6mN·m-1）、抑制性强（防膨率99.5％）和储层保护性好（渗透率恢复值96.5％）的络合水作为基波,构建适合东方1-1气田强水敏储层的修井液,该修井液具有较好的封堵性能和返排能力,在储层改造型破胶液的作用下,渗透率恢复值均大于98％,能达到修井增产的目的.