低渗透油藏微乳液驱配方优选及微观剩余油研究

根据正交设计实验优选出最佳微乳液体系,宏观上通过天然岩心微乳液驱油实验,验证微乳液提高采收率的效果;微观上利用光刻玻璃模型进行微乳液驱可视化微观驱油实验,研究微观剩余油的类型和运移过程,通过分析各类剩余油的动用比例研究剩余油的驱油机理。微乳液驱油实验结果表明：与水驱相比,当岩心渗透率从1.78×10-3 μm2增大到29.11×10-3 μm2,微乳液驱采收率增幅从5.45百分点增大到12.14百分点,与微观实验结果相一致,证明了微乳液可以显著提高采收率。微观剩余油类型分为簇状、柱状、盲端状、油滴状、膜状,其中簇状剩余油和油滴状剩余油的动用比例最高,驱替效果较好,而膜状剩余油的动用比例最低,驱替效果较差。     

基于微流控模型的渤海典型高渗砂岩储层油水赋存规律

为进一步明确高渗砂岩储层水驱过程中微观油水赋存规律,通过扫描储层岩心,建立了渤海高渗砂岩微流控模型;基于形状因子和欧拉数等微观参数,编制计算程序,精细识别并提取膜状、滴状和柱状等5类剩余油的微观表征;针对不同流体物性及开发方式设计实验方案,明确了渤海典型高渗砂岩在不同原油性质及开发制度下微观油水赋存规律及演化特征。结果显示：随着剩余油非连续相增加,水淹范围内的绕流区、滞留区难以再动用,多孔和簇状剩余油成为主要的剩余油赋存形态;高速驱替水驱波及范围更大,但注入水绕流易导致采出端提前见水,波及范围不再显著增加;低黏储层中,高速驱替相较低速驱替波及系数提升0.154;高黏储层中,液流改向调整后水驱末期波及系数提高0.137。对于渤海油田典型储层物性及高含水开发阶段条件下,低黏储层更适合提高驱替速度进行挖潜,高黏储层适合液流改向进一步动用剩余油。研究结果为渤海油田水驱高效开发提供了借鉴。     

渤海某油田聚驱后微观剩余油分布规律研究

通过制作微观仿真可视化模型,并进行微观模型驱油实验,利用图像采集系统将驱替过程的图像转化为计算机的数值信号,分析出高、中、低三种渗透率储层中剩余油分布规律,并探讨聚合物驱驱替及运移的机理。实验结果表明,高渗模型水驱和聚驱结束后,剩余油均以簇状和柱状为主;中渗层模型水驱和聚驱结束后剩余油也以簇状和柱状为主,但并没有高渗层驱替的效果好,低渗层模型水驱后,剩余油以水驱未波及的连片状剩余油和簇状剩余油为主,聚驱后剩余油变化量不大。     

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。     

不同注采方式下层间非均质储层微观剩余油动用状况

特高含水期强非均质性油藏注水开发一直是油藏工程中重点研究的问题之一，而研究该问题的核心是明晰剩余油的分布、类型及启动方式。为了明确不同注采方式条件下微观剩余油的赋存状态，利用微流控驱替实验，针对强非均质性储层，对不同注采方式下微观剩余油进行动用状况定量化研究。储层中微观剩余油的主要分布类型以簇状流为主，柱状流和多孔流次之，滴状流基本没有赋存；基于微观剩余油定量分析，明确了不同注采方式对特高含水期强非均质性储层剩余油采出程度的提高效果，其中轮注轮采对该体系提升最大，分注轮采次之，轮注合采最差；并进一步研究了不同类型的注采方式在微观驱替时主要作用的剩余油类型及其作用机理。研究成果为该类型储层注水开发过程中注采方式的选择提供了理论依据。     

早期注聚油藏残余油类型及影响因素实验

为摸索渤海早期注聚驱油田聚驱后剩余油分布特征, 为后续挖潜提供帮助, 基于储层薄片、压汞等实验资料制作非均质微观孔隙刻蚀模型, 对早期注聚后的残余油类型及其分布规律开展室内微观驱替实验。围绕注入速度和注入体系两大影响因素, 分别设计了水驱、早期注聚低浓度聚合物驱、早期注聚高浓度聚合物驱、早期聚表二元复合驱等4种注入体系分别在低速驱替和高速驱替两种情况下的8个非均质微观模型实验方案。分析了注入速度和注入体系对膜状残余油、Y状残余油、柱状残余油和簇状残余油分布形态的影响。实验结果表明:在相同注入体系中, 簇状残余油受注入速度影响最大, 在水驱和早期注聚低浓度聚合物驱中, 提高注入速度可以有效提高波及系数, 减少残余油分布, 而在早期注聚高浓度聚合物驱及二元复合驱中, 注入速度提高对残余油形态及分布影响不明显; 在不同注入体系驱替后, 残余油主要形态均不同, 在低注入速度下, 不同体系对降低簇状残余油影响依次为:聚表二元复合驱>高浓度聚驱>低浓度聚驱>水驱。通过微观孔隙模型研究早期注聚条件下剩余油富集规律及主控影响因素, 可为早期注聚驱油研究提供支持。     

用岩心磨片荧光分析研究聚合物驱后剩余油微观分布--以大庆油田葡Ⅰ组为例

将聚合物驱后微观剩余油作为研究对象,开展天然岩心水驱油和聚合物驱油实验,应用岩心磨片荧光分析技术,摄取两组对等岩心水驱后和聚合物驱后相同位置剖面的剩余油饱和度微观分布荧光图片,利用面积法计算每个图片上不同类型微观剩余油饱和度值,定量地测定水驱时存在簇状、膜状、盲端和角隅四种类型微观剩余油在聚合物驱后剩余的比例,得出不同类型微观剩余油在聚合物驱后降低幅度不同的结论;并总结了高、中、低不同驱替强度部位的微观剩余油分布规律。     

剩余油分布的微观特征及其可动用程度的定量表征

目前微观剩余油定量表征研究存在宏观与微观分析结果差距大、图像不清晰、分析方法相对较少等问题.针对上述问题,利用岩心驱油实验、冷冻制片技术、岩心荧光分析等方法,对不同驱替方式、岩心不同位置、不同类型微观剩余油的分布特征和可动用程度进行了分析.结果表明:岩心注入端、中间端、采出端的剩余油比例依次升高.水驱后剩余油以自由态和...     

致密砂岩储层微观水驱油效率及其主控因素

为了解决鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层水驱过程中单井产量低、含水上升快、剩余油分布复杂等问题,采用自主设计研发的高温、高压微观模型加持器,对研究区长7储层的真实取样岩心开展微观水驱油渗流实验,通过辅以铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞和核磁共振实验,研究了不同孔隙结构类型下的微观水驱油渗流特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、可动流体参数、黏土矿物、驱替压力和注水体积对水驱油效率的影响。结果表明：研究区长7储层微观注水驱替特征以网状驱替和树枝状驱替为主,均匀驱替次之,少见蛇状驱替。不同类型驱替特征的驱油效率、残余油分布特征存在较大差异,均匀驱替驱油效率最高为48.84%,蛇状驱替驱油效率最低为31.73%;75%的残余油以簇状和油膜状赋存于孔喉内。水驱油效率的影响因素是多方面的,其中可动流体参数是比其它物性参数更能准确反映与驱油效率之间关系的参数。研究结果为该区不同类型储层开发方案的调整提供了理论依据。     

三元复合驱后微观剩余油赋存状态及分布特征

利用大庆油田三元试验区三元驱前后天然岩心,研究三元复合驱后的剩余油赋存状态及分布特点。采用激光共聚焦显微镜定性分析了不同水驱程度和不同强碱三元复合驱程度岩心的微观剩余油类型并进行了三维剩余油重建,确定了微观剩余油赋存状态并给出分布特征。通过冷冻铸体薄片定量分析了不同水驱程度和不同强碱三元复合驱程度岩心的微观剩余油类型和所占的比例。     

不同孔隙类型礁灰岩模型微观水驱渗流实验

为了更好地了解礁灰岩储层中的流体在微观渗流过程中的渗流规律和分布特征,文中以流花油田D5P1井为例,利用礁灰岩岩心制作了岩心薄片模型,采用可视化技术微观模拟水驱油过程,并选取具有代表性的4种孔隙类型进行对比分析研究。实验观察发现,裂缝方向与微观流体渗流和剩余油的分布密切相关,孔洞的存在有利于提高岩心采收率,在驱替结束时基质中普遍存在大量的剩余油。这些发现为该油田下一步进行注水开发提供了参考依据。     

氮气泡沫微观驱油机理及剩余油类型实验研究

为了认识氮气泡沫微观驱油机理及剩余油分布特征,利用可视化微观刻蚀玻璃模型,开展氮气泡沫驱油室内实验,通过图像采集技术直观的观察了氮气泡沫的驱油过程及剩余油类型。实验结果表明,泡沫体系中的表面活性剂能有效降低油水界面张力,泡沫能乳化原油,分离油膜,并且在微观上具有良好的封堵效果,进而有效扩大波及范围。泡沫主要驱替水驱结束后残留在孔喉中的柱状残余油及油膜,泡沫驱结束后剩余少量的盲端类剩余油或模型边角的剩余油。因此水驱结束后进行泡沫驱能有效提高稠油油藏采收率。     

聚合物-表面活性剂二元复合体系微观及宏观驱油特征——以河南双河油田某区块为例

采用微观驱油实验和油藏数值模拟,研究了聚合物-表面活性剂二元复合体系微观及宏观驱油特征.以河南双河油田S块H层系为例的研究结果表明,二元复合体系既能启动柱状、簇状残余油,又可减少孔隙和喉道处的膜状残余油,相比单一表面活性剂驱和单一聚合物驱,二元复合驱具有显著扩大波及体积和提高驱油效率的双重效果,比单一聚合物驱提高采收率3.03%-5.45%.对于层内非均质储层,二元复合驱可较大幅度地提高低渗透带的采收率,其次是中渗透带;而对于层问非均质储层,进一步改善低渗透层开发效果的能力有限,二元复合驱提高采收率由高到低的排序为中、高、低渗透层.     

油藏动态模型和剩余油仿真模型

以三角洲前缘低渗透砂岩储层为例,综合应用多学科理论和技术,建立了长期注水开发低渗透砂岩油藏的动态模型和剩余油仿真模型,研究了剩余油分布规律,并建立了高含水率开发阶段储层微观剩余油的三类分布模式.研究结果表明,油藏开发流体动力地质作用控制了不同含水期三角洲前缘低渗透砂岩油藏参数的演化,储层宏观物性参数及微观孔喉网络演化有利于驱油.油藏仿真模型是揭示长期注水开发油藏储层三维空间演化规律、预测和评价剩余油分布的有效技术手段.     

胡151区延9储层流体微观渗流特征研究

以胡151区延9储层微观渗流特征为实验目的,利用真实砂岩微观模型进行研究认为:延9储层油驱水渗流类型以非均匀型网状渗流为主,均匀渗流和指状渗流为辅;水驱油时的孔隙空间特征主要以指状渗流为主,局部可以观察到网状渗流;孔道中水驱油方式主要呈现以非活塞式驱替为主;无水采油期时间短,驱油效率较低;微观残余油类型主要为簇状残余油;孔喉结构非均质性是影响驱油效率的主要因素,储层润湿性是次要影响因素,储层物性和驱替压力对驱油效率影响较小。     

大庆油田聚合物驱后微观剩余油分布规律

聚驱后微观剩余油分布规律是进行聚驱后剩余油预测和挖潜的基础。利用冷冻制片、紫外荧光和激光共聚焦扫描显微分析方法,对大庆油田聚合物驱后不同水洗程度岩样微观剩余油分布规律进行研究。分析认为,聚驱后弱水洗岩样剩余油以簇状和粒间吸附状自由态剩余油类型为主,中水洗样品束缚态剩余油所占比例达到42.9%,强水洗样品的剩余油以颗粒表面薄油膜状的束缚态分布为主。聚驱后随着驱油程度增加,轻质组分比例减少明显,而重质组分比例增加,重质组分呈连片型分布在岩石颗粒表面,轻质组分则呈小片状和较为连续的整体零散、局部富集的状态分布在粒间孔隙中。粒内微孔和粒间微小喉道处黏土矿物与轻质组分共存,在颗粒内被黏土矿物完全充填的粒内裂隙和微孔中没有原油分布。     

Mechanisms of oil displacement by Geobacillus stearothermophilus producing bio-emulsifier for MEOR

This paper studies the Geobacillus stearothermophilus SL-1 that is widely distributed in oil reservoirs. We also carried out the emulsification stability experiment of paraffin. The particle size distributions of oil-emulsified droplets from the emulsified bacteria and their metabolites were determined by laser particle size analyzer. Using the glass model of the dimensional microscopic visualization, the oil displacement mechanism and effect of the emulsified bacteria on the remaining oil in the simulated reservoir environment were studied. The results show that the emulsified bacteria and their products can effectively emulsify the crude oil, and can form the large emulsion of a big viscosity with the crude oil during oil displacement, which is helpful to increase the flow resistance of the hyperosmotic channel, improve the ratio of oil to water, and enlarge the volume of the injected liquid. The microbial fermentation has a better effect to enhance the recovery than the metabolites or the microbial cell alone, and the oil recovery was enhanced by about 19%. This study has provided new insights and theoretical basis for microbial oil displacement.