悬浮液中固相微粒吸附系数的研究

由于传质扩散吸附方程的解析解不易求得,故对溶液体系中岩心的吸附系数大多按常数处理,但就悬浮液体系而言,其吸附作用对岩心驱替过程的影响要远大于扩散作用,按常数处理吸附系数会导致结果失真,尝试建立了悬浮液体系浓度分布数学模型,并采用数值模拟和实验相结合的方法对悬浮液体系吸附系数的测量及其性质做尝试性研究。采用该方法只需对一定体积量流体的平均浓度做一次测量,通过拟合即可求出吸附系数,降低了常规方法的实验误差,计算模型考虑了吸附系数随时间呈线性变化和岩心吸附饱和的情况,可求出吸附系数的初始值,可以模拟出岩心各处不同时刻的浓度值。通过实验验证了模型的准确性和方法的可行性。图5参6     

三维油藏物理模拟的饱和度测量技术研究

实验室一维岩心饱和度测量技术主要测量岩心剖面的饱和度分布,二维可视化物理模拟和微观物理模拟主要定性观察流体在多孔介质中的流动情况,而三维油藏物理模拟测量饱和度分布的技术国内外都没有.应用电阻率测井的电极系测量原理,用先进的双压模技术和耐氧化、耐腐蚀的高技术材料,研制出了能够测量油藏物理模拟中动态饱和度变化的探针,并应用饱和度探针测量了不同实验的一维模型饱和油、水驱油过程中不同位置的饱和度变化;应用Buckley-Leverett方程理论,计算出一维模型出口的端面饱和度,与靠近出口位置实际测量的饱和度进行对比研究的结果是饱和油时,从出口位置测量的饱和度变化与出口端面计算饱和度变化规律相同,测量探针处先见油,出口端面后见油,二者之间的最终饱和度相近;水驱油时,从出口位置测量的饱和度变化与出口端面计算饱和度变化规律相同,测量探针处先见水,出口端面后见水,二者之间的束缚水饱和度与最终计算的饱和度和测量结果相近.不同实验的探针测量结果基本一致,比较稳定.通过模型3个不同位置探针测量出的饱和度变化,可定量观察到聚合物驱过程中油墙的形成、发展与运动,聚合物驱后3个位置的饱和度都有较大增加.对于一维模型,只有当油墙运动到出口端面时含水率才开始下降,采收率才会大幅度提高.图8参15     

中国油藏经营管理发展的几个特点

文中在分析中国陆相油藏特点的基础上,重点介绍了针对中国陆相油藏复杂性及展起来的计算机与数据库及图像显示,油藏描述和三维地质建模,网格粗化渗流建模,油藏数值模拟,地面地上结合的组分优化模拟,油田开发最优化系统工程等油藏经营管理中的一些新技术,并对现代中国油藏经营管理运作方式的发展特点进行了阐述。     

世界地质储层二氧化碳理论埋存量评价技术研究

埋存CO2是避免气候变化的有效途径之一,地下埋存可供选择的主要方式包括枯竭油气藏埋存、深部盐水储层埋存、不能开采的煤层埋存以及深海埋存等。介绍了各种CO2埋存方式的埋存机理,分析了不同方式下CO2埋存量的各种计算方法。同时给出了IEA和IPCC评估的世界储层CO2埋存量,评估结果表明,深部盐水层可提供巨大的埋存潜力,在400～10000Gt之间;枯竭油气藏也具有很大的埋存潜力,可以埋存全部需埋存C02的40％。CO2地质储层埋存将对全球CO2减排起到举足轻重的作用。     

保护油气层技术发展趋势

对油气层损害机理、深井及深水域井的温度敏感性、完井液新技术、解除储集层损害酸化途径及有效提高油气井产量的欠平衡钻井技术等的发展趋势进行综述。水平井、大位移井的主要损害来源是微粒运移、固相堵塞;较宽裂缝和灰岩为主的碳酸盐岩的损害因素也主要是固相侵入与堵塞;致密天然气层主要因液相（水与原油）聚集而损害渗透率,损害程度与储集层渗透率、界面张力、表面润湿性、初始含水饱和度的关系极为密切;深井和深水域井温度敏感性会导致矿物向水敏性转化、矿物溶解沉淀、润湿性转化及乳化堵塞。介绍了滤饼清除和井眼溶解清理的完井液新技术,通过清理将预防与治理相结合,储集层渗透率可比原始渗透率提高40%。酸化技术成本低、效果好,介绍了各类砂岩及碳酸盐岩相应的配方。欠平衡钻井核心技术是选用合理的井眼流体和恰当的负压差,介绍了加拿大100口欠平衡钻井在后期提高产量的经验。图1表2参47（樊世忠摘）     

注水开发过程中变差函数的变化及孔隙度变化规律

不同微相的孔隙度在开发过程中的变化规律是不一样的。丛聚型河道中,开发初中期孔隙度分布明显受单河道的大小和形状控制,注水开发过程使得粘土矿物被带走,并消除了河道之间的高含泥屏障,致使开发后期孔隙度的次变程加大,平面上的分布更趋广泛,但纵向上非均质性加剧。对离散型河道而言,由于孔隙度的高值区仅分布于离散的河道内,注水过程并不能改变河道的形状,因此,尽管河道侧缘的储层性质有所改观,平面上孔隙度的分布基本不受注水开发的影响。     

化学驱波及效率和驱替效率的影响因素研究

在对一个非均质程度严重的油藏进行波及效率和驱替效率定量描述的基础上,利用我国自行研制的ASP数值模拟软件,建立了一系列正韵律二维剖面地质模型,对比研究不同的油藏非均质性对化学驱波及效率和驱替效率的影响。在渗透率层间级差相同的情况下,高渗透层厚度与总厚度的比例不同,聚合物驱和三元复合驱的驱油效果不同;分析研究了重力作用对三元复合驱驱油效果的影响,并提出注采井距的缩小会削弱重力作用的影响。研究表明,地质模型不同,化学驱驱油效果的差异很大。对三元复合驱和聚合物驱进行油藏适应性研究,对提高水驱后采收率有着十分重要的意义。图3表2参7     

二氧化碳在油藏中埋存量计算方法

二氧化碳在油藏中埋存是减少温室气体排放最有效的途径之一,主要通过构造空问储存、束缚空间储存、溶解储存和矿化储存等机理来实现.二氧化碳在油藏中的地质埋存潜力可分成理论埋存量、有效埋存量、实际埋存量和匹配埋存量4个层次.对注水开发油藏和二氧化碳驱油藏,二氧化碳在油藏中的埋存潜力可用类比法和物质平衡法计算,得到理论埋存量和有效埋存量,理论埋存量是油藏所能接受的物理极限量,有效埋存量表示从技术层面上综合考虑了储集层及流体特性各种因素影响的埋存量,是理论埋存量的子集.用物质平衡法计算埋存量时二氧化碳在原油中溶解量占有较大比例,不可忽略,用类比法计算埋存量的关键问题是确定二氧化碳利用系数.实例表明该计算方法简便实用,可用干中国油田二氧化碳埋存潜力评价.图1表3参15     

二氧化碳埋存与提高采收率的关系

二氧化碳排放引发的环境问题引起国际社会的广泛关注.埋存主要选择的是枯竭的油气藏、深部的盐水储层、不能开采的煤层和深海埋存等方式.二氧化碳既可提高采收率又能实现埋存是石油企业追求的目标.二氧化碳驱油分为混相驱和非混相驱.二氧化碳注入方式分为水与气交替和重力稳定注入的方法.欧盟混相驱最大提高采收率为9%,最小提高采收率为4%.北海油田使用2.475t二氧化碳可提高1t原油产量.重力稳定非混相驱油最大提高采收率为18%,最小为10%.通过对二氧化碳提高采收率与埋存的研究,必将为环境保护和油气资源的高效开发和可持续发展提供理论及实践依据.     

测压信息确定油藏非均质性方法研究

在Oliver等人研究工作基础上．引入瞬时渗透率,建立了平面非均质油藏模型,利用扰动理论和拉普拉斯变换,推导了不稳定井底压力及压力导数的近似解析解,在此基础上建立了地层径向渗透率剖面的递归算法。方法中定义的瞬时渗透率是随时间变化的,是测试时间对应的探测区域内渗透率的调和平均。以此瞬时渗透率为基础的渗流模型及递归算法,突破了Oliver等人油藏渗透率随径向距离不能变化太大的限制,能更好地分析油藏的渗透率非均质性。拓展了试井资料应用范围。