ASP三元复合体系在孔隙介质中的流变性

利用室内物理模拟的方法,对三元复合体系在多孔介质中的流变行为进行了研究,分析了聚合物、碱、表面活性剂浓度和岩芯渗透率对三元复合体系在多孔介质中的流变特征的影响规律,研究结果认为复合体系在多孔介质中呈现出剪切变稀和增稠双重流变特性,复合体系在多孔介质中出现粘弹流变特征的临界剪切速率随着聚合物浓度的升高而减小,随着表面活性剂和碱浓度的增加而增大。     

CO2在多孔介质中的运移规律研究

低渗透油藏的储量是油田难动用储量的主要部分,提高这部分油藏的采收率是研究的重点.注CO2提高原油采收率技术由于其独特的优点,已经在国内外多种油藏和各种地质条件下得到了成功应用.通过室内模拟研究CO2在地层中运移机理,得出如下结论:多孔介质中填充水相后对CO2扩散速度影响巨大,水相溶解CO2后与矿物反应损耗是CO2扩散的限制因素;渗透率对扩散的影响程度比温度的影响大;高压下气体扩散速度增加缓慢.根据单相渗流规律结合实验,推出与CO2扩散相关联的温度、压力、渗透率三者之间的关系.     

储层中菌体微观调剖驱油效果分析

为说明菌体在储层孔道中的滞留对微生物驱油效果的贡献,借助微观仿真孔隙透明模型观察了菌体在多孔介质孔道中滞留聚集现象,测定了岩心中菌体滞留引起的油水两相相对渗透率的变化,分析菌体在储层孔道中的滞留聚集规律,及其对储层中油水两相流体流动能力的影响.研究发现,微观仿真孔隙透明模型中的驱动压力随菌体在储层孔道中的滞留量增加呈阶梯状渐升,驱出液中的菌体含量下降到一定值后趋于相对稳定;岩心中菌体的滞留造成油水两相的共渗区域扩大,油相相对渗透率曲线后移,水相相对渗透率曲线下降.表明储层孔道中滞留的菌体降低了水流沿大孔道渗流的能力,扩大了注水波及体积,起到了微观调剖作用,有助提高原油采收率.     

污泥与盐酸在多孔介质中的反应及分布规律

通过ICP-OES、SEM等手段确定了污泥的主要组分为碳酸盐,其中含有菱形及球形碳酸钙颗粒。研究了不同注入方式下污泥与盐酸在多孔介质中的反应效率及其对渗透率的影响,得出管线中混合的反应效率大于交替注入的反应效率。在管线混合注入方式中,随着污泥-盐酸体系注入量的增加,产气量呈幂指数增加;在交替注入过程中,随着隔离段塞体积的增加,反应效率呈幂指数降低;而两种注入方式的渗透率都随注入量的增加呈幂指数降低,颗粒侵入量增大,证明了在该反应体系注入过程中,反应效率与地层的污染程度有很好的相关性,且侵入深度对地层的伤害影响是主要的。     

微纳孔隙油-水-岩石微观界面相互作用研究进展

低渗、特低渗储层孔隙小,与岩石壁面直接接触且受壁面束缚的原油占比远高于常规储层,导致大量油膜黏附在岩石壁面难以被剥离,严重制约了低渗及特低渗油藏高效开发.传统的黏附功理论存在局限性,微纳米级孔喉中大量原油受岩石壁面强作用力束缚,油膜-岩石间黏附力成为制约油膜剥离效果的主要因素.介绍了纳米力学技术解析油-水-岩石间微观相互作用方法,如原子力显微镜、分子动力学模拟等,并聚焦油-固界面,归纳了二者间强相互作用,油膜与岩石之间除了存在经典Derjaguin-Landau-Verwey Overbeek(DLVO)理论中的范德华力和双电层相互作用外,还存在非DLVO相互作用(疏水作用和离子桥连作用等).总结油膜岩壁黏附机理的研究进展,探讨高效剥离油膜、提高低渗油藏采收率所面临的挑战,并对精确解析油-水-岩石间微观相互作用研究前景进行展望.     

低渗透油藏CO2气驱渗流机理核磁共振研究

对超低渗透油藏和特低渗透油藏注入CO2开采,已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.利用吉林油田超低渗透和特低渗透砂岩岩样,设计混相气驱、非混相气驱、高压水驱和低压水驱4种岩心注入工艺实验,采用核磁共振技术,从微观孔隙角度分析CO2混相气驱、非混相气驱和水驱渗流机理.研究表明:气驱驱走了岩心大部分大孔隙中的可动流体,并有一部分原油进入小孔隙成为不可动流体;相对非混相气驱,混相气驱可动流体的采出程度高是混相气驱提高采收率的根本原因;注采压差的提高,增加小孔隙中不可动流体的采出程度是基于混相气驱提高采收率的有效方法.气驱优于水驱,混相气驱优于非混相气驱.     

Experimental investigations on the fluid flow mechanism in porous media of enhanced oil recovery by alkli/surfactant/polymer flooding

Nowadays, most oil fields in China are in the later period of production, and the water cut increases rapidly with even over 80 percent. It is hard for the water flooding tech- nique to meet the needs of oil fields production. Thus, it is inevitable to develop new oil production techniques to replace water flooding. ASP flooding is a new technique which is developed out on the basis of alkali flooding, surfactant flooding and polymer flood- ing in the late 1980s. ASP flooding synthetically m…     

交联聚合物溶液蠕变回复效应及对驱油效率影响

进行了交联聚合物溶液在多孔介质中的流动试验,观察到交联聚合物溶液的蠕变回复现象,说明交联聚合物溶液在多孔介质中产生了粘弹效应.通过交联聚合物溶液变流速(67,161,67 cm/d)与恒速(67 cm/d)驱油时,即存在蠕变回复效应和无蠕变回复效应驱油,考察交联聚合物溶液蠕变回复效应对驱油效率的影响,结果表明,在本实验条件下,蠕变回复效应能增加原油采收率1.5%.     

Timing of advanced water flooding in low permeability reservoirs

It is very important to design the optimum starting time of water injection for the development of low permeability res-ervoirs. In this type of reservoir the starting time of water injection will be affected by a reservoir pressure-sensitive effect. In order to optimize the starting time of water injection in low permeability reservoirs, this effect of pressure change on rock permeability of low permeability reservoirs was, at first, studied by physical simulation. It was shown that the rock permeability decreases expo-nentially with an increase in formation pressure. Secondly, we conducted a reservoir engineering study, from which we obtained analytic relationships between formation pressure, oil production rate, water production rate and water injection rate. After our physical, theoretical and economical analyses, we proposed an approach which takes the pressure-sensitive effect into consideration and designed the optimum starting time of water injection, based on the principle of material balance. Finally, the corresponding software was developed and applied to one block of the Jiangsu Oilfield. It is shown that water injection, in advance of production, can decrease the adverse impact of the pressure-sensitive effect on low permeability reservoir development. A water-flooding pro-ject should be preferably initiated in advance of production for no more than one year and the optimum ratio of formation pressure to initial formation pressure should be maintained at a level between 1.05 and 1.2.     

不稳定注水在广华油田广一区的应用

不稳定注水是油田开发中后期改善水驱效果的一种重要方法。针对广华油田广一区进入特高含水开发期的具体情况,我们采用不稳定注水的方式,并辅之以油井补孔、放大压差采油、老井恢复生产等措施,用以改善水驱效果,在控制油井含水上升,挖掘剩余油潜力方面,取得了较好效果。目前采出程度51.48%,已达到二次采油阶段较高原油采收率。     

温度和有效应力对低渗储层孔渗性质的影响

探讨温度和有效应力对低渗储层渗透率和孔隙度的影响规律及内在机理,用大型岩石高温高压渗透实验仪,结合核磁共振、恒速压汞测试和相对渗透率实验进行研究.结果表明,温度不变时,岩心渗透率随有效应力的增加而递降;有效应力不变时,岩心渗透率随温度的升高而减小.核磁共振和恒速压汞测试结果表明,有效应力增加时,骨架颗粒紧密排列,岩心孔隙平均喉道和主流喉道半径减小,孔隙连通性变差,有些连通孔隙被分隔孤立,成为不可入孔隙,岩心束缚水饱和度增加.     

粘土矿物特性分析在砂岩油藏开发中的应用

粘土矿物是砂岩油藏储集层的重要组成部分,本文重点分析了砂岩油藏粘土矿物特性及其对油田开发效果的影响,列举典型实例,为江汉油区和其他油区砂岩油藏进行增产措施、注水开发和提高原油采收率提供试验研究依据。     

裂缝性低渗透油藏的渗吸机理及有利条件

为了研究渗吸作用的机理及有利条件,通过渗吸实验再现了裂缝性低渗透油藏介质中油水置换过程。实验表明:润湿性是裂缝性低渗透油藏渗吸驱油的主要影响因素之一,故用润湿性因素对渗吸机理判别方程进行了修正。结果表明:修正后的渗吸机理判别方程更适用于油藏介质的实际情况;并以此为基础,研究了裂缝性低渗透油藏介质发生渗吸驱油的充分条件,确定了各个影响因素之间的主次关系,为裂缝性低渗透油藏开发提供了理论依据和设计原则。     

关于油气开采中岩石表面疏水化与亲水化的探讨

在油田高含水采出阶段,通过注入化学剂改变地层润湿性来改变油水相对渗透率的方法,能够有效减缓含水率的上升,提高原油产量。其实岩石表面的亲水或者疏水并不是造成相对渗透率改变的根本原因,关键是在进行处理时是否增加了原油与岩石间的界面张力,同时还应考虑地层孔隙的表面光滑度、孔隙大小的变化等具体影响原油产量的因素。