润湿性对采收率及相对渗透率的影响

通过实验研究了润湿性对采收率及相对渗透率的影响,还研究了利用原油老化控制岩石润湿性的方法。结果表明弱水湿岩石水驱采收率最高,亲水岩石油相相对渗透率高于亲油岩石,原油中极性物质的吸附会影响岩石表面润湿性,油湿性随老化时间增加而增强。     

裂缝性碳酸盐储层中表面活性剂辅助重力泄油的模拟

注水开发几乎不能从碳酸盐岩油藏中采出原油,因为碳酸盐岩油藏通常是油湿性和裂缝性的.将稀释的表面活性剂溶液注入裂缝中能够降低油水界面张力(IFT),改变岩石与中间体/水湿性物质的润湿性从而提高原油产量.一个三维、两相、多组分、有限差分和全隐式数值模拟模型已开发出来,此模型综合了吸附作用、相态特性、润湿性、相关毛细管压力/相对渗透率变量.此模拟软件的可靠性已经通过对比岩心级模拟结果与实验室中得到的实验结果得以证实.从界面张力降低、润湿性改变和渗透率差异等方面来研究表面活性剂辅助重力泄油对这些过程参数的敏感性.在早期阶段通过改变润湿性来驱动原油生产,但在后期重力是主要驱动力.使润湿性向着水湿状态改变的表面活性剂能使高界面张力系统具有较高的采收率.对于低界面张力系统,不能改变润湿性的表面活性剂能使油田具有较高采收率.润湿性的大幅度改变可以提高原油采收率.对于低界面张力系统采收率随渗透率的降低而显著降低,而对于高界面张力系统影响很小.     

声波振动与岩石表面润湿性

通过水与岩石表面接触角的测定、声被驱油实验和理论分析,研究考察了声波振动对原油─岩石、水─岩石界面特性的影响,从界面化学角度对岩石表面的润湿性和声波驱油机理进行了探索。结果表明:经原油浸泡后,由于原油中极性化合物(胶质、沥青质等)在岩石表面的吸附,岩石表面由水相润湿为主转变为油相润湿为主;无论岩石表面以水相润湿为主还是油相润湿为主,在水浸泡过程中,声波振动可促进其表面亲油性减弱和亲水性增强,毛细管阻力降低;伴随着岩石表面润湿性的改变,原油对岩石表面的粘附功明显降低;减弱了原油与岩石表面间的粘滞力,使原油更易于从岩石表面上剥离,提高原油采收率;岩石的渗透率越低,声波振动作用越显着。     

碳酸盐岩油藏岩石润湿性评价实验研究

为了明确碳酸盐岩油藏岩石的润湿性及其影响因素,利用自吸驱替方法定量测定了碳酸盐岩岩心充分老化后的润湿性和渗吸采出程度以及蒸汽驱后岩心润湿性的变化,并通过相对渗透率法对碳酸盐岩储层岩石润湿性进行定性研究。结果表明:碳酸盐岩岩心呈亲油或者弱亲油的润湿特征,油藏渗流阻力较大,自吸采出程度低。岩石矿物组成及原油组分是润湿性的主要影响因素;而高温蒸汽驱后碳酸盐岩岩心润湿指数变小,润湿性由强亲油—亲油向弱亲油方向转变。热采条件下岩心润湿性得以改善,共渗区含油饱和度由20.5%提高到37.0%,较之冷采提高了1.8倍;热采通过降粘、润湿改善等作用机理,驱油效率由29.7%提高至59.0%。润湿性的改变有利于提高油藏的采出程度。     

CO2驱油过程中孔喉结构对储层岩石物性变化的影响

注CO2提高储层原油采收率过程中,储层中流体的渗流和分布受岩石孔喉结构控制,且注入的CO2会引发原油中的沥青质沉淀,导致储层渗透率下降并改变储层的润湿性.通过在4块渗透率相似但孔喉结构不同的岩心上进行的混相和非混相的CO2驱油实验研究了 CO2驱油过程中岩石孔喉结构对储层岩石物性变化的影响.基于岩石孔径分布和压汞曲线,...     

改变低渗透油藏润湿性提高采收率技术研究进展

油藏岩石润湿性是储层物性的一个基本特征参数,是影响油田特别是混合润湿或油湿性低渗透油田开发的重要因素.文中针对目前通过改变油藏岩石润湿性以提高原油采收率方面的相关技术及研究进行了详细调研,系统总结了改变油湿性油藏岩石润湿性以提高原油采收率的方法.经过归纳总结,认为目前这些方法主要分为物理法、化学法和微生物法3大类.润湿...     

纳米SiO2颗粒改变岩心润湿性及提高采收率的室内研究

在油井生产过程中，近井地带的胶质、沥青质等有机质的吸附现象是普遍存在且不可忽视的，这种作用常常使岩石的亲水表面变为亲油表面，降低储层的渗透率和孔隙度，最终影响油气的运移和开采。有针对性地调整和改善油藏润湿性，使之向着有利于提高采收率的方向改变，完全可以实现更好的驱油效果。为此，本文研究了纳米SiO₂颗粒对改变岩心润湿性及提高采收率的影响。结果表明：纳米SiO₂颗粒可改变岩心润湿性，使之从强亲油状态转为强疏水疏油状态。疏水纳米SiO₂颗粒可高效剥离原油，吸附在岩心表面改变其润湿性，改善原油流体流动状态，从而提高水驱采收率。     

注水开发油藏润湿性变化及其对渗流的影响

为提高水驱开发油藏采收率预测精度,研究了油藏岩石润湿性与相对渗透率之间的变化规律及其对两相渗流的影响。采用室内润湿性实验测定方法,对水驱开发油藏润湿指数与含水饱和度的关系进行了定量表征,导出了适合润湿性变化型油藏的两相渗流方程,建立了变润湿性水驱开发油田的采收率预测方法。润湿实验结果表明:所测岩心的润湿指数的对数与取心油层的含水饱和度呈近似线性关系。相对渗透率实验所测的代表低含水期到高含水期岩心的油水两相等渗点对应的含水饱和度由41%增加到53%,亲水程度增强。一维模型计算结果表明,含水率达到98%时,油润湿和强水润湿性油藏的预测采收率分别为52.7%和73.3%。研究揭示的水驱油藏岩石润湿性变化规律和建立的数学模型,可为更加准确地预测水驱油采收率提供参考。      

润湿性的改变对提高原油采收率的影响研究

注水开发几乎不能从低渗油湿性油藏中采出原油,如果油藏岩石的润湿性得到改变,通过自然的渗吸其采收率就能得到改进。因此,了解润湿性改变的影响因素及其机理对提高原油采收率意义重大。岩心流动试验表明:水驱时中性润湿岩心的采收率最高,强水湿岩心其次,强油湿岩心最低。润湿性由亲油向亲水方向的变化,油水相渗曲线右移,残余油饱和度下降了25%,油水共渗区范围明显增大,采出程度提高。目前认为加入表活剂改变油藏岩石的润湿性是提高原油采收率比较可行的方法。     

毛管压力、矿化度以及熟化对润湿性改变的影响

液体与岩石以及液体与液体之间的相互作用严重影响原油的采收率。这些界面化学反应直接控制着岩石的润湿性、毛管压力曲线和相对渗透率。在不同条件下 ,对Berea砂岩以及TexasCream石灰岩岩心所进行的一系列离心分离流体试验 ,能够确定残余润湿相饱和度和非润湿相饱和度以及原油采收率。     

改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其相渗透率的影响

为了研究改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其气水相有效渗透率的影响，用自主研发的一种能改变亲水岩石表面性质（由亲水改为中性弱亲油）的润湿反转剂LW-1进行了实验研究。实验结果表明，用LW-1处理低渗透亲水气层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使气体有效渗透率平均提高1．06倍；处理低渗透亲水油层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使水相有效渗透率平均提高2．6倍。认为改变低渗透亲水油气层的岩石表面润湿性，是降低其遭受侵入水伤害程度、提高增注能力和改善压裂增产过程中侵入水返排效果的有效手段之一。     

渤海湾盆地胜坨油田二区储层微观渗流场演化研究

该文以长期注水开发的胜坨油田二区沙二段储层为例,应用岩心分析及实验室渗流物理模拟的数据,从岩石的润湿性、孔隙结构和相对渗透率等3方面的变化,研究长期注水开发储层的微观渗流场演化规律。研究认为,随注水开发程度加深,储层岩石润湿性、亲水性逐步增强;储层孔隙结构的演化趋势是孔隙均匀程度变好、喉道均质程度增高和孔喉连通性及控制流体流动能力变好;束缚水饱和度呈上升趋势,残余油中水相相对渗透率呈下降趋势,但变化不大。储层渗流场的演化控制和影响着储层中剩余油的数量及空间分布。      

Prospects of improved oil recovery related to wettability and brine composition

Although attention is given to the composition of the injected brine in a waterflood with respect to compatibility with the formation, tests are not usually made to determine its effect on oil recovery. This study shows that the wettability and laboratory waterflood recoveries of crude oil/brine/rock (COBR) ensembles can be strongly dependent on brine composition and on related COBR interactions. The sensitivity of these interactions to temperature and crude oil composition is also demonstrated.     

黄河南地区无能量补充井的单井注水吞吐开发

黄河南地区油田属复杂小断块油藏,由于在开发中得不到有效的能量补给,致使开发效果极差.而单井注水吞吐开发方法利用油层的亲水性,发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱,能有效地补充地层能量,恢复地层压力,提高采收率.单井注水吞吐要分多期进行,每个周期又分注水、闷井和采油3个阶段.注水量与注水速度与地层压力的恢复关系密切;闷井的目的是使注入水与原油进行充分交换,有利于原油采出;采油阶段为初期含水高,随采油时间的增加逐渐下降,然后再慢慢上升.油层润湿性和渗透率是影响单井注水吞吐开发的主要因素,油层水的润湿指数越大,油层的润湿性越强,自吸排油性就越强,采收率也就越高.渗透率越高,油水渗流能力就越强,注水平衡时间就越短,因而就会获得较高的采油速度.该方法在马11-108井实施后,效果十分显著.     

Prediction of wettability variation and its impact on flow using pore- to reservoir-scale simulations

We describe a pore- to reservoir-scale investigation of wettability variation and its impact on waterflooding. We use a three-dimensional pore-scale network model of a Berea sandstone to predict relative permeability and capillary pressure hysteresis. We successfully predict experimentally measured relative permeability data for the water-wet case, and demonstrate that the model captures experimentally observed trends in waterflood recovery for mixed-wet media. We then focus upon the effect of variations in initial water saturation associated with capillary rise above the oil–water contact (OWC). This may lead to wettability variations with height because the number of pore-walls which may be rendered oil-wet during primary drainage, increases as the oil saturation increases. We investigate empirical hysteresis models in which scanning curves are used to connect bounding drainage and waterflood curves for a given initial water saturation, and find that if wettability varies with initial water saturation, then the scanning water relative permeability curves predicted by the empirical model are significantly higher than those predicted by the network model. We then use a conventional simulator, in conjunction with the relative permeability curves obtained from the network and empirical models, to investigate the reservoir-scale impact of wettability variations on waterflooding. If the wettability varies with height above the OWC, we find that using the network model to generate scanning relative permeability curves yields a significantly higher recovery than using empirical models or assuming that the reservoir is uniformly oil-wet or water-wet. This is because the scanning water curves are generally low (characteristic of water-wet media), yet the residual oil saturation is also low (characteristic of oil-wet media). Our aim is to demonstrate that network models of real rocks may be used as a tool to predict wettability variations and their impact on field-scale flow.     

纳米聚硅材料在低渗透油田中的应用

在低渗透油田注水开发过程中，普遍存在注水井注入压力长期居高不下、注入量低、单井注入压力差异大等问题，采用纳米聚硅材料可以缓解这一问题。岩心驱替实验、微观驱油实验表明，纳米聚硅材料改善注水效果的机理是能够改变岩石润湿性、提高水相相对渗透率，其强憎水特性能够驱替吸附在孔隙内表面的水膜、扩大孔径等。现场应用表明：纳米聚硅材料能降低注水压力，提高注水量，具有较好的经济效益。图3表2参11     

Simulation of the effect of rock type on recovery plan of a mature carbonate oilfield in the Middle East – Part 1: Waterflooding recovery plan

The X field is a mature carbonate oilfield in the Middle East, discovered in 1908. Several uncertainties exist in relative permeability data of the old X field, due to rock type diversity of the field. In this study, the effect of rock wettability on waterflooding process of this field is investigated by means of two reported wettability data sets of the field. Results show that initial rock wettability plays an important role in improving oil recovery, affecting production rate, recovery factor, breakthrough time, water cut, residual oil saturation, project life, etc.