不同类型储层驱替速度对提高原油采收率的影响

从渗流力学的基本规律出发,对几种不同类型储层驱替速度对提高油气采收率的影响进行了理论探讨.研究结果表明,对于一维均质储层,加大水湿层内垂向非均质储层和存在启动压力梯度的低渗透储层的驱替速度,能提高油气采收率;对于水湿双重介质储层,如果基质渗透率很低,应适当降低驱替速度,可以更充分地发挥基质与裂缝系统间毛管力窜流的交换作用,有利于提高油气采收率.对于水湿层内垂向非均质储层和基质渗透率较大的双重介质储层,要平衡毛管力的有利和不利两个方面的作用,驱替速度过大或过低都会影响采收率的提高,因而存在一个最佳驱替速度.     

砂岩油藏CO2驱替过程中溶蚀作用对储层物性的影响

在CO2驱替过程中,CO2溶于水中形成的酸性流体会对砂岩油藏发生溶蚀作用,从而改变油藏储层的物性,极大影响原油采收率。因此,进行砂岩油藏CO2驱静态浸泡实验与动态驱替实验,定量研究不同温度和压力条件下溶蚀作用对储层物性的影响。实验结果表明,CO2浸泡和驱替过程中溶蚀作用明显,随温度、压力的升高,孔隙度和渗透率呈指数型增长。通过实验数据,得到温度、压力与孔隙度变化率和渗透率变化率关系的数学表征方程。借助数学表征方程,对长庆油田H3区块进行数值模拟研究,结果表明,研究区块储层整体发生溶蚀作用,且注气井区域溶蚀程度更高。考虑溶蚀作用的原油采收率为26.08%,不考虑溶蚀作用的原油采收率为21.03%,原油采收率提高了5.05%。     

聚合物驱替簇状残余油效果的影响因素

为进一步揭示聚合物微观驱油规律及机理,针对簇状残余油"大孔包围小孔"的孔隙结构,设计了理想化簇状残余油微观驱替可视模型,系统研究了驱替线速度、驱油体系黏弹性、孔隙结构、原油黏度对簇状残余油采收率的影响。结果表明,驱替线速度增加所带来驱替压力的提高是簇状残余油采收率增加的主要原因;驱油体系黏度相同时,弹性越大越有利于残余油驱替;小孔道宽度固定,变径比高于临界变径比时,簇状残余油难以驱替;变径比相同,小孔道宽度低于临界小孔道尺寸时采收率近乎为零;原油黏度增大,簇状残余油采收率迅速减小。模拟油黏度、第一法向应力差、驱替线速度对簇状残余油采收率的影响程度依次由大到小。     

濮城油田深层低渗透储层驱替特征实验

产能低、注水开发困难、采收率低是深层低渗油藏开发面临的主要问题。为探索特低渗透油藏有效的开发方式和提高采收率途径,针对濮城油田沙三中油层深层低渗的特点,进行了系列驱替实验。研究了水驱油、气驱油特征及其对采收率的影响,分析了影响驱替特征的因素。研究结果表明,较大的驱替速度和净覆压使驱油效率和采收率降低;特低渗油藏气驱采收率明显高于水驱采收率,采取注气开发可以提高其开发效果和采收率。这一研究成果对濮城油田经济、高效开发低渗透油藏具有重要的指导意义。     

高孔高渗储层渗透率在长期冲刷条件下的变化规律

注水开发是我国大多数油田提高采收率的主要措施.渗透率是表示储层物性的重要标志,研究注水冲刷过程中储层渗透率的变化具有重要意义.以往的研究认为,高孔高渗储层的渗透率是增大的.然而从室内实验出发,通过长期的注水驱替、白油驱替、白油正向驱替和反向驱替相结合分析发现,高孔高渗的岩心在注水或注白油驱替后,渗透率也会降低.并论证了...     

三元复合驱合理驱替速度实验研究

三元复合驱是一项可大幅度提高原油采收率的三次采油技术,其体系由聚合物、碱、表面活性剂三相组成,驱油机理相对复杂,影响因素也相对较多。为此,通过开展物理模拟驱油实验,对三元复合驱实验过程中的驱替速度参数进行了深入研究。实验结果表明,三元复合驱最佳驱替速度与岩心渗透率正相关,天然岩心最佳驱替速度为0.10～0.20 mL/min、人造岩心最佳驱替速度为0.30～0.60 mL/min;不同复合体系达到最低界面张力值的时间不同,且在不同驱替速度下对采收率的影响程度也不同,驱替速度的变化对小尺寸的天然岩心、界面张力下降慢的复合体系驱油效果影响较大。     

延长油田典型致密油储层渗吸-驱替采油机理定量分析

渗吸法驱油是致密油储层重要的采油方式之一,目前主要针对裂缝系统与基质系统之间的渗吸机理进行了较为深入的研究,但对于渗吸和驱替作用对渗流阶段采出程度的影响和贡献却未形成统一的认识。为此,基于延长油田水磨沟区长8致密油储层的孔隙结构分布特征以及裂缝系统和基质系统驱替压力特征分析,利用核磁共振技术定量表征驱替法和渗吸法对采出程度和可动流体分布的影响。实验结果表明:研究区致密油储层渗流能力的主控因素为喉道半径;裂缝性岩心样品基质系统的采出程度主要受控于渗吸作用,裂缝系统的采出程度主要受控于驱替作用;核磁共振定量分析驱替法和渗吸法的采收率分别为32.30%~39.32%和9.60%~19.49%;致密油储层岩心样品的微观孔隙结构复杂,且渗吸-驱替过程中流体流动方向受微观孔喉润湿性影响,因此渗吸法与驱替法的可动流体分布没有严格的孔隙尺寸界限。     

低渗透油藏CO2驱注入方式优化

根据吉林油田某低渗透区块的油藏条件,运用数值模拟方法研究不同驱替方式下的驱油效果。数模结果显示,交替驱替方式优于注水方式和连续气驱方式,能大幅度提高原油采收率。在交替驱过程中,气段塞和水段塞的先后顺序对采收率有显著的影响,气水交替驱优于水气交替驱,随着注气速度的增加,采收率的差值也逐渐增加。气水交替驱注入CO2能够和原油充分接触,越早注入CO2,对提高原油采收率越有利。该研究不仅为低渗透油田CO2驱油技术提供了理论基础,而且对于国家下一步进行CO2驱油和埋存潜力评价及规划具有重要的借鉴意义。     

CO_2驱后储层及剩余油物性变化探讨

目前对注CO_2提高原油采收率相关问题研究已经比较深入,而对CO_2驱后储层及剩余油物性变化的研究还不多据统计,成功进行CO_2驱后剩余油饱和度约30%,为进一步提高原油采收率,研究CO_2驱后储层及剩余油物性的变化是非常必要的。主要从以下三个方面进行分析:CO_2驱后储层物性变化、CO_2驱后剩余油物性的变化及剩余油与储层之间的关系变化     

CO_2驱后储层及剩余油物性变化探讨

目前对注CO2提高原油采收率相关问题研究已经比较深入,而对CO2驱后储层及剩余油物性变化的研究还不多。据统计,成功进行CO2驱后剩余油饱和度约30%,为进一步提高原油采收率,研究CO2驱后储层及剩余油物性的变化是非常必要的,主要从以下三个方面进行分析：CO2驱后储层物性变化、CO2驱后剩余油物性的变化及剩余油与储层之间的关系变化。     

SP二元复合驱提高重质原油驱油效率室内实验研究

针对NB35—2块重质原油油藏特点、开发现状及油品性质,开展了聚合物／表面活性剂（SP）二元复合驱提高驱油效率、改善水驱开发效果室内实验研究。对不同类型表面活性剂与水的配伍性、与原油问的界面活性、抗盐性、长期热稳定性和驱油效果进行了考察,结果表明,筛选的SP二元复合驱油体系为：0．10％聚合物＋0．36％表面活性剂17^#,溶液黏度19．7mPa·s,与原油间界面张力达10^-3mN／m数量级以下;注入0．3PV可提高驱油效率32．35％。     

化学复合驱技术研究与应用现状及发展趋势

近年来化学复合驱技术应用基础研究及现场试验得到了长足发展。国内采用低浓度复合驱体系,通过碱、表面活性剂的协同作用,降低油水界面张力达到超低数量级,同时采用抗盐聚合物使污水配制驱替液黏度达到要求,三元复合驱或二元复合驱具有提高驱油效率和扩大波及体积双重作用。大庆油田三元复合驱先导性试验和工业化试验提高采收率幅度达到18.6%～26.5%,复合驱进入工业化推广应用阶段,在复合驱试验过程中逐步形成了系列配套技术。复合驱存在的主要问题为强碱引起的检泵周期较短和采出液处理难度大、成本高。国外复合驱技术早期主要采用表面活性剂胶束-聚合物驱,由于成本高未能推广应用,近年来随着油价上涨,开始研究低浓度复合驱体系。国外采用化学驱的油藏大部分为高温高盐油藏,瓶颈技术为耐温抗盐驱油剂的研制。     

自发乳化驱油方法Ⅱ:自发乳化驱油试验研究

研究了模拟油在岩心中的自发乳化驱油效果及提高采收率机理。不同渗透率岩心中,自发乳化驱油效果好于表面活性剂驱及聚合物驱。碱聚合物自发乳化驱替后采收率在水驱基础上还可提高23.7%,远远高于单独碱自发乳化驱、聚合物驱和表面活性剂驱,说明这一自发乳化驱油体系具有良好的驱替能力,能够大幅度提高采收率。模拟油在岩心中的自发乳化驱采收率和总采收率分别为24.5%和71.8%,与超低界面张力聚合物表面活性剂驱相近。高于三元复合驱、高浓聚合物驱。微观驱油试验证实光刻模型中发生了自发乳化现象。残余油自发乳化成小油滴,很容易穿过孔喉,以水包油型乳化状态开采出来。     

超高分子聚合物驱提高高盐稠油油藏采收率机理及现场应用

针对常规聚合物(部分水解聚丙烯酰胺HPAM)无法满足高盐稠油油藏采收率要求的问题,以胜坨油田二区东三4砂组高盐稠油油藏为研究对象,实验结合数值模拟分析了超高分子聚合物驱和常规聚合物驱的提高采收率机理。研究表明,超高分子聚合物黏度、黏弹性,耐盐性以及高温下的稳定性均优于常规聚合物,采用超高分子聚合物驱油更容易实现活塞驱油;相比于常规聚合物,分子间排列更加致密且互相缠绕,分子间缔合作用力远大于常规聚合物,表现出很强的抗盐、抗拖拽能力,具有很强的调剖能力;CMG数值模拟结果表明,采用超高分子聚合物驱提高东三4砂组油藏采收率具有见效早、降低含水率效果好的优点。对于东三4砂组油藏,采用超高分子聚合物驱(DQ-3500)相对于常规聚合物驱(8^#HPAM)采收率提高了1.74%。该研究成果对于采用超高分子聚合物驱提高高盐稠油油藏采收率的推广应用具有重要意义。     

热-化学技术提高稠油采收率研究进展

在稠油开采过程中,热力采油法一直是提高稠油采收率的主要方式。针对稠油油藏水驱采收率低及部分油层(如部分薄层、深层、热敏层等)不适宜于热采的特点,在稀油化学驱技术的基础上发展了稠油化学驱技术。近年来研究发现,将稠油热采和稠油化学驱技术相结合使用,可大大提高稠油采收率。在调研大量相关文献的基础上,综述了稠油化学驱以及稠油热(蒸汽)-化学复合采油技术的研究进展,分析了其提高稠油采收率的作用机理和存在的问题,认为热-化学水平井复合采油技术是今后稠油开采的一项重要技术。     

极限含水条件下三元复合驱及聚合物驱提高采收率效果分析

以大庆油田杏二西油层为例，探讨长期含水100％、地层中的原油以残余油为主条件下化学驱提高原油采收率的问题。在杏二西油层实施了三元复合驱试验，中心井区提高采收率幅度达19．46％，表明对于水驱采出程度非常高、地层中的原油主要是残余油的油层，采用三元复合驱可大规模驱动残余油、大幅度提高驱油效率。三元复合驱提高采收率机理是大幅度提高驱油效率及扩大波及体积，而聚合物驱则仅通过扩大波及体积提高油田采收率，无法提高驱油效率。油田大量实际资料和杏二西油层数值模拟研究表明，对高含水、以残余油为主的油层采用聚合物驱不能提高驱油效率，因而其提高采收率幅度低，对类似杏二西油藏条件的油层不宜采用聚合物驱，而宜采用三元复合驱提高采收率。图4参24     

微凝胶与聚合物组合驱复合效应研究及矿场应用

一维与三维岩心驱油实验结果表明,微凝胶段塞与聚合物段塞交替注入的组合驱技术具有良好的复合效应。微凝胶+聚合物的二段塞组合驱方式,可以封堵高渗透层,分流作用好,扩大波及体积的能力强。聚合物+微凝胶的二段塞组合驱方式,可以防止聚合物驱后续水驱的快速指进,延长聚合物段塞的有效期。聚合物段塞的作用是降低流度比和提高驱替能力。组合驱技术"调""驱"结合,效果优于单一的聚合物驱和微凝胶驱。将0.19 PV微凝胶+0.32 PV聚合物组合驱应用于双河油田437Ⅱ1-2油组,到2007年底,组合驱吨聚合物增油105t/t,提高采收率7.44%,采收率增幅比聚合物驱高3.14个百分点时,费用比聚合物驱低11.4%。     

泡沫加二元复合体系提高采收率技术试验研究

通过物理模拟试验研究了聚合物驱油体系、泡沫复合驱油体系、二元复合驱油体系及泡沫与二元的复合体系提高采收率的能力、驱替过程中产出液含水变化及注采压差变化。试验证明,泡沫加二元复合驱油体系集合了泡沫及二元驱油体系的特点,具有强调及强洗的双重作用,泡沫的高视粘度及选择性封堵提高了驱油体系的波及面积,二元体系的高界面活性提高了驱油效率,减少了油藏的残余油的存在,使泡沫体系更稳定,多种组份相互作用,使驱油效果最大化;注入0.3PV复合段塞,综合采收率提高33.7%,提高采收率效果明显好于单纯的聚合物驱、二元驱及泡沫复合驱,在注入相同段塞条件下能够增加采收率4%～13%。     

分子沉积膜驱油效率实验及影响因素分析

研究了分子沉积膜驱油剂的驱油效率。通过岩心驱替实验,考察了岩心渗透率、段塞尺寸（宏观和微观条件下）、膜剂浓度和阳离子度、吸附时间、温度等因素对膜剂驱油效率的影响。实验结果表明,膜剂驱油能有效提高原油采收率,岩心渗透率和温度对膜剂驱油效率影响较小,段塞尺寸、吸附时间和膜剂阳离子度对驱油效率有一定的影响,较高的膜剂浓度有利于提高采收率。当膜剂质量浓度为1 500 mg/L、膜剂阳离子度大于24%、膜剂注入体积约为1 PV、吸附时间12 h以上时,可获得较高的原油采收率。     

Investigation of Isotherm Polymer Adsorption in Porous Media

The injection of chemical solutions plays an important role in increasing the recovery factor of mature fields. Chemical flooding is considered as an attractive alternative to conventional waterflooding; it can improve the area sweep efficiency not only at the macroscale but also in the microscale by control mobility of displaced fluid. Adsorption of polymer in reservoir rock is an extremely important parameter for chemical flooding. Adsorption represents a loss of chemical agent from solution and, consequently, a net reduction in the surfactant–polymer slug. Therefore, the efficiency of polymer flooding is significantly diminished both technically and economically. However, numerical simulation of multicomponent adsorption is still limited and adsorption processes in a polymer–rock system have not yet been well developed, especially for highly heterogeneous reservoirs. In this article, adsorption was modeled by the Langmuir isotherm theory. The simulation results indicated that polymer adsorption strongly depends on polymer concentration, shear rate, pH, salt concentration, and reservoir heterogeneity. Effective control of such parameters can reduce the effect of polymer adsorption to minimize chemical loss and improve the economic efficiency of chemical flooding processes.