改善稠油渗流流变性的试验

稠油的非牛顿性质是造成稠油油藏采油速度低、采收率低的一个重要原因。ZHSS-01表面活性剂体系能在较宽的温度范围(30～71℃)、较高的矿化度(16×10⁴ mg/L)和较高硬度(1.1×10⁴ mg/L)条件下,与稠油形成水包油型乳状液,降粘效率达98%以上,有效地改善了稠油在井周地带的渗流流变性,降低了稠油在近井地带的渗流阻力,提高开采速度。试验表明,应用 ZHSS-01表面活性剂进行驱油可提高采收率3%以上。     

从稠油的流变性谈稠油试油系列工艺技术

“九五”期间,稠油储量在接替原油上产方面将起重要作用.文中简述了稠油的流变性及其特征,论述了外界条件(如温度、降粘剂、降凝剂、磁场、轻质油、溶解气、清水)对稠油流变性的影响机理,针对高粘稠油和高凝、高粘稠油的特点,列举了三种高粘稠油试油工艺和七种高凝、高粘稠油的试油方法,并指出了其优缺点.     

改善稠油开发效果研究

通过对稠油渗流规律的研究。建立了稠油平面径向渗流方程，确定了启动压力梯度与渗透率之间的关系，并提出应用表面活性剂可以有效改善稠油井周地带的渗流特性，而且JHSS-01表面活性剂体系具有降粘降阻，耐盐抗硬度，能改变稠油渗流流变特性和提高稠油采收率之用途，在现场试验中效果显。     

枣园油田原油的流变性及渗流特征研究

通过室内实验和矿场实践，认为枣园油田开发指标很差的原因是原油为非牛顿流体，属粘性流体。本文这了其不同于牛顿流体的流变性质和渗流特征。     

稠油非线性渗流及其对采收率的影响

稠油中含有大量的胶质、沥青质,而胶质、沥青质的极性和表面活性很强,当它们与岩石颗粒表面接触时,就表现出明显的相互作用。这样,在岩石颗粒表面就形成一个富含极性物质的特殊液体层——边界层。稠油边界层的存在影响到稠油在地层中的流动,最终影响到水驱采收率。通过室内试验研究了稠油在多孔介质中的渗流规律,并以此为基础研究了注采压差与采收率的关系。结果表明,稠油在多孔介质中流动存在一启动压力,渗透率越低,启动压力越大,注水开发时注入压力必须高于启动压力,在考虑防止指进的情况下适当提高注水压力,降低边界层的厚度,才能提高稠油的采收率。     

永8断块稠油油藏渗流规律研究

永8断块属于常规稠油油藏，为明确注水开发过程中油藏的油水运动规律和影响机制，通过室内物理模拟试验，借助显微镜和图像分析技术开展了渗流规律研究。研究结果表明，注水速度和冲刷时间的增加会导致胶结疏松的储层内部微粒运移，使储层渗透率升高；由于生产压降增大，渗透率降幅平均达到23．7％，且对储层造成的损害不会由于压降的减小而恢复到原始状态。对于该稠油油藏，其低速开发比高速开发最终采收率可提高2．6％～4．2％；在注水后期含水饱和度较高时，提高注水速度可增加采收率2．7％左右；而降低原油粘度，可有效提高采收率0．7％-2．1％。     

稠油底水油藏合理采油速度数值模拟研究及应用

对于带底水的稠油油藏，油层射开程度和采油速度直接影响底水锥进的速度。通过数值模拟建立单井模型，深入地研究了高孔、高渗．中等活跃的底水构造油藏的底水锥进规律。在既防止底水过早锥进。又保证油井有效开采的条件下，经论证：合理的射开程度为25％～40％．采油速度为1．5％～1．8％。该项研究成果用于指导现场生产，取得了较好的实施效果，达到了“控水稳油”的目的。     

应用表面活性剂改善非牛顿原油的渗流流变性

通过大量的室内研究,筛选研制出了价格低廉,耐矿化度、硬度好,对稠油具有强乳化降粘,改善非牛顿原油渗流流变性效果显著的表面活性剂体系JHSS-01。室内模拟试验表明JHSS-01吞吐后采油速度提高20％～50％。同时在八面河及江汉王场油田进行了现场试验,见到了显著的增油效果,7口井累计增油1283t,投入产出比1：5．2,取得了显著的经济效益。     

冷家油田稠油渗流特征实验研究

由于稠油中胶质和沥青质含量高．粘度大．在地下渗流时表现出与常规原油不同的渗流特性（非牛顿性）,开采难度大,影响此类油藏的开发方式、工艺技术等选择。 本文所研究稠油来自冷家油田冷43块$32的普通稠油．S1＋2的特稠油,s3的超稠油油藏的现场油样。     

稠油井高能气体压裂技术的应用研究

我国稠油资源十分丰富,年产量达1300多万吨。但目前多数稠油油田蒸汽吞吐开采已进入中后期,产量递减加剧,年自然递减率达37.5%,采收率仅为15%-20%。将高能气体压裂技术有效地应用到稠油开采的研究与实践,摸索出了适应稠油井的高能气体压裂方法,包括设计延时装药结构及重复压裂法,与酸化、稠油增产剂、水力压裂等措施结合处理油层的方法。经在几个油田的应用证明,方法简便,行之有效,取得明显效果。尤其是延时装药结构,深受现场欢迎,为稠油井的开发与增产提供了新的更有效的措施。     

稠油乳状液的流变性试验研究

用四种不同的粘性原油乳状液进行了乳状液流变性的研究。结果表明，剪切应力与剪切速率的关系和液滴尺寸大小密切相关，视粘度和非牛顿性随液滴尺寸减小而增大。大部分乳状液在低剪切速率下（＜５０Ｓ－１）剪切变稀，当剪切速率超过５００ｓ－１时呈现牛顿流体性质。因此．液滴尺寸是乳状液流变性研究中的重要因素。     

吐哈鲁2块稠油油田先导性试验工程研究

吐哈玉东稠油油藏埋藏深、油层厚度大、原油粘度高的中渗稠油油藏，国内外尚无成功的开发先例，开发难度较大。鲁2区块作为吐哈稠油开发先导性试验区块，开展了大量的专题研究、基础试验及现场试验，采油工艺通过各种现场试验，确定采用掺稀油实现井筒降粘工艺进行开发。地面工程相应进行配套工艺研究，满足油田开发需要。     

稠油油藏新型降粘剂的研究及应用

针对中原油田胡12、19块稠油油藏粘度高、含水高、采出程度低、水驱动用程度低的特点,通过筛选、优化及评价等大量的实验研究了一种稠油油藏降粘剂。该降粘剂的应用使原油粘度大大降低,从而解决井筒举升、集输矛盾等问题,并且提高了油藏波及体积,达到了提高采收率的目的。     

稠油藏油井的周期性蒸汽气体热处理

在兹布扎—格鲁博基亚尔油田南卡尔斯克区中新统油藏上，用蒸汽气体载热体周期性的处理了近井地带油层。该油田处于开发后期，所含原油粘度在18℃地层温度条件下为9000mPa，s，密度为0．956g／cm3。南卡尔斯克区油藏于1956年投入开发。它分布在中新统范围内，自上而下由未分的上新统、中新统蓬蒂组和迈科普层系所组成。由于中新统岩性与厚度变化大，很难分层，而巨大岩块间的孔洞空间，在该统储层中起主要储集作用。根据地球物理测井资料解释结果，整个中新统的孔隙度、含油饱和度和渗透率的加权平均值分别是0．224、0.728和38.1μm2。中新…     

稠油油藏控制底水锥进技术研究

高升油田高二、三区属于气顶底水稠油油藏,开发中后期频繁出现底水锥进、管外窜槽等现象,严重影响油藏的开发效果.以高246块底水稠油油藏为例,通过横纵吸水剖面及油水井测井资料对比分析,确定该块底水及隔层的分布状况.利用正交试验对影响区块底水锥进的主要参数进行敏感性研究,应用油藏工程方法和数值模拟法剖析不同情况油层的避射厚度、垂向渗透率大小对底水锥进的影响,通过数值模拟法优选出不同油层厚度、隔层厚度情况下的油井最佳避射厚度、采油速度、生产压差以及临界产量,在确保发挥油井最大潜能的同时,延长了油井的无水采油期,提高了区块采收率,改善了区块开发效果.     

埕北稠油油田生产渗流特性的研究和应用

对埕北稠油油田试井资料分析中的特殊现象进行了探讨,并指出其对提高油田采收率和采油速度的意义。应用统计理论和渗流力学理论求出采油指数、含水率、生产压差和流压之间的经验关系式,提出了确定稠油油田防砂井合理生产压差和最大采液量的思路和方法。     

埕北稠油油田生产渗流特性的研究和应用

对埕北稠油油田试井资料分析中的特殊现象进行了探讨，并指出其对提高油田采收率和采油速率的意义。应用统计理论和渗流力学理论求出采油指数、含水率、生产压差和流压之间的经验关系式，提出了确定稠油油田防砂井合理生产压差和最大采液量的思路和方法。     

改善非均质边底水稠油油藏开发效果的措施研究

针对单家寺油田单2西块开发历史长和低速、低效、高含水的现状，在重新进行精细油藏描述的基础上，对储层的非均质性、油水关系及构造特征取得了新的认识，并有针对性地提出立足蒸汽吞吐，综合运用局部井网加密、油层底部避射、逐周期增加注汽强度等技术，对老井实施老井新投、边部老井提液和调层上返等措施。方案实施后，单井吞吐效果较好，经济效益显著。对同类油藏的开发有一定的指导意义。     

利用CO2改善韦5稠油油藏开采效果

针对江苏油田韦5中低渗复杂小断块薄层稠油油藏进行CO2开采方式研究，为同类型稠油油藏利用CO2开采提供有益的借鉴。用数值模拟方法研究了CO2吞吐的敏感因素，结果认为，周期注气量、注气速度和生产过程的井底流压是影响吞吐效果的重要因素，浸泡时间对效果影响不大。以增产油量和换油率作为评价依据的计算结果表明，在大注气量、高注气速度和合理控制的生产井底流压下存在最优吞吐轮次，可以得到较好的CO2吞吐效果。     

水平井在稠油老区应用的数值模拟研究

用现场测试，选层注汽资料和数值模拟方法，研究了辽河油田齐４０块直井蒸汽吞吐后期油层剩余油分布 。