低界面张力体系对相对渗透率影响实验研究

通过岩心流动实验，测定了80℃时胜利草桥某井地层水、两种磺酸盐类阴离子表面活性剂HD－1和HD－2的1％地层水溶液驱油时，油相和水相相对渗透率kro和krw的变化。岩心有刚玉砂胶结和高温灼烧地层砂填充两种，气体绝对渗透率约1．6μm^2。相对渗透率用Welge-Johnson公式表示。实验结果表明：与地层水相比，HD－1，特别是界面活性较高的HD－2使kro和krw有较大幅度提高，使残余油饱和度So和束缚水饱和度Sw相应降低；其中So由0．29分别降至0．26和0．25；与80℃时相比，在40℃下HD－1使kro明显减小，krw的减小则不明显；在地层砂填充岩心上，与地层水相比，HD－2使kro大幅度提高，So有一定程度降低，由0．28降到0．25,krw几乎无变化；表面活性剂（HD－2）对两种岩心相对渗透率的影响不同。讨论了影响相对渗稼率各因素的作用机理，包括界面张力降低、润湿性改变及温度改变。图5表3参4。     

低张力体系油水相渗特征的研究

油水相对渗透率曲线是对油藏油水两相渗流过程的综合描述.建立了常温、常压下的稳态相渗曲线测定方法,实现了对低张力体系(油水界面张力最低达到10-3mN/m)油水相对渗透率曲线的直接测量.用此实验方法研究的结果表明①随着总驱替速率的提高,油水相渗曲线形态没有显著变化.②在水相黏度为0.8～10mPa·s的条件下,无论水相中是否存在表面活性剂,油相的相对渗透率没有显著变化,水相的相对渗透率明显下降.③存在2个临界界面张力σC1和σC2,对应2个临界毛细管准数NC1和NC2,对于所研究的岩石-流体系统,σC1为3mN/m(对应NC1为5×10-4),σC2为10-2mN/m(对应NC2为0.1).④临界界面张力(或临界毛细管准数)将体系划分为3个渗流规律不同的区间,对于油水界面张力大于σC1(或毛细管准数低于NC1)的体系,其油水两相渗流特征可用常规理论描述;而对于油水界面张力小于σC1(或毛细管准数高于NC1)的低张力体系,两相渗流特征已显著改变,必须对相渗模型进行必要的修正.⑤油水相对渗透率是饱和度、油水间界面张力对数及孔隙结构参数的函数,根据实验数据建立的低张力体系油水相渗模型与实验测量结果符合得很好.建立低张力体系油水相对渗透率曲线的直接测定方法以及相渗模型,对于化学复合驱过程中预测水驱规律以及相关的数值模拟研究均具有非常重要的意义.图12表3参23     

低张力体系油水相渗特征的研究

油水相对渗透率曲线是对油藏油水两相渗流过程的综合描述。建立了常温、常压下的稳态相渗曲线测定方法,实现了对低张力体系(油水界面张力最低达到10-3mN／m)油水相对渗透率曲线的直接测量。用此实验方法研究的结果表明:①随着总驱替速率的提高,油水相渗曲线形态没有显著变化。②在水相黏度为0.8~10mPa·s的条件下,无论水相中是否存在表面活性剂,油相的相对渗透率没有显著变化,水相的相对渗透率明显下降。③存在2个临界界面张力σC1和σC2对应2个临界毛细管准数NC1和NC2,对于所研究的岩石-流体系统,σC1为3mN／m(对应NC1为5×10-4),σC2为10-2mN／m(对应NC2为0.1)。④临界界面张力(或临界毛细管准数)将体系划分为3个渗流规律不同的区间,对于油水界面张力大于σC1(或毛细管准数低于NC1)的体系,其油水两相渗流特征可用常规理论描述;而对于油水界面张力小于σC1(或毛细管准数高于NC1)的低张力体系,两相渗流特征已显著改变,必须对相渗模型进行必要的修正。⑤油水相对渗透率是饱和度、油水间界面张力对数及孔隙结构参数的函数,根据实验数据建立的低张力体系油水相渗模型与实验测量结果符合得很好。建立低张力体系油水相对渗透率曲线的直接测定方法以及相渗模型,对于化学复合驱过程中预测水驱规律以及相关的数     

油藏条件下油水相对渗透率实验研究

用胜利油区孤东油田7—44—检245等井样品进行油水两相渗流规律单因素影响实验，结果表明：净上覆压力增大改变孔隙结构(主要影响喉道)，水相相对渗透率上升较快而油相相对渗透率下降较快，是影响渗流规律主要的因素；温度增高改变油水黏度比，使束缚水饱和度增大、残余油饱和度减小，但在相同油水黏度比条件下，温度升高对相对渗透率的影响很小；在30MPa、80℃条件下，精制油与盐水、脱水脱气原油与盐水的油水黏度比相近，含气原油与盐水的油水黏度比略高，三者相对渗透率曲线形态相近，含气原油与盐水的水相相对渗透率略高于脱水脱气原油与盐水的。用胜利油区5个油田不同层位的样品，进行地层与地面条件下相对渗透率测定对比实验的结果，地层条件下的束缚水饱和度高、两相区窄、油水两相前缘含水饱和度低、含水上升快以及最终水相相对渗透率高；地层条件下的水驱油效率在注水初期高于地面条件，达到一定的注入倍数后低于地面条件，最终水驱油效率小于地面条件。进行相对渗透率实验研究时，应该模拟油藏条件，由于渗流特性对上覆压力和孔隙压力的绝对值不敏感，可以只模拟油藏的净上覆压力。     

界面张力对相对渗透率曲线的影响

本文研究了界面张力对相对渗透率曲线的影响。为此进行了一系列非稳态驱替实验。实验是采用非胶结岩心和不同界面张力的流体体系进行的。 流体体系中,被驱动相采用的是模拟原油,驱动相分别是:地层水、表面活性剂溶液、下相微乳液和中相微孔液。研究结果表明:①界面张力对相对渗透率曲线有实质性影响。随着界面张力的降低,驱替相和被驱替相的相对渗透率曲线均升高。特别是在界面张力σ<10~(-2)mN/m时此影响更明显。②随着界面张力的降低原油采收率有明显的提高。     

温度、界面张力对油水相对渗透率的影响

1．实验设计 (1)实验材料。岩心选用刚玉砂胶结岩心，渗透率为1578-1682md。化学剂选用高温驱油剂HD-1，利用草104地层水将化学剂配制成所需浓度的活性剂溶液。实验用油采用草16原油与煤油配制而成。     

低渗透储层油水相对渗透率最优目标函数处理方法

对于非均质和亲水性强的低渗透岩心,使用常规JBN方法整理非稳态实验数据得到的相对渗透率曲线,存在因计算失效导致的水相相对渗透率曲线出现"驼峰"等异常现象.除了岩样的非均质性、出口端提前见水、驱替速度不合适以及难以测定油水黏度比等实验因素,利用JBN等常规方法处理非稳态水驱油实验资料的局限性是产生相对渗透率曲线异常形态的...     

稳态法测定油水相对渗透率的实用方法

通过实验室内水驱油相对渗透率测定的研究,对石油天然气行业标准(SY/T 5345-1999)油水相对渗透测定中稳态法的实验步骤以及物质平衡法计算平均含水饱和度做了改进,使实验更简便易行,数据能够满足现场及数值模拟的要求。     

一种确定油水相对渗透率曲线的新方法

提出了一种利用一口井的生产测井时间推移测井资料确定油水相对渗透率曲线的方法，该方法依据达西定律导出油水相对渗透率公式，根据物质平衡原理得出相应的含水饱和度公式，从而获得油水相对渗透率曲线，现场应用结果表明，该方法简便，实用，在非取心井获得的油水相对渗透率曲线能较好地反映油藏动态变化规律。     

凝析气藏中替代相渗和真实相渗曲线差别对油气采收率的影响

时至今日 ,获得凝析油气相对渗透率曲线的方法仍旧是常规的实验手段 ,即采用模拟油 (如煤油 )和模拟气 (如氮气 )。模拟流体典型的界面张力值约为 3 0mN/m ,这与凝析油气的界面张力范围相比高出数十倍 ,在应用该实验曲线时通常采用经验的界面张力校正方法。文章采用实际凝析气体系在真实长岩心上采用稳态法测量了真实凝析油气相对渗透率曲线。而后 ,用常规的煤油和氮气体系测量了目前用于数模和试井输入曲线的代凝析油气相渗曲线。比较两者的区别 ,并采用CMG单井径向一维数模比较了采用不同相渗曲线作为输入曲线时的地下径向凝析油饱和度分布 ,油气采收率。结果表明 ,凝析油气相对渗透率与常规的煤油 -氮气体系相渗差别很大且凝析油气相渗具有明显速敏性 ,两个不同的相对渗透率曲线对凝析油气的最终采收率影响差别很大。凝析气田开发时应用真实的现场凝析气流体和储层岩心作真实凝析油气相渗曲线来作为指导开发方案设计的基础数据。     

高温高压非稳态气水相渗测试装置及方法

目前高温高压气藏气水相渗曲线多采用非稳态测试方法获取,测试装置主要采用回压阀控制流体压力,但高温高压条件下易产生压力波动,气水计量易产生偏差.为此,提出了一种基于电容法的高温高压非稳态气水相渗测试装置及方法,测试装置引入了自主研制的电容式液位计量计,实验温度和压力分别提高到200.0℃和80.00 MPa,通过液体体积...     

确定聚合物／油体系相对渗透率曲线的新方法

聚合物／油相对渗透率曲线是研究多相渗流规律和进行油田动态预测的重要依据。由于聚合物溶液在多孔介质中流动的复杂性，其粘度随流速而改变，因此，常规的确定油／水相对渗透率的方法不适合聚合物／油体系。文中提出了一种确定聚合物／油相对渗透率曲线的新方法，该方法首先测定达西粘度与剪切速率关系曲线，进而将两相流动时不同饱和度所对应的聚合物渗流速度转变为剪切速率，根据达西粘度与剪切速率关系曲线查得相应的达西粘度，     

双子表面活性剂与原油间动态界面张力研究

通过进行油水动态界面张力测试,系统地研究表面活性剂种类、表面活性剂浓度、水介质矿化度、聚合物及非离子表面活性剂对动态界面张力的影响。结果表明,与传统表面活性剂比12-4-12有较强界面活性,在低浓度下,能将界面张力降低到5×10-3 mN/m。提高表面活性剂浓度,可以缩短达到平衡的时间,但当浓度超过一定值时,继续增加12-4-12浓度,会降低其界面活性。12-4-12最佳浓度为500 mg/L。12-4-12在不同矿化度都表现出良好界面活性,尤其在高矿化度下(25×104 mg/L)最佳。在高矿化度水介质中与常规非离子表面活性剂ANT复配,界面张力可降低到4×10-3 mN/m并稳定在10-3数量级,而与HPAM的复配性能较差,这可能与水介质矿化度过高有关。     

凝析油气相渗曲线测试及对采收率的影响

相渗曲线是描述油气藏渗流中一个非常重要的参数,标准的测定方法是在室温低压下采用模拟油(精制油)模拟气(氮气或空气)来进行测试,未考虑地下高温高压及平衡油气渗流的实际情况。因此,研究高温高压下处于油气相平衡条件(可代表地下实际渗流情况)的两相渗流相渗曲线具有重要的理论和实际意义。本文建立了平衡油气相渗曲线的测试方法,测试了两类流体的平衡油气相渗及其标准油气相渗,并比较了两者之间的差别。将研究结果应用于长岩心定容衰竭实验模拟预测中,能更好地解释长岩心中富含凝析油型凝析气藏凝析油采收率比PVT筒中CVD测试高的实际原因。同时,还发现平衡凝析油气相渗的速敏性,从而说明了适当提高采气速度有利于提高凝析油采收率的观点,对开发技术政策的制订有重要指导意义。     

无碱低张力泡沫复合驱油体系室内试验研究

研究了不同种类表面活性剂复配后的泡沫性能、界面性能,筛选出了性能高效、界面张力超低的无碱高效泡沫驱油体系的配方．该体系具有抗老化能力好、耐温抗盐能力强的优点。在油藏条件下．利用物理模拟装置。研究了体系的封堵能力和驱油效果。结果表明：超低界面张力泡沫复合驱体系具有在聚合物驱后较大幅度提高原油采收率的潜力,是一种比较好三次采油新方法。     

Evaluation of Interfacial Tension Between SP Solution and Simsim Oil

Surfactant–polymer (SP) flooding has been proved to be an effective enhanced oil recovery method. Producing ultra-low interfacial tensions is an important mechanism relating to SP flooding for enhanced oil recovery. The interfacial tension between surfactant (PJS-1 and BE)/polymer solution and Simsim oil was evaluated in the work. The influence of surfactant and polymer concentration on interfacial tension between Simsim oil and these solutions is discussed. The interfacial tension between the oil and the surfactant solution reduces as the surfactant concentration increases. In the same concentration of surfactant, the interfacial tension between the surfactant solution and the oil becomes larger when the polymer was added in the solution.     

低渗透油气藏用防水锁剂体系的制备与性能评价

为改善低渗透油气藏水锁损害,以多元醇和脂肪酸为主要原料制备非离子型表面活性剂,将其与分散剂和稳定剂混合制得防水锁剂体系。通过红外光谱对表面活性剂的结构进行了表征,研究了防锁水剂体系水溶液的粒径分布,表面张力、热稳定性及对页岩岩心接触角的影响。结果表明,表面活性剂产物的热分解温度为218℃,在清水中的分散达到微-纳米级别。80℃下防锁水剂体系水溶液的表面张力可降至19.68 mN/m,临界胶束浓度为80 mg/L,表现出良好的抗盐性能。页岩岩心在常温常压下浸泡于防水锁剂体系水溶液中4 h后,清水在岩心表面的接触角从46.1°增至80°数130°;防水锁剂体系经过120℃老化8 h后,清水在岩心表面的接触角仍可达103.9°。防锁水剂体系抗高温、抗盐、防水锁性能良好,可用于改善低渗透油气藏水锁损害。     

系列化石油磺酸盐与胜利原油相互作用的研究

研究了胜利石油磺酸盐及其系列化产品与胜利原油及其组分之间的界面张力，结果表明，原油组成的差别造成磺化产品性质的差别；同一石油磺酸盐产品不能适应不同区块原油低张力的要求，必须复配适宜的助表面活性剂，而系列化石油磺酸盐与本区块油水具有较好的相似相容性，低浓度下不复配任何助表面活性剂就具有较高的界面活性。