延长油田低渗透油藏二氧化碳驱油影响因素室内实验研究

针对延长油田低渗透油藏,通过开展岩心注气物理模拟实验,探索提高低渗透油藏CO2驱油开发效果影响因素及其规律。实验表明,不同驱替压力下,注入压力越高,采收率越高,注入压力高于最小混相压力后,采收率不再增加,采收率最高可达66.68%;并且注入压力增加,气体突破时间延迟;注入速度越高,采收率和换油率越高,CO2驱油开发效果越好,生产汽油比也越高;岩心渗透率高于1.26×10-3μm2时,渗透率增大,采收率差别不大,但相比水驱,采收率提高程度较大;岩心渗透率低于1.26×10-3μm2时,渗透率增大,采收率增大,但相比水驱,采收率提高程度较小。     

低渗透砂岩储层渗吸机理研究

渗吸是采油过程中的一个特别重要的现象,但渗吸过程却受许多复杂因素的影响。本文主要通过实验的方式研究了储层物性、束缚水饱和度和岩石润湿性对渗吸速度和渗吸采收率所产生的影响。岩石的渗透率对渗吸速度影响比较大,渗透率越低渗吸速度也就越高,渗透率较高的岩心,渗吸速度相对比较慢。亲水岩心的曲线先快速增加后变的平缓;亲油岩心曲线呈下降趋势。     

低渗透砂岩油藏动态渗吸规律研究

低渗透砂岩油藏具有孔隙度小、孔隙压力较低、储层渗透率低等特点。为了有效地开发低渗透砂岩油藏,提高低渗透砂岩油藏采收率,通过动态渗吸实验研究了渗透率、润湿性、岩心长度、温度等因素对渗吸采收率的影响。结果表明:岩心渗透率越低,渗吸采收率越大;岩心越亲水,动态渗吸采收率越高;岩心长度越短,渗吸采收率越高;温度升高,渗吸采收率增大。     

松辽盆地F油层矿物性质及含量对储层润湿性影响

润湿性决定油水在储层孔隙中的分布,影响毛管力的大小和方向,对提高采收率有重要意义。本文致力于研究储层矿物性质和含量对润湿接触角的影响,首先测定大庆油田F储层的47块天然岩心润湿接触角,及各种矿物的绝对含量。然后以矿物绝对含量为横坐标,以接触润湿角为纵坐标,通过趋势线拟合方程,进行定量分析。发现大庆F储层矿物中,亲水性由强到弱依次为,硅酸盐类、氧化物和磷酸盐类;亲油性由强到弱依次为,碳酸盐类、硫酸盐类和硫化物类矿物。润湿接触角与储层矿物绝对含量之间经验公式为,y=axb,其中b值是由矿物的化学性质决定的,当b>0时,矿物亲油,b越大,亲油性越强;反之亲水,b越小,亲水性越强。     

油田用润湿反转剂的应用与展望

本文主要论述油田用润湿反转剂的种类、作用机理及在油田现场中的应用效果和展望。对比了阳离子、阴离子及非离子表面活性剂等在界面的作用机理。化学剂在矿物表面的吸附、沉积或化学反应是岩石表面润湿性反转的基础。润湿性改变的方向和程度主要取决于所使用润湿反转剂的类型与浓度。岩石矿物成分、原油组分、地层水的化学组成及pH值等是润湿性改变方向和程度的影响因素。研究表明,表面活性剂在油层中的润湿性反转作用,使亲油表面变为亲水表面,润湿性的改变可大大影响油藏的最终采收率。     

SiO_2纳米颗粒在碳酸盐岩储层中强化采油实验研究

改变润湿性可以有效提高亲油性碳酸盐岩储层中原油采收率。然而纳米颗粒在这一领域的应用处于起步阶段。为此,本文研究了纳米流体的浓度对润湿性和界面张力的影响,从而确定注入岩心的纳米流体的最佳浓度。结果表明,浓度为4g·L~(-1)的纳米流体的浓度可以显著地改变岩心的润湿性,使之从强亲油状态到强亲水状态。此外,本文还研究了纳米流体在亲油岩心塞下增强采收率方面的潜力。结果表明,向充满纳米流体的老化岩心再次注入水,能采出大量的石油。     

卫95块多轮次调剖后深部液流转向技术的应用

在长期的注水开发过程中,随着注入倍数的增加,储层的孔隙结构和物性参数均发生了较大的变化,油层的渗透率较开发初期有了较大提高,注入水沿大孔道或高渗透段窜流严重,水驱油效率较低。进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度加剧,平面上剩余油分布更加零散,措施挖潜的余地小、难度大、产量递减快等突出矛盾严重制约着开发效益的提高。在卫95块开展以油藏流体流向控制技术为主导技术的区块深部液流转向先导实验,对改善水驱开发效果,减缓递减,实现油田持续稳产,提高采收率及卫95块油藏开发效果,达到稳油控水的目的,并为下一步在该区块及类似特高含水油藏区块开展此项工作提供新的思路和方法。     

弱碱三元复合体系提高采收率效果评价

大庆油田目前已经进入高含水阶段,但油藏中仍残留大量原油,因此针对大庆油田目前的开采状况,为提高大庆油田非主力油层实施弱碱三元复合体系驱油效果,进行室内模拟驱油实验,得到不同注入时段和不同表面活性剂浓度、聚合物浓度的驱油效果。通过实验可得:水驱转注为弱碱三元复合体系的时间越提前,采收率越高;主段塞内注入聚合物和表面活性剂的体积越大,采收率越大;在水驱基础上,采用Mr(相对分子质量)为800×10~4抗盐聚合物和Mr(相对分子质量)为1 500×10~4聚合物的三元复合体系在水驱基础上化学驱采出程度均大于22%。     

中性润湿增注剂实验研究

中性润湿增注剂是一种新型的降压增注剂,它是通过改变储层润湿性、降低油水界面张力,从而增加水相渗透率,降低注入压力。实验结果表明,中性润湿增注剂可使油、水界面张力从5．825mN／m降低到0．12mN／m;同时,降压增注剂可使亲油性储层变为弱亲水,润湿性能的改变使注水过程中的自吸作用增加。对于低渗透储层注入压力可降低40％-50％。     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。     

低渗透油藏CO_2、水交替驱提高采收率及其影响因素分析

低渗透油藏储层致密,水驱后期,含水率逐渐增高,驱替效率也随之降低,剩余油潜力依然较大。应用CO_2驱油技术,一方面可以较大幅度的提高采收率,同时也可将一部分的CO_2封存在地下。通过室内CO_2、水交替驱油实验以及实际生产,分析了采收率提高情况以及影响采收率提高的因素。结果表明:气水交替驱最终驱油效率51.2%~62.7%,平均58.7%,比水驱油平均高10.1%;尤其以渗透率大于1.0×10~(-3)μm~2的样品采收率提高比较显著;气水交替驱,不同渗透率岩样在注入0.5 PV的气体或者水时躯替效率提高最大;驱替压差与渗透率呈反比关系,随着驱替压差的减小驱油效率增大;低渗透油藏在实际注气生产过程中,应综合考量各类因素的影响,制定合理的注采方案。     

润湿反转技术在低渗透油田的应用与展望

本文从分析润湿性转变的机理出发,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,认为有针对性地调节油藏岩石的润湿性,可以达到提高采收率的目的。提出了应用润湿反转技术,可改善弹性开采油田压裂效果;通过改变岩石表面润湿性,增加毛细管力,可改善低渗透油层水驱开发效果的观点。     

注CO2气驱提高采收率效果影Ⅱ向因素分析

目前油田常规注水开发难度不断增加,应用注CO2气驱技术能够有效解决注水困难等问题,提高了原油采收率。在室内实验研究的基础上,应用数值模拟技术优化了注气方式及注气时机;分析了油藏地质参数对注CO2气驱提高采收率的影响。研究表明：水气交替注入方式更优;非均质性越强,开发效果越差;油藏渗透率越大、含油饱和度越高、原油粘度越低,注CO2驱油效果越好。     

水驱后凝胶与表活剂交替注入驱油效果

针对裂缝性低渗透油藏注入水易沿裂缝突进、含水上升快、水驱效果不理想的情况,开展了水驱后凝胶与表活剂交替注入方式提高采收率室内实验研究。通过室内凝胶体系成胶特性和稳定性评价,筛选出与实际油藏区块注入水配伍的凝胶体系。选择甜菜碱两性表面活性剂用于活性剂驱,开展了双管并联岩心体系驱油效果研究。研究结果表明:凝胶与表活剂交替注入可明显提高注入压力,该体系的采收率平均值为12.03%,低渗岩心的采收率略高于高渗透岩心采收率。与表活剂驱、聚合物与表活剂交替注入相比,驱油效果更好,可以作为裂缝性低渗透油藏水驱后进一步提高采收率的技术。     

杏西油田注水开发效果评价研究

根据相关经验公式确定区块的水驱采收率,再利用童氏校正水驱曲线,建立起含水率与采出程度的关系,推导出了存水率随采出程度的变化关系式,最后建立了含水率采出程度和存水率采出程度的典型曲线。根据区块实际的含水率采出程度和存水率采出程度曲线与典型曲线的位置关系,可评价区块目前的水驱开发效果。     

聚合物驱不同阶段相对渗透率曲线的数值模拟研究

聚合物驱过程中由于三相渗流现象,相对渗透率曲线的确定有很大的难度。基于渤海油田物理模型,进行数值模拟研究,确定聚合物驱不同阶段的相对渗透率曲线,并对比分析异同点。结果表明:①吸附滞留的聚合物分子对岩心的水相渗透率选择性降低,但对油相渗透率影响较小,为选择性调剖堵水提供理论依据。不同阶段水相渗透率曲线为聚合物驱过程中含水率的变化提供了理论依据;②水相渗透率的降低程度和地层中聚合物的含量相关,直接聚驱、水驱后聚驱的水相渗透率曲线差别相对较小;③直接聚驱、水驱后聚驱、后续水驱阶段均能很好的降低水相渗透率,但水驱后聚驱的残余油饱和度最低,说明事先注入一定量的水,能更好地发挥聚合物提高波及体积和驱油效率的作用,采出更多的残余油。以上研究为矿场聚合物驱数值模拟提供参数,指导聚合物驱矿场试验。     

R裂缝性油藏注气提高采收率实验数值模拟研究

R潜山油藏注气提高采收率驱替试验主要是对比和确定水驱和建储气库时注天然气两种不同开发方式下的驱油效率和驱油效果。利用Eclipse黑油模型软件对室内驱油试验进行了数值模拟研究,取得了良好的拟合效果。数值模拟研究的主要目的是根据实验数据,对相对渗透率曲线和毛管压力曲线等参数进行修正,从而为井组和全油藏数值模拟研究提供符合实际的基本渗流特征数据。     

某区块长6储层微观剩余油分布的影响因素研究

剩余油分布主要受微观孔隙结构、润湿性、黏土矿物、沉积微相、驱替压力和注入倍数的共同影响。亲水和亲油模型的水驱油机理不同进而造成水驱油效果的差异,同时粘土矿物含量及其存在形式也会对水驱油效果产生影响。     

高低渗油藏二氧化碳驱油实验研究

本论文用岩心驱替装置对四种类型岩心进行水驱油实验和二氧化碳驱油实验。结果表明：渗透率相对低的岩心注CO2比水驱能提高采收率20％左右且注入压力比水驱油低很多。     

稠油蒸汽驱中温度对岩石润湿性的影响研究

在油藏岩石中,润湿性是决定和控制油水微观分布的重要因素,是油藏评价的一个重要参数,它描述的是一种流体在另一种不相溶流体存在时对固体的相对吸引力,无论是油田开发动态计算、驱油机理研究还是提高采收率等研究,都必须掌握油层岩石的润湿性。而相对渗透率曲线是影响流体在岩石孔道内渗流多种因素的综合反映,它主要取决于岩石孔隙结构、岩石表面润湿性、流体的分布、饱和顺序、毛细管力等。油藏岩石润湿性在很大程度上决定了束缚水饱和度、终期驱油效率以及油水两相的流动能力,是油水相对渗透的主要影响因素,不同润湿性的相渗曲线有其特有的形态及特征值,目前国内外有许多种测定岩石表面润湿性的方法,如接触法、Amott法(自吸法)、离心机法、液滴实验法、染料吸附法、核磁松驰法等。但目前应用较多的评价方法主要有Amott法和相对渗透率曲线法。