基于二维谱技术的低矿化度水驱孔隙动用规律北大核心CSCD

剩余油孔隙分布特征是影响低矿化度水驱效果的重要因素之一。常规一维核磁共振技术(T2谱)无法应用于低矿化度水驱研究,本文借助二维核磁共振(D-T2谱)技术对比研究了低矿化度水驱提高采收率效果及孔隙动用规律。研究表明,岩心中黏土矿物含量越高,提高采收率效果越明显,黏土矿物含量为4.3%、2.8%的岩心分别提高采收率6.9、4.4个百分点,而不含黏土土矿物的纯砂岩岩心仅提高采收率1.5个百分点;应用低矿化度水驱时,水相更易进入地层水不易进入的小孔隙(弛豫时间为1~10 ms)驱替原油,因此低矿化度水驱针对小孔隙中剩余油具有较高的提高采收率潜力。该研究对于油田应用低矿化度水驱技术针对性挖潜砂岩储层剩余油具有指导意义。     

砂岩储集层低矿化度水驱提高采收率机理及黏土对采收率的影响

利用色谱柱制备了普通砂岩岩心和不含黏土的砂岩岩心,通过室内岩心驱替实验研究砂岩储集层低矿化度水驱提高原油采收率的机理,并分析黏土对采收率的影响。首先向岩心中注入矿化度为100 000 mg/L的高矿化度盐水,以模拟地层水,然后在不同温度下注入矿化度为1 000 mg/L的低矿化度盐水,记录色谱柱流出物中Ca~(2+)、CH_3COO~-的浓度和pH值。研究表明,低矿化度水驱过程中,不含黏土的砂岩岩心也出现羧酸与砂体分离现象,只是不像含黏土的砂岩岩心那样明显,且Ca~(2+)解吸现象显著,这表明在不存在黏土的情况下,低矿化度水驱也能获得更高的采收率;与高矿化度水驱相比,低矿化度水驱过程中流出物pH值显著增加,且随着温度的升高,流出物pH值和Ca~(2+)浓度变小;低矿化度水驱时砂岩岩心的亲水性比高矿化度水驱时更强。     

孔隙结构对砾岩油藏聚表二元复合驱提高采收率的影响

为明确聚表二元复合体系对不同模态岩心的驱替特征和剩余油动用规律,选用3种典型孔隙结构的天然岩心,分别从孔隙、岩心和矿场3个尺度研究孔隙结构差异对二元复合驱提高采收率的影响:①利用核磁共振原位驱替实验研究水驱、二元复合驱过程中各种孔隙结构岩心中的剩余油变化规律;②采用全直径岩心驱替实验研究不同孔隙结构岩心的驱替特征与驱替效果;③利用矿场开发数据对比双模态砂岩和复模态砾岩储集层二元复合驱开发特征的差异。研究结果表明:孔隙结构越复杂,水驱效果越差,二元复合驱提高采收率幅度越大;二元复合驱可以增加对单模态和双模态岩心中1～3μm孔隙区间内剩余油的动用程度,但复模态岩心仍以动用孔隙半径大于3μm孔隙区间内的剩余油为主;全直径岩心驱替实验表明二元复合驱体系的注入可大幅提升复模态岩心的驱替压力,同时乳化岩心中的剩余油,有效扩大波及体积,进而大幅提高采收率;与砂岩油藏相比,复模态孔隙结构的砾岩油藏更容易发生窜流,实施化学驱提高采收率,必须解决宏观高渗通道的封堵与微观孔隙结构差异导致的波及效率等问题。图14表6参19     

不同驱替阶段砾岩油藏内油采出规律

聚合物/表表面活性剂二元复合驱是在水驱后提高不同模态砾岩油藏采收率的重要技术,但应用二元复合 驱时,对不同砾岩油藏却产生了不同的驱油效果,而对于该方面的研究当前还比较少。基于室内岩心驱油实验 结合核磁共振在线监测和CT扫描,对单、双和复模态砾岩油藏在不同开采阶段的剩余油分布和不同孔隙内油的 采出规律进行研究。结果表明,水驱阶段,复模态岩心的采收率最高,其次是单模态岩心,双模态岩心的采收率 最低,3种模态岩心采收率分别为31.4%、25.8%、33.4%。而二元复合驱阶段岩心提高采收率幅度为：双模态>复 模态>单模态,分别提高了27.9、26.4、19百分点,且3种模态岩心在二元复合驱时的孔隙动用下限均降低,且复模 态岩心的降低幅度高于双模态岩心和单模态岩心。单、双、复模态岩心的非均质性逐渐增强,单模态岩心水驱阶 段均匀驱替,采收率高;复模态岩心中的油主要集中在孔径为32.7～52.5 μm的优势大孔中,在水驱阶段油也被 大量采出,导致剩余油量低;双模态岩心中大孔内油量较复模态低,水驱采收率低,剩余油量高。在二元复合驱 阶段,由于调驱作用和水驱后剩余油量影响,双模态岩心提高采收率效果最好,其次是复模态岩心。     

黏土矿物对三元复合体系驱油效果的影响

为研究黏土矿物含量对大庆三类油层油藏三元复合驱驱油效果的影响,采用孔隙度和渗透率相近、但黏土 矿物含量不同的天然岩心开展驱油实验,并对实验前后的岩心进行核磁共振、X射线衍射分析及产出液乳化粒 径测试。结果表明,随着黏土矿物含量逐渐增大,三元复合驱提高原油采收率幅度先增加后降低。在黏土矿物 含量为9.5%时,三元复合驱采收率增幅（15.7%）最大。产出液中存在明显的乳化现象,黏土矿物含量由2.3%增 至9.6%时,乳状液由油包水型转变为水包油型,粒径不断变小。黏土矿物含量越高,矿物中的高岭石越容易发生 运移,使岩心孔喉变大并形成特定渗流通道,导致水驱效果变差,总采收率降低。黏土矿物的含量对大庆油田三 元复合驱的驱油效果存在较大影响,主要通过改变产出液乳状液类型、粒径和矿物发生运移后岩心孔喉大小影 响水驱及三元复合驱原油采出程度,进而改变最终采收率。     

纳米聚合物微球与低矿化度水复合调驱效果 评价及作用机理

低渗透油藏注水开发过程中注入水窜逸严重,开发后期仍存在大量剩余油.聚合物微球驱和低矿化度水驱是油藏深部调驱的两种有效手段,前者侧重调剖,后者侧重驱油,两者结合有望达到兼具调剖和驱油的双重效果.通过岩心驱替实验对纳米聚合物微球与低矿化度水复合调驱效果进行评价,并利用核磁共振T2谱和成像测试,揭示岩心驱油过程中不同尺寸孔隙...     

低矿化度水/表面活性剂复合驱提高采收率技术

为进一步提高低渗砂岩油藏水驱后的采收率,结合低矿化度水驱和表面活性剂驱的特点,提出了低矿化度水/表面活性剂复合驱提高采收率技术,并通过室内实验对不同矿化度水以及表面活性剂溶液的综合性能进行了评价。结果表明:低矿化度水(3 000 mg/L)条件下,质量分数为0.5%的TBS-3表面活性剂溶液仍能达到超低界面张力范围,具有良好的界面活性;表面活性剂溶液的矿化度越低,原油/溶液以及岩石/溶液之间的Zeta电位值越小,pH值越高;随着表面活性剂溶液矿化度的逐渐降低,表面活性剂TBS-3在岩心中的吸附损失率增大,岩心入口端面的接触角减小,亲水性增强。岩心模拟驱油实验结果表明,使用低矿化度水/表面活性剂交替注入时的最终采收率可以达到50.3%,明显高于高矿化度水/表面活性剂的40.6%。这说明低矿化度水驱与表面活性剂驱相结合,能够发挥出更好的驱油效果。     

二氧化硅纳米颗粒与低矿化度水对Berea砂岩润湿性的影响

为了研究亲水SiO₂纳米颗粒与低矿化度水对无黏土人造Berea砂岩岩心润湿性的影响，在不同纳米颗粒质量分数和盐水矿化度下开展了毛管压力、界面张力、接触角和Zeta电位测试及动态驱替实验，采用美国矿务局(USBM)润湿性指数量化砂岩润湿性的改变，评估纳米颗粒的稳定性和滞留性及纳米流体提高原油采收率的效果。研究表明，SiO₂纳米颗粒与低矿化度水混合驱替可以使砂岩更加水湿。随盐水矿化度降低、纳米颗粒质量分数增加，油水界面张力和接触角均减小；当盐水矿化度降至4 000 mg/L，纳米颗粒质量分数增至0.075%时，润湿性改变最为明显，此时原油采收率提高约13个百分点。盐水矿化度为4 000 mg/L、SiO₂纳米颗粒质量分数为0.025%时，纳米颗粒滞留引发的渗透率伤害最小。     

泡沫驱前预注低矿化度水提高油湿砂岩原油采收率

为提高泡沫驱原油采收率,通过室内岩心驱替实验研究了预注低矿化度水再进行泡沫驱的驱油效果以及原油组成及注入水矿化度对该驱替方式驱油性能的影响。研究结果表明,低矿化度水驱能反转岩石润湿性,将油湿岩石改变为水湿岩心。采用矿化度130000 mg/L的模拟地层水水驱至98%后注入2 PV的低矿化度水(矿化度2784 mg/L)再按气/起泡剂溶液体积流量1∶1交替注入氮气和质量分数为0.1%的起泡剂溶液2 PV,泡沫驱最高封堵压力为0.242 MPa,低矿化度水驱后泡沫驱比水驱提高采收率14.20%。低矿化度水驱与泡沫驱能产生协同作用,低矿化度水驱后续泡沫驱过程生成了稳定泡沫,提高了泡沫在多孔介质中的封堵能力,从而大幅度提高原油采收率。随着原油酸性组分含量和注入水矿化度的降低,岩心亲水性会更强且泡沫驱性能更好。图4表3参13     

低矿化度注水提高砂岩储集层采收率的微观机理

低矿化度注水是一项前沿技术,因在碳酸盐岩和砂岩储集层中能提高驱油效果,目前受到广泛关注。本文梳理了砂岩储层低矿化度注水提高采收率的主要微观机理,即润湿性的改变、黏土的膨胀与运移、双电层的扩散等。低矿化度水的质量浓度、离子类型能改变多种黏土内部力平衡及黏土与原油之间的力平衡,造成双电层扩散,最终使黏土出现润湿性的改变以及膨胀运移的现象。低矿化度注水能提高大部分砂岩油藏的采收率。国内大部分砂岩油藏开发已进入中后期,进行低矿化度注水的微观机理研究对砂岩油藏开发有极大的指导意义。     

基于低场核磁共振技术的岩心内流体 “可视化”评价方法研究

岩心等多孔介质中流体的流动状态在线监测与"可视化"评价已成为驱油与扩大波及体积微观机理研究的重要方法。本文将低场核磁共振与岩心驱替装置联用,基于核磁共振原理,得到了岩心横向驰豫时间(T_2)分布,结合压汞孔隙半径分布测试结果,采用插值与最小二乘法,建立了饱和水后的岩心核磁共振T_2谱与孔隙分布关系。以中高渗和低渗透两种岩心为例,结合不同流体的岩心驱替实验,利用转化的核磁孔喉分布得到了岩心孔隙结构与可动流体及剩余油分布的关系,解析了水驱、聚合物驱对不同孔隙的原油动用率。研究结果表明,中高渗(256×10~(-3)μm~2)岩心平均孔隙直径为72μm,主要集中在1~500μm之间,微米级孔隙较发育;低渗(7.51×10~(-3)μm~2)岩心平均孔隙直径为86 nm,主要集中在10 nm~1μm之间,纳米-亚微米级孔隙发育。中高渗岩心与低渗岩心的束缚水主要集中在直径小于1μm和直径小于0.5μm的孔隙空间内。岩心驱替实验结果表明,水驱主要动用孔隙直径大于10μm的储油空间,聚合物驱原油动用区域与水驱基本一致,提高驱替效果有限,残余油80%以上富集在孔隙直径小于1μm孔隙内。改善低渗透区域水驱效果将是提高采收率技术的关键。     

古油藏低矿化度水驱微观剩余油动用机理实验研究

低矿化度水驱因成本较低,在低油价环境下成为近年来中外学者研究的热点,但针对低矿化度水驱的微观剩余油动用机理,目前仍存在一定争议。为此,以塔中4古油藏岩心为研究对象,借助CT扫描技术和D-T_2二维谱技术进行定量表征,将剩余油分为连片状、网络状、孤岛状和油膜状4种类型,研究低矿化度水驱对4种剩余油类型的动用情况,并通过能谱实验进行验证。结果表明:在地层水驱阶段,连片状剩余油逐渐减少,而网络状、孤岛状和油膜状剩余油增多;转注低矿化度水后,连片状剩余油所占比例进一步减小,网络状和孤岛状剩余油所占比例继续增大,但油膜状剩余油所占比例减小,说明低矿化度水促使原油从岩石表面解吸,对油膜状剩余油进行了有效动用,是采收率提高的主要原因。     

低矿化度水驱提高原油采收率研究进展

低矿化度水驱是指向地层中注入矿化度为1～5 g/L 的水来提高采收率。目前,关于低矿化度水驱提高原油采收率的机理仍存在争议。通过梳理低矿化度水驱技术的发展历程,总结了砂岩油藏低矿化度水驱提高采收率的机理大致可分为微粒运移和润湿性改变两大方面。简述了碳酸盐岩油藏低矿化度水驱提高采收率的机理,主要包括由于矿物溶解引起的双电层的变化和离子反应。浅析了适用低矿化度水驱技术的油藏条件,总结了低矿化度水驱和其他驱油工艺结合的新技术,介绍了分子模拟技术在低矿化度水驱方面的应用,并对未来的发展提出了建议。     

低渗透油藏微乳液驱微观剩余油驱替机理研究

为探究低渗透油藏微乳液驱微观剩余油的驱替机理,以大庆油田低渗透岩心为研究对象,通过微乳液驱油和岩心微观解剖实验,验证了微乳液驱提高原油采收率的效果,并对微乳液驱后的剩余油分布规律进行了研究。利用显微镜观察光刻玻璃模型中的驱油过程,重点研究了微乳液驱过程中残余油的启动和运移机理。结果显示:界面张力低的微乳液驱油效果好,与水驱相比,采收率提高26.38个百分点;对于同一半径的孔隙而言,界面张力越低,含剩余油孔隙比例越小。研究表明,降低残余油的启动难度,并将原油乳化成小液滴,是微乳液驱替残余油最主要的机理。该项研究证明了低渗透油藏微乳液驱油的可行性,从微观上对微乳液的驱油效果做出科学解释,有助于推动微乳液三次采油理论的完善。     

海上疏松砂岩油藏水驱油效率影响因素研究及应用——以NNX油田为例

高驱替倍数水驱研究已成为高含水期剩余油挖潜的热点方向,以渤海油田典型疏松砂岩主力油藏为例,利用典型疏松砂岩主力油藏天然岩心设计并完成500~2000 PV高倍数水驱油效率室内实验,研究主力油藏储层水驱油效率的主控因素。结果表明,空气渗透率越低,原油黏度越大,驱油效率越小;驱油效率与流度近似呈现幂指数关系;在储层流度近似情况下,黏土矿物的存在对驱油效率影响较大,黏土矿物含量越低,驱油效率越高。通过深化对水驱油效率的认识,指导现场先后实施大幅度提液措施,增强水体对储层冲刷倍数,使该油田在高含水期长期持续稳产,且在童宪章曲线图版上采收率预测持续向好,为渤海油田陆相疏松砂岩油藏高含水期挖潜研究提供实验和理论支持。     

纳米驱油剂扩大水驱波及体积机理

采用低场核磁共振(LF-NMR)岩心驱替实验测试iNanoW1.0纳米驱油剂扩大特低渗透岩心水驱波及体积的效果,并通过氧谱核磁共振(~(17)O-NMR)和毛细作用分析实验分析其扩大水驱波及体积的机理。LF-NMR岩心驱替实验结果表明,iNanoW1.0纳米驱油剂能够在常规水驱的基础上增加10%～20%的波及体积,使水分子进入常规水驱不能波及的低渗小孔隙区域。~(17)O-NMR实验和毛细作用分析证实iNanoW1.0纳米粒子能够减弱水分子间的氢键缔合作用,有效改变水分子网络结构,从而使普通水进入常规水驱不能波及的低渗小孔隙区域,增加波及体积;其减弱氢键缔合作用的能力随iNanoW1.0纳米粒子质量分数的增加而增强,且在达到0.1%后趋于稳定。图11表3参24     

离子组成及矿化度对低矿化度水驱采收率的影响

低矿化度水驱提高采收率对注入水和地层水的离子组成有一定的要求。在室内砂岩岩心驱替实验的基础上,采用对比的方法,研究了注入水和地层水的离子组成对低矿化度水驱提高采收率的影响。结果表明：在进行三次采油模式下的低矿化度水驱时,地层水中含有二价阳离子Ca²⁺或Mg²⁺均可提高采收率,且Ca²⁺的效果要好于Mg²⁺;只有注入水的矿化度低于油藏油水系统低矿化度效应启动阈值时,采收率才会提高。分析实验结果确定,地层水中含有二价阳离子Ca²⁺或Mg²⁺,以及注入水的矿化度低于由油藏油水系统决定的矿化度阈值,是实现低矿化度水驱提高采收率的必要条件。     

低渗透油藏改变驱替方向微观机理研究

为了深入探究大庆油田低渗透油藏改变驱替方向提高水驱采收率的机理,利用人造平板岩心和光刻玻璃模型进行水驱油实验,验证改变驱替方向进一步提高水驱采收率的效果。将水驱后的微观剩余油分为5种类型,重点研究了改变驱替方向后各类剩余油的动用比例和驱替运移机理。应用数值模拟技术对现场反九点井网进行模拟,验证了改变驱替方向在现场实际中的可行性。研究结果表明:对于低渗透岩心,随着渗透率的增加,改变驱替方向采收率提高值逐渐增大,水驱采收率的提高值最高可达8.8个百分点;改变注入方向后,簇状剩余油动用比例最大,平均为34.3%;盲端剩余油动用比例最小,平均为15.2%。该项研究为大庆油田低渗透油藏注水调整措施的制订提供了理论指导与技术支持。     

低矿化度水及十六烷基羟丙基磺基甜菜碱表面活性剂的驱油作用

为进一步提高老油田水驱采收率,以低矿化度下的地层水和表面活性剂十六烷基羟丙基磺基甜菜碱（HHSB）溶液为对象,通过室内物理模拟研究了它们在低渗多孔介质中的流动特征及驱油特征。研究结果表明,低矿化度下地层水及表面活性剂溶液与岩石表面作用更强、流动阻力更小。低矿化度（4700 mg/L）地层水、高矿 化度（47000 mg/L）地层水与岩心润湿接触角分别为83°和84.5°;低矿化度下质量分数0.3%的十六烷基羟丙基磺基甜菜碱（HHSB）溶液在岩石表面吸附损失量为23.33%,而高矿化度下HHSB溶液在岩石表面吸附损失量仅为16.73%;经岩石表面吸附后,低矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0.0045 mN/m,而高矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0.008 mN/m。提高采收率实验结果表明,高矿化度水驱、低矿化度水驱的采收率分别为32.5%和33.8%;高矿化度水驱（采收率32.5%）后转低矿化度水驱、高矿化度水驱后转高矿化度表面活性剂驱、高矿化度水驱后转低矿化度表面活性剂驱分别可提高采收率1.3%、6.2%和8.2%,总的采收率分别为33.8%、38.7%和40.7%;低矿化度水驱（采收率33.8%）后转低矿化度表面活性剂驱可提高采收率7.3%,总采收率为41.1%。低矿化度水驱加后续低矿化度表面活性剂驱的组合方式可使采收率达最高。图5 表4 参14     

注入水矿化度对盐间页岩油储层物性影响研究

针对江汉盆地潜江凹陷盐间页岩油储层注水开发造成盐溶解及地层坍塌问题,通过岩心渗吸-驱替实验,利用核磁共振、扫描电镜等方法,从微观和宏观角度研究了不同矿化度注入水对岩心孔隙结构、渗流能力的影响。结果表明：在中矿化度水中渗吸的岩心T₂（弛豫时间）谱的右峰随渗吸时间逐渐向左移动,岩心发生水敏效应,导致孔隙结构变小。在超纯水中渗吸的岩心T₂谱峰的右翼随渗吸时间逐渐向右移动,表明注入水逐渐向较大孔隙运移,岩心内可溶盐类发生溶解,导致孔隙结构变大。经中矿化度水驱替后,盐间页岩油岩心渗透率降低20.45%,产出液中离子含量少量增加;经低矿化度水和超纯水驱替后,岩心渗透率分别增大34.76%、61.15%,产出液中离子含量均大量增加。该结果解释了现场注水开发造成地层坍塌的现象,对盐间页岩油藏注水开发生产具有一定理论指导意义。