经典水驱油理论对应水驱特征曲线研究

基于油水两相的驱替理论和实验研究成果,即巴克莱·利弗雷特（Buckley-Leverett）的水驱油非活塞式理论,韦尔杰（Welge）的平均含水饱和度方程以及艾富罗斯（Эфрос）的实验理论研究成果,推导出经典水驱油理论所对应的含水率与采出程度关系曲线、水驱特征曲线以及含水率上升曲线。该方法推导过程中虽未引入油水两相相渗函数,但亦能导出累计产油量与累计产液量的关系式,与以往水驱曲线推导方法有很大差异。经油田实际应用证明,该方法效果很好,值得推广应用。     

水驱油物理模拟理论和相似准则

以相似理论为基础，考虑微可压缩流流体的非稳态流动，研究了注水井网模拟实验理论。方程分析法（检验分析法），推导出水驱油二维模拟的相似准则，用Ｂｕｃｋｉｎｇｈａｍ的Ⅱ定理进行验证，可知得出的相似准则中所含无量纲乘积（Ⅱ）个数少，物理意义明确，数据换算清楚。对于平面水驱油模拟实验，在流体不可压缩情况下，其结果可以大为简化。给出的相似准则的相似变量为：残余条件下的油水流度经、无因次时间、无因次压力以及折算     

水驱油实验研究地化热解参数的水洗响应特征

通过开展模拟水驱油实验研究岩石地化热解分析参数随油层含水上升的变化规律.以稳态法测定油-水相对渗透率的注水实验制备不同含水率的岩样,分析研究这些岩样地化热解分析参数的变化规律,探讨水淹层的热解分析响应机理,为水淹层的地化评价新方法的建立奠定理论基础.     

水驱油实验研究地化热解参数的水洗响应特征

通过开展模拟水驱油实验研究岩石地化热解分析参数随油层含水上升的变化规律。以稳态法测定油-水相对渗透率的注水实验制备不同含水率的岩样，分析研究这些岩样地化热解分析参数的变化规律，探讨水淹层的热解分析响应机理，为水淹层的地化评价新方法的建立奠定理论基础。     

水驱油微观物理模拟实验研究

应用与地层孔隙结构相似的微观仿真模型进行驱油实验,通过微观驱油动态彩色图象量化处理系统对实验的过程和结果进行分析,从定性和定量两个方面对水驱油渗流规律,水驱油剩余油形式及这些剩余油形式对三次采油的应用效果进行了分析,在水驱油过程中,由于润湿性的不同注入水表现出没的入孔机理,在强亲水的孔隙内,注入水沿着孔壁“爬入”;在亲油孔隙内,注入水沿孔隙的中心突入,由于油层非均质性的影响,水驱后剩余河可分为连片状剩余油和分散型剩余油两类。具体形式有簇状,柱状,角状,膜状和“孤岛”状等。对于不同的剩余油形式,各种化学驱的效果有所不同,聚合物驱主要驱替连片状剩余油,而三元复合驱和泡沫复合驱对连片状剩余油和分散型剩余油都能有效地进行驱替。     

水驱油物理模拟相似准则研究

为确定水驱油物理模拟主要相似准数,运用方程分析法,推导了注采井定压生产的三维水驱油物理模拟相似准则,得到24个物理意义明确的相似准数。通过敏感性数值分析,计算得到敏感因子取值为10^-5～10¹,定量确定了各个相似准数的主次关系,发现储层渗透率、流体饱和度在物理模拟实验中占据重要地位。研究表明：敏感因子大小随原油黏度变化而变化,从而划分了不同黏度条件下的主要相似准数,并且所推导的相似准数可以推广到不同构造倾角的油藏。该研究对水驱油物理模拟模型设计和实验运行具有指导意义。     

水驱油效率可达到 100%

水驱油之后地层中还存在大量剩余油,如何将其经济而有效地开采出来是老油田挖潜调整要解决的主要问题。 注入水的波及系数低和驱油效率低都会导致地层中存在剩余油。 残余油的存在是驱油效率低的主要表现,其往往由快速注水驱替过程中的 Jamin 效应所致。 提高注水速度可以克服 Jamin 效 应并提高驱油效率,但该方式很费水,工程条件一般不允许。 长期水洗也可以提高注入水的驱油效率,但该方式也较费水,经济效益较差。 浮力驱油也可以消除 Jamin 效应,并大幅度提高驱油效率,甚至可将驱油效率提高至 100% 。 对于中高渗透储层,可采用周期注水的方式,充分利用浮力的作用来提高驱 油效率,节省注水成本,提高油田开发效益。     

特高含水期水驱油效率计算新方法

特高含水期是油田开发的重要阶段,水驱油效率研究在该阶段具有十分重要的意义。水驱油效率计算是以油水相渗比与含水饱和度的关系为理论基础的,传统方法认为该关系呈线性,而矿场实践表明,这种关系仅适用于中一高含水阶段,在特高含水阶段则表现为非线性;因此,文中在深入研究相渗曲线特征的基础上,对油水相渗比与含水饱和度的关系表达式进行修正,并以修正公式为基础,重新推导出新的适用于特高含水期的驱油效率计算公式。实践证明,该公式符合特高含水期的开发规律,能满足油田实际生产的需要。     

水驱油高倍驱替实验驱油效率计算新方法

针对常规驱替实验难以真实模拟油藏开发实际的问题,开展了水驱油高倍驱替实验研究。联合应用红外测油仪和蒸馏法(2种方法相互补充验证),解决了高倍驱替出油量难以计量的问题,并设计针对性实验,证明了这一方法的准确性;利用面通量指标,对比分析了驱替实验和油藏开发实际中冲刷强度、驱替速度上的差异,为驱替实验设计提供了强有力的支撑;同时获得了较强冲刷强度下储层物性和面通量的定量关系式,应用到数值模拟中,可研究剩余油分布规律,指导油藏开发调整。文中形成的高倍驱替驱油效率计算方法在南海西部油田应用效果较好。     

Preparation of Surfactant for Oil Displacing Refined from Furfural Extract Oil

Abstract

Petroleum sulfonate (PS) was prepared in an autoclave sulfonation reactor using HIV-400 furfural extract oil of Daqing Refinery as feedstock and oleum (120%) as sulfonation agent. The effects of synthesis conditions were studied, and the PS yield was 45.1% with 48.2% of active components under the following best synthesis technology conditions: acid–oil ratio of 0.45:1 and reaction temperature of 60°C. The interfacial tension between crude oil and the water phase was effectively reduced by adding the PS at low dosage, when it was compounded with sodium carbonate, the interfacial tension could be under 10^?3 mN/m, meeting the requirements of an oil-displacing surfactant.     

鲁克沁深层稠油聚丙烯酰胺驱替技术研究

针对鲁克沁深层稠油规模动用开发的难题,展开了聚丙烯酰胺驱替技术研究。筛选出合适的驱油剂配方：配制水矿化度为23731～47463 mg/L和47464～94926 mg/L时,驱油剂配方分别为1500 mg/L HJPAM＋0.2%交联剂和2000 mg/L HJPAM＋0.2%交联剂。1500 mg/L HJPAM＋0.2%交联剂组成的驱油剂的阻力系数和残余阻力系数分别为18.0和3.7,驱油效果较好。对聚丙烯酰胺驱油参数的优化结果表明：HJPAM聚合物的最佳注入浓度1500 mg/L,最宜注入量600 mg/L×PV;驱油剂（1500 mg/L HJPAM＋0.2%交联剂）的最优注入速度为1.5mL/min,最佳段塞大小0.4 PV。采用0.05 PV（2000 mg/L HJPAM＋0.2%交联剂）＋0.33 PV（1500 mg/LHJPAM＋0.2%交联剂）复合式段塞的注入效果最佳,可提高采收率10.98个百分点。图6表6参7     

纳米液驱油技术研究现状

纳米技术是指至少一维尺寸在0.1~100 nm范围，并且仅仅由于尺寸的变化而生产极其特殊性能的技术，它包括纳米材料的制备、性能的表征及应用。纳米液是由纳米剂分散于水中的纳米液滴构成的溶液，纳米液在采油领域的应用主要是作为驱油剂，进一步提高原油的采收率。文章主要介绍了纳米液在采油方面的意义、机理及其现状。     

蒙古林油田可动凝胶驱油先导试验效果评价

可动凝胶驱油技术能够有效改善水驱油流度比、解决油藏的层内及层间矛盾、提高注入水波及效率。介绍了蒙古林普通稠油油藏高含水开发条件下开展可动凝胶驱油矿场先导试验情况,给出了对地面流程的注入剪切损失、可动凝胶驱油体系在地面和地下的性能评价结果以及油水井的反应,采用跟踪数值模拟方法精确测算了试验井的增产油量,并采用2种经济评价方法对试验效果进行了评价。研究结果表明,试验效果明显,实施一年半累计增油2.01×10 4 t,收回全部投资。初步建立了一套较系统的可动凝胶驱油效果评价方法,对有效改善类似油藏的开发效果具有一定的借鉴意义。     

高效驱油压裂液的开发与应用

针对长庆油田现用瓜胶压裂液摩阻高、破胶残渣多、回收处理难度大的问题,将超分子化学、胶体化学与油田化学相结合,研发出一种可替代瓜胶压裂液的高效驱油清洁压裂液体系,该压裂液由1.5% XYZC-6稠化剂、0.15% XYTJ-3调节剂组成。XYZC-6是一种以近肽链结构的黏弹性表面活性剂与多组分有机溶剂复合而成的材料,是一种可实时连续混配并能重复使用的增稠剂。XYTJ-3与返排液中的各项离子可形成溶于水的络合物,降低矿化度对压裂液的性能影响。实验表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 000 mg/L,具有良好的携砂、减阻性能,并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液的界面张力可达0.01~0.001 mN/m。高效驱油压裂液在长庆油田靖安区块得以成功应用,产后单井产量是相邻井产量的2倍,返排液经分离沉降等简单处理后即可再配压裂液,末端返排液经处理可用于驱油,变废为宝,实现压裂液"零排放、零污染",大幅度降低了压裂液的环境污染,为压裂液"不落地"技术提供了保障。      

三元复合体系驱油性能的动态变化及其对 采收率的影响

三元复合体系渗流过程中,聚合物的剪切降解和表面活性剂的吸附、滞留等导致体系驱油性能动态变化,影响其到达油藏深部的实际驱油能力。为了探讨驱油过程中复合体系性能的变化及其对复合驱采收率的影响,考察了渗流速度和运移距离对三元复合体系黏度的影响及体系油水界面张力在运移方向上的动态分布特征,研究了复合体系性能变化对采收率的影响。结果表明,渗流速度和运移距离对三元复合体系黏度和油水界面张力的影响较大。随渗流速度的增大复合体系黏度显著降低,渗流速度大于10 m/d时体系黏度变化较小;复合体系的剪切降解主要发生在注入端或近井地带,到达模型或油藏深部后运移距离的增大不会造成体系黏度的显著降低;复合体系界面张力随运移距离的增大显著升高,注入量较小时仅能在注入端或近井地带形成超低界面张力,注入量达到3.0 PV时可在填砂模型深部形成超低界面张力;渗流过程中复合体系界面张力对体系驱油能力的影响较黏度的影响更为显著,使复合体系达到油藏深部后仍保持超低界面张力是复合驱提高采收率的关键之一。     

粘弹性流体驱替孔喉残余油的机理分析

针对孔喉处有一滴残余油的并联孔道简化模型,从毛管阻力方程和表征驱替动力的线性粘弹性流体二维稳态流动Maxwell本构方程出发,得到了无量纲化诸特征参数,导出了化学驱条件下的微观毛管数Nc、临界驱替孔喉直径Dcr和临界驱替界面张力σcr的表达式,定义了孔喉残余油微观驱替效率St。在化学驱实际范围内取参数值,采用有限差分法求解,得到了孔喉道中的压力场:在其他条件相同时,沿程无量纲压力ρ 在喉道附近大幅度下降,无量纲局部压力损失Δp 随威森博格数We增大而增大,受雷诺数Re和喉道、孔隙直径比β的影响很小;在其他条件相同时,Dcr值随驱替流体松弛时间λ值增大、表观粘度μ增大、油水界面张力σ减小而减小;σcr值随λ值的增大显著增大,随孔喉比β′的增大而降低;启动孔喉残余油(使St>0)所需的界面张力σ值随λ值的增大而增大。利用文献报道的2个油藏的数据讨论了计算结果。图9参10。     

Analytical Modeling of Gas Diffusivity Into Oil Through a Film of Water

Abstract

The authors aimed to determine diffusion coefficient of gas in oil when there is a water-blocking film between them. Dealing with this purpose, a new technique based on analytical modeling was developed to measure the diffusivity and solubility of gas into oil and water. The system that was described is solved analytically and numerically. The result of analytical solution is presented as different type curves, which are very simple to use. To generate data, a numerical scheme was employed. The determination of gas diffusivity and solubility emerged from matching concentration data with the type curves.     

驱油用NACP泡沫体系的配方研究及效果评价

在已优选PAS或CTAB作为起泡剂,NAPS作为稳泡剂的基础上,对驱油用NACP泡沫体系的配方进行了研究,并通过岩心流动实验评价了该体系的驱油效果。该体系的配方为：0．2％PAS＋1500mg／LNAPS＋1％助剂＋51500mg／L矿化度;泡沫体系在70℃所起泡沫为490ml,析液半衰期为58min,起泡液粘度为36．4mPa·s,界面张力为0．072mN／m。在模拟中原文明寨油田油藏温度70℃、矿化度为7．15×10^4mg／L和非均质严重的地层条件下,该体系在渗透率级差为14．1和38．2的两组并联岩心中注入0．8PV,分别提高采收率44％和28．6％。